多倍水驱下岩心接触角变化

疏松砂岩在水驱开发过程中,由于水长期冲刷,有的油田驱油效率比初始预测的采收率还要高,而润湿性是影响多倍水驱后油水在岩石孔喉中的微观分布和决定着极限驱油效率的关键因素。但是油层岩石的润湿性很复杂,至今没有令人满意的方法来测量油藏岩石的润湿性,实验室中主要依靠接触角法、吊板法、阿莫特法、自动吸附法等。为了研究多倍水驱条件下水驱倍数和黏土含量对润湿性的影响水平,先进行多驱替倍数水驱油实验,并对不同黏土含量的人造岩心驱替不同倍数后分别切薄片,把薄片置于白油中用上海中晨数字技术公司生产JC2000D3的视频光学接触角测量仪采用座滴法测量不同薄片的接触角,这样即可知道水驱倍数及黏土含量分别对润湿性影响的规律。实验结果表明,多倍水驱下驱替倍数和黏土含量都会影响岩心的润湿性,多倍水驱后水滴在岩心薄片上接触角变小,黏土含量增加,接触角变化幅度增大。因此,长期多倍水驱后润湿性基本上从亲油状态向亲水状态转变,这对储层中油相的运移是有利的。     

中低渗透油层层间非均质性对提高采收率的影响

用三支不同渗透率人造岩心并联的方法模拟非均质地层,根据经典非活塞驱替理论(Buckley-Leverett方程)对其水驱采收率进行了理论预测并在室内进行了驱油实验研究.预测结果表明:水驱采收率随层间非均质性的增强,其总体呈下降趋势,但在不同的非均质性范围内水驱采收率的变化规律不同,单独用渗透率变异系数或级差来表征层间非均质性对水驱采收率的影响有其局限性.实验结果表明:水驱采收率随着层间非均质性的增强而不断降低,与理论预测结果一致;当二元复合驱油体系对非均质中低渗透油层具有较好的适应性时,其采收率可达8%～10%,非均质性对其影响不大;低渗透率层二元复合驱采收率随层间非均质性的增强而增加,当渗透率变异系数达到0.75以上时,提高低渗透率层的采收率对于提高总体采收率具有重要的作用.     

机械振动提高岩心水驱采收率

通过一系列室内实验,对振动增加采收率的机理进行了详细的研究。使用人造岩心、天然露头砂岩岩心,天然油田砂岩岩心及模拟油进行了驱替实验。实验表明,机械振动可提高岩心水驱油的无水采收率及最终采收率,可推迟见水,降低岩心残余油饱和度。     

海相稠油油藏高倍数水驱岩心润湿性实验及微观机理

中国南海珠江口盆地海相砂岩强边底水稠油油藏,采用水平井、大液量和天然能量开发。由于水驱倍数高,储层经过强烈冲刷,储层润湿性发生改变,从而影响水驱渗流特征。目前关于高倍数水驱储层润湿性变化的研究集中于陆上稀油油藏,对于海相沉积的稠油油藏研究偏少,且微观机理解释不多。本文改进了常规润湿角实验规范和流程,首先利用不同黏度油样和地下岩样进行高倍数水驱实验,然后测定高倍数水驱后岩心润湿性,研究原油黏度和驱替速度对岩心润湿性变化影响。结合X-衍射定量分析、扫描电镜、稠油四组分含量测定实验结果和分子动力学模拟方法,从矿物成分变化和极性物质含量方面,分析了润湿性变化的微观机理。结果表明:原油黏度越大,高倍数水驱前油湿性越强,高倍数水驱后接触角变化的绝对值越大;当原油黏度为150 mPa·s时润湿性改变的潜力最大;水驱过程岩心黏土矿物含量的变化和岩心表面油膜的破坏是润湿性转变的重要因素。该成果对海相稠油油藏提高采收率具有指导意义。     

弱凝胶深部调驱可视化驱油实验研究

针对人造岩心驱替过程不能直观展示以及大尺度三维模型工艺复杂和适应性差的问题,研制出一套能够在高温高压下进行不同渗透率岩心组合、模拟正反韵律储层,以及不同驱替方式的小尺度可视化装置。在注入0.3 PV弱凝胶型调驱体系,候凝24 h的条件下,研究不同时刻各相流体在多孔介质中的运移过程以及与人造岩心驱油实验结果对比分析。结果表明:在弱凝胶阶段,弱凝胶优先进入中高渗透层,减小层间非均质性,同时能够改变高渗层内部残余油的分布;在后续水驱阶段,低渗透层逐渐起主导作用,而且存在于大孔道的弱凝胶由于黏弹性,在驱替压力达到某一临界值时,弱凝胶能够在新的孔道内聚集,有利于弱凝胶在油藏深部进行深部调驱。与人造岩心驱油实验对比,可视化装置在含水率和采收率曲线的拟合度较高,说明可视化实验装置对进一步理解弱凝胶调驱机理具有指导意义。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

低渗透油层超低界面张力化学驱油方式研究

针对目前低渗透油层水驱采收率较低的问题,在室内采用新型超低界面张力活性剂(SLB甜菜碱型)稀体系及其与相对分子质量为480万的聚丙烯酰胺复配体系,在人造低渗透均质圆柱状岩心中进行了8个方案的化学驱油方式对比研究.结果表明:对未开发或刚投入水驱的低渗透油层单独使用SLB超低界面张力活性剂驱油时,应先注活性水段塞,后进行水驱,方可获得较高的采收率;对已进行水驱且注入水接近突破的低渗透油层,在采出液含水率达98%以后,先注低分子量聚合物水溶液段塞,后注SLB超低界面张力活性水段塞,将比注入二者的复配体系段塞获得更高的采收率.     

