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。     

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。     

油基完井液引起储层损害的机理研究

用Ａｍｏｔｔ／ＵＳＢＭ法定量评价了国内常用油基完井液体系及其组分对水湿砂岩润湿性和油相有效渗透率的影响。结果表明，油浆滤液损害储层的主要机理是由于表面活性剂所引起的油藏岩石润湿性反转。根据吸附量和界面电性的测量结果，分析了阳离子表面活性剂的油湿作用强于其它类型表面活性剂以及无机离子与阴离子表面活性剂的协同作用能够使润湿性改变程度明显增强的原因。还应用推广的杨氏－拉普拉斯方程和ＤＬＶＯ理论，对表面…     

强碱三元复合驱储层物性变化特征研究

三元复合驱技术是油田高含水后期进一步提高采收率的重要手段,但是强碱三元复合驱后对于的储层的伤害是不容忽视的,为了更好的研究微观孔隙变化情况我们通过微观孔隙实验利用原子力显微镜和OCA接触角测定仪对于空隙结构变化以及接触角进行了检测和详细分析。结果表明：三元复合驱后,储层岩石向中性润湿变化,Ca2+与阴离子活性剂间的结合作用有可能使硅石表面从水湿向油湿转化,表面活性剂对油藏岩石的润湿作用受地层水中无机离子协同作用的影响。     

油藏润湿性影响因素综述

岩石表面润湿性是影响油、水在岩石孔隙中分布、流动的一个主要因素。岩石润湿性直接制约着油、水两相相对渗透率、毛细管力以及石油采收率。从岩石表面矿物组成、原油的组分、地层水、注入水的离子含量和离子组成、pH以及温度等方面讨论了油藏岩石的润湿性的影响因素。     

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。     

低渗透油藏注水开发储层动态特征变化

为了解低渗透油藏长期注水后储层特征的变化及其机理,以马岭油田南二区延9油藏为例,通过室内物理模拟实验法研究注水开发前后储层物性、孔隙特征和渗流特征的变化。研究结果表明:长期注水后,储层渗透率明显增大,孔隙度增加较小,且储层渗透率越高,水洗程度越大,储层物性的增加幅度越大;储层物性的增加主要与水洗后黏土矿物含量的降低有关,其中伊利石和伊蒙混层的相对含量明显降低,高岭石相对含量明显增大;水洗后储层岩石表面油膜脱落,岩石润湿性由亲油性变为亲水性;注入水与储层岩石的相互作用使油水相流动能力增强,两相区范围变宽,水驱油效率提高。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田的开发。     

利用表面电势表征砂岩储层岩石表面润湿性

利用Stern双电层模型研究岩石表面荷电机制,考察岩石表面电势与表面基团的对应关系,从微观岩石表面基团的电性变化出发,分析归纳岩石表面电势与砂岩储层岩石表面润湿性间的关系。结果表明:岩石表面上分布有各类带电或中性基团,这些表面基团与液体分子之间存在相互作用力,包括范德华力、库伦力和氢键,油藏润湿性是这些分子间作用力的性质、大小和综合作用的宏观表现;岩石表面电势的正负和绝对值反映了岩石表面化学基团的电性和密度,可用于表征评价岩石表面润湿性。     

一种利用毛管压力确定致密储层岩石润湿性的方法

致密砂岩储层孔隙尺度微小,孔隙结构复杂,毛管效应明显,为明确该类储层岩石润湿性,本文提出一种利用毛管压力确定岩心润湿性的方法。首先,通过压汞实验明确致密砂岩储层孔隙结构特征,明确孔隙结构参数与毛管压力关系,确定毛管压力主要影响因素;其次,开展动态毛管压力测定实验,建立毛管压力和喉道半径关系;最后,开展不同渗透率岩心油驱水和水驱油实验,确定岩石润湿性。研究结果表明：致密砂岩储层喉道半径呈对数正态分布,其分布参数与渗透率的相关性很好,喉道半径是渗流能力的主控因素;当渗透率大于10×10-3μm2时,毛管压力的动态效应影响较弱,当渗透率小于1×10-3μm2时,毛管压力的动态效应明显;通过测定岩心两端的压差,可以利用毛管压力能够确定岩石润湿性,结果准确,与接触角法与吸入法结果相同,验证了该方法的准确性。     

基于格子玻尔兹曼的润湿性对降压效果的研究

改变油藏润湿性和降低油水界面张力是解决低渗/特低渗油田注水压力高问题的有效方法。而室内驱替实验时,表面活性剂浓度不仅影响油水界面张力,还会影响岩石表面润湿性能,无法准确评价表面活性剂的润湿性能对降压效果的影响。格子Boltzmann方法通过控制流体和固体间作用参数能够独立控制界面张力大小,并能够模拟任意接触角变化。因此,基于格子Boltzmann方法,应用二维平板模型,考虑粗糙表面,设置微观梯形结构,研究了毛管数、邦德数及黏度比等不同无量纲数条件下润湿性改变对降压率的影响。结果表明,毛管数越小,邦德数越大、黏度比越大、接触角越小,降压率越高、降压效果越明显;接触角存在一个最佳范围,超过此范围继续降低接触角,降压效果不明显;对于多孔介质,改变润湿性对降压率影响比单通道更加明显。     

吉木萨尔芦草沟组页岩油储层润湿性特征与影响因素分析

润湿性是页岩储层的重要物性之一,关系到开发方式的制定和生产制度的优化。借助Amott法与接触角法测定了吉木萨尔芦草沟组储层不同岩性样品的润湿性并对比了两种测试结果的差异;通过RoqSCAN技术测定了岩心表面矿物组分,结合原油组分分析了吉木萨尔芦草沟组储层在不同工作液下的润湿特征并分析了组分对润湿性的影响。此外,通过渗吸驱油实验讨论了润湿性对渗吸驱油效率的影响并筛选了适用于吉木萨尔的表活剂类型。结果表明：岩性与原油物性是影响吉木萨尔芦草沟组储层润湿性的关键因素,其中石英、绿泥石、伊利石含量更高的层段亲水性更强,白云石、黄铁矿、伊蒙混层及高岭石含量更高层段亲油性更强,长石含量对吉木萨尔芦草沟组润湿性的影响不大,原油中胶质沥青质含量更高层段亲油性更强。芦草沟组储层在地层水与瓜胶压裂液环境下普遍偏油湿,非离子类表活剂更加适用于吉木萨尔芦草沟储层,改变润湿性的性能更加稳定,能显著提高亲油岩心的渗吸驱油效率。     

CO_2驱油中的渗流力学理论最终报告

该报告严格按照计划进度完成了前三年的研究任务。完成调研报告工作进一步明确了研究思路与方法。建立了模拟实际油藏矿物胶结的储层模型(可以模拟天然矿物胶结物);改进了耐腐蚀的高压CO_2驱模拟装置(耐CO_2腐蚀和高压,可模拟岩石所受的径向及轴向压力);改进了高压油水气计量—回压控制系统(实现高压条件下气体分区计量);完成高压条件下CO_2指进模拟装置的设计,拓展其可视化功能(可视化,减小实验用气量,降低了实验操作的难度);建立了CO_2长期驱替实验平台(可真实反映储层中CO_2与岩石/水/原油的缓慢反应)。以吉林油田黑47井为研究对象,完成了储层岩石的物性参数(通过实验得到储层矿物组成、表面元素、地层水组成等)、CO_2在地层水与原油中的溶解度的检测,并分析了其变化规律及特点(得到不同压力、温度下的CO_2溶解性),确定了CO_2驱替过程中储层物性参数变化规律(得到不同驱替压力和温度下岩石孔隙度、渗透率的变化)。综合评价了现有的多相多组分LBM模型,并建立了细观多相多组分LBM模型和边界条件(得到能够真实体现CO_2混相机理并消除非物理虚假速度的微观LBM模型);利用建立的多相多组分LBM模型,研究了单孔内两相流动的渗流问题,研究了微孔中液态CO_2在不同润湿性条件下对渗流的影响(得到不同粘度比、润湿性下的微观渗流特征)。进行了CO_2/H2O/岩心相互作用对岩石的表面结构、化学元素、矿物组成的实验研究,分析了在高温高压下CO_2对储层表面润湿性的影响(得到不同温度压力下,岩石表面元素组成的变化、地层水离子变化、岩石表面化学元素以及亲水性的变化);结合数值模拟,分析CO_2驱过程中反应对储层物性及开发效果的影响(得到考虑沥青质沉淀对储层物性及产能的影响)。完成了部分CO_2窜流的影响因素实验,其中包括渗透率、裂缝、压力等参数对CO_2指进气窜影响的实验(得到不同渗透率、裂缝开度及压力下,CO_2的窜流程度)。     