低渗透油藏二元复合驱微观机制研究

 选取不同渗透率级别的低渗和特低渗储层岩心进行水驱、二元驱油实验,研究不同驱替方式、驱替压力梯度对驱油效率的影响.实验结果表明,对于低渗透油藏,二元驱油效率高于水驱,随着压力梯度的增大,驱油效率增加,并且渗透率越低,增加幅度越明显.通过核磁共振T₂谱与恒速压汞微观孔喉测试相结合,分析岩心束缚水状态含油饱和度分布及残余油分布规律,发现较高压力梯度下二元驱替后,低渗透岩心中细微孔隙残余油较少,而高渗透岩心中较大孔隙残余油较多.     

龙虎泡低渗透油田聚表二元复合驱实验研究

针对龙虎泡低渗透油田水驱开发效果差、采收率低等特点,开展了聚合物和表面活性剂二元复合驱在低渗透油藏适应性的室内评价实验.注入性实验表明,相对分子量为2 200万的FP-3聚合物注入渗透率46.45×10-3μm2的岩心未发生堵塞,具有良好的注入选择性及封堵选择性.驱油实验表明,聚合物和表面活性剂可分别提高低渗透岩心驱油效率10%和20%,且表面活性剂容易注入,可降低注入压力.在聚合物和表面活性剂不同段塞组合实验中,两者分段塞注入的方式优于单独注入表面活性剂或将两者混合后注入的方式,其中先注聚合物后注入表面活性剂的段塞组合方式最好,可提高采收率17.74%.因此,对于非均质性较弱的低渗透油田,可采用聚表二元复合驱技术,先注入聚合物降低储层的非均质性,后注入表面活性剂启动低渗区的剩余油.     

相对渗透率调节剂提高采收率优化控制条件研究

相对渗透率调节剂(relative permeability modifier,RPM)可以选择性降低油水相渗透率以提高注入水的波及系数;并改变岩石表面的润湿性,提高采收率。研究了一种阳离子聚合物型的相对渗透率调节剂,测定了RPM对表面润湿性以及油水相渗透率的影响。通过岩心驱油试验考察了不同油藏渗透率、地层润湿性、原油黏度、RPM注入时机、注入水注入速度等条件下RPM驱的驱油效果。实验结果表明,RPM可以将油湿的石英表面润湿性改变为弱水湿,且对水相渗透率降低程度更大;RPM驱适合渗透率大于50×10-3μm2地层;RPM在油湿岩心中具有更高的采收率增值;原油黏度在20 mPa·s时,采收率增值幅度最大;在相似的渗透率条件下,注入速度增大时,水驱采收率与最终采收率均增大;较早注入RPM有更好的最终采收率效果。     

新立油田扶杨油层油藏特征研究

新立油田处于松辽盆地中央坳陷区最西端，扶杨油层包括扶余油层以及杨大城子油层，油层厚度约500m,是新立油田主要目的层。通过岩心、测井、录井、钻井、试油以及PVT资料来的研究，对油藏的构造、沉积、储层、油层展布有个系统性认识。研究认为，储层物性条件差，孔隙度与渗透率都很低；油层分布范围广，平面连通性好，但单井有效厚度差异大，主体中心区厚度较大，并向周边逐渐减薄。油藏的控制因素由于方向的不同而不同：东西向，油藏主要受到构造和断层因素控制，形成构造油藏以及断块油藏；南北向，油藏含油范围与构造范围分布不统一，主要受岩性控制，发育有岩性油藏。新立油田扶杨油层整体上，属于构造-岩性油藏。在未来的工作中，要加大沉积预测以及地震方面的研究，从而形成综合性的地震地质分析方法，从而形成一套切实可行的预测含油有利区的方法。     

新立油田扶杨油层油藏特征研究

新立油田处于松辽盆地中央坳陷区最西端,扶杨油层包括扶余油层以及杨大城子油层,油层厚度约500 m,是新立油田主要目的层.通过岩心、测井、录井、钻井、试油以及PVT资料的研究,对油藏的构造、沉积、储层、油层展布有系统性认识.研究认为,储层物性条件差,孔隙度与渗透率都很低;油层分布范围广,平面连通性好,但单井有效厚度差异大,主体中心区厚度较大,并向周边逐渐减薄.油藏的控制因素由于方向的不同而不同:东西向油藏主要受到构造和断层因素控制,形成构造油藏以及断块油藏;南北向油藏含油范围与构造范围分布不统一,主要受岩性控制,发育有岩性油藏.新立油田扶杨油层整体属于构造——岩性油藏.在未来的工作中,要加大沉积预测以及地震方面的研究,从而形成综合性的地震地质分析和一套切实可行的预测含油有利区的方法.     

层状砂岩油藏提高水驱油效率的对策分析

通过对砂体几何形态、沉积韵律、连通特性等特征的研究,以及对上述诸特征起主控因素即沉积环境的具体分析,就不同沉积环境下所形成砂体的注水开发特征进行了详细论述,并提出了相应的压裂、酸化等开发工艺措施,为改善开发方案,提高采收率提供了理论依据     

裂缝性油藏流入动态模型研究

在列宾逊函数的基础上，将变形介质渗流理论应用于裂缝性油藏流人动态研究，利用油田实际生产数据，得到油藏压力与变形系数的函数关系式。这样使原有的裂缝性油藏流人动态的数学模型得到改进，也完善了裂缝性油藏流人动态的计算方法。计算结果与实测结果对比表明，改进模型的计算误差一般在3％以内，大大提高了裂缝性油藏油井流人动态预测结果的精度。     

裂缝性油藏流入动态模型研究

在列宾逊函数的基础上 ,将变形介质渗流理论应用于裂缝性油藏流入动态研究 ,利用油田实际生产数据 ,得到油藏压力与变形系数的函数关系式。这样使原有的裂缝性油藏流入动态的数学模型得到改进 ,也完善了裂缝性油藏流入动态的计算方法。计算结果与实测结果对比表明 ,改进模型的计算误差一般在 3%以内 ,大大提高了裂缝性油藏油井流入动态预测结果的精度     

油气储层识别软件的研制

基于软件工程理论,结合计算机软件技术和油气储层识别技术,选用Motif作为开发平台,研制了Unix操作系统下的油气储层识别软件。针对大型物探软件的特点,采用结构化的文件系统进行数据管理,引入全PlugIns概念合理设计系统架构,确保了软件质量,有效地延长了软件的生命周期。在软件的编制过程中,整合了地震属性提取及优化、BP神经网络、SOM聚类分析、叠后波阻抗和叠前弹性反演等油气储层识别的先进技术,建立了油气储层判别工作流程。此软件已应用于实际地区,并取得了良好的应用效果。同时该软件也为其他技术的集成提供了一个基础平台。     

油气储层识别软件的研制

基于软件工程理论,结合计算机软件技术和油气储层识别技术,选用Motif作为开发平台,研制了Unix操作系统下的油气储层识别软件.针对大型物探软件的特点,采用结构化的文件系统进行数据管理,引入全PlugIns概念合理设计系统架构,确保了软件质量,有效地延长了软件的生命周期.在软件的编制过程中,整合了地震属性提取及优化、BP神经网络、SOM聚类分析、叠后波阻抗和叠前弹性反演等油气储层识别的先进技术,建立了油气储层判别工作流程.此软件已应用于实际地区,并取得了良好的应用效果.同时该软件也为其他技术的集成提供了一个基础平台.     

三角洲前缘相储层剩余油分布特征及挖潜对策研究

针对以三角洲前缘相沉积为主的油藏,结合沉积微相特征对剩余油的控制作用,分析了层间、层面、层内剩余油分布特征,采用数值模拟方法研究了三角洲前缘相储层的剩余油分布规律,主要有水下分流主河道及主体席状砂体侧缘剩余油、断层遮挡型、注采不完善型、层间干扰型,并根据剩余油分布规律提出对应的挖潜对策,井网加密、注采系统调整、注水井调剖、酸化等。     

港西油田复杂断块油藏储层参数解释模型研究

建立准确的储层参数测井解释模型,为储层研究提供基础地质数据,是油藏精细描述的关键和重要基础。在综合研究港西油田岩心、测试、地质等资料的基础上,分析储层岩性、物性、含油性和电性四者之间的关系,建立储层物性解释模型,为精细研究高含水期剩余油分布规律奠定基础。通过验证所建模型,解释精度高,可以满足方案设计的需要。     

稠油油藏化学驱采收率的影响因素

采用烷基聚氧丙烯醚硫酸盐和羧基甜菜碱两类两性表面活性剂与碱复配构建具有不同界面张力特点的驱油体系,通过驱油试验评价不同体系对桩西稠油采收率的影响,采用微观驱替试验研究不同体系提高采收率的机制。结果表明:界面张力与采收率没有明显的对应关系;碱通过维持油、水、固三相接触点亲油性和降低油水界面张力,减弱驱替介质沿油与岩石之间的渗入,增强驱替介质从原油中心的突进和分散,提高驱替压力和波及体积;相比于碱和原油反应产生的表面活性剂,外加的表面活性剂亲水性较强,会增强固体表面的亲水性,导致驱油剂沿孔隙壁面突进;表面活性剂-碱体系与原油形成的细分散水包油型乳状液加剧了驱油剂的窜进,不利于提高波及系数;对于稠油油藏,化学驱体系的波及系数是提高采收率的关键因素。