低渗透油藏两相渗流参数及驱油效率的应力敏感性研究

储层物性参数及渗流参数受作用在岩石上的应力状态的影响。开发过程中由于地层压力的下降而导致应力状态变化,这种变化会带来岩石的不可逆伤害而影响物性参数、渗流参数及开发效果。建立了室内模拟地层压力变化的实验技术。定量研究了地层压力下降过程中油水两相渗流特征以及水驱油效率的变化规律。借助压汞、核磁共振等测试手段,分析地层压力下降过程中岩石孔喉结构特征参数的变化规律,定性研究了低渗透油藏两相渗流参数及水驱油效率的应力敏感性作用机制。研究结果表明,低渗透油藏岩石的油水两相渗流参数及水驱油效率具有应力敏感性,且岩石的渗透率越低,应力敏感性越强。不同渗透率级别岩石孔喉尺寸的差别决定两相渗流参数及水驱油效率的应力敏感程度。研究结果可为低渗透油藏的储层保护和水驱高效开发提供理论指导。     

油藏开发阶段岩石表面润湿性控制方法研究

油藏中润湿性的变化往往是由于沥青质等组分在岩石表面的沉淀聚集引起的。本文通过对润湿性的认识研究了化学剂及表面活性剂处理岩心后岩心润湿指数的改变情况,确定通过加入化学剂等途径来控制原油/岩石表面反应的进行,进而可以控制岩石表面的润湿性。     

原油沥青质吸附与沉积对储层岩石润湿性和渗透率的影响

原油沥青质吸附引起的油藏岩石润湿性改变和沥青质沉积对储层孔喉的堵塞是造成储层损害、导致油井产能下降的重要机理之一。首先 ,采用改进的自吸速率法和分光光度法 ,研究了原油沥青质吸附所引起的砂岩岩样润湿指数的变化 ;然后 ,利用岩心流动实验方法 ,定量评价了稠油沥青质沉积对储层岩石渗透率的影响。实验结果表明 ,岩心润湿指数随沥青质吸附量的增加而减小 ,从而导致油相的相对渗透率降低。地层水的离子组成是影响水湿性的主要因素之一。地层水所含无机阳离子的化合价价数越高 ,它与沥青质的协同作用所引起的润湿指数下降的程度越大。储层岩心油相渗透率下降的程度与沥青质沉积量和储层岩心的原始渗透率有关 ,沉积量越大或原始渗透率越低 ,则油相渗透率下降幅度越大。因此 ,对于原油中富含沥青质的油藏 ,特别是稠油油藏 ,尽可能抑制沥青质的吸附和沉积是保护储层的一项重要措施。     

永宁油田长2储层敏感性及注水可行性分析

研究永宁油田长2储层岩石学性质、储层流体性质和储层岩石敏感性评价分析,得出了伤害储层的主要因素。同时对这些井区进行了地层水和注入水的配伍性实验、水驱油试验和储层岩石润湿性试验,并进行了初步的注水可行性分析,为长2储层的注水开发实施提供一定的依据。     

温度对西峰特低渗油藏流体渗流特征影响

针对西峰特低渗油藏由于储层压力和温度降低而导致有机垢堵塞严重的问题,在室内根据渗流力学和边界层理论,对西峰特低渗油藏不同温度下油、水两相及单相渗流特征进行了实验研究。实验结果表明:温度降低导致原油黏度升高,原油中重质组分在孔隙表面吸附量增大,流体边界层增厚,孔隙中供流体渗流空间减小;油相和水相渗流的启动压力梯度增大;油水流度比增大,油水两相区变窄,岩心润湿性由水湿向油湿转变,驱油效率明显降低,导致最终油井产能的降低。所得到的实验结果对制定与调整西峰油田生产方案具有一定的指导意义。     

直流电场对岩心润湿性的影响研究

采用 Amoutt法详细分析研究了在外加电场作用下储层岩石润湿性的变化情况 ,并在此基础上进一步考查了电位梯度、电场作用时间和电场作用方向等电场参数对储层岩石润湿性的影响及其变化规律 .研究结果表明 :在外加直流电场作用下 ,可使储层岩石润湿性向亲水方向转化 ,电场方向对润湿性的改变方向和变化程度影响不大 ,但电位梯度和加电时间对润湿性的改变有很大影响 ,随着电位梯度和加电时间增加 ,储层岩石润湿性逐渐向强亲水方向转化 .同时 ,在外电场作用下使储层岩石孔隙孔道的连通性增强 ,油水流动阻力降低、相对渗透率和水驱油效率及原油采收率提高 .     

原油沥青质吸附与沉积对储层岩石润湿性和渗透率的影响

原油沥青质吸附引起的油藏岩石润湿性改变和沥青质沉积对储层孔喉的堵塞是造成储层损害、导致油井产能下降的重要机理之一。首先，采用改进的自吸速率法和分光光度法，研究了原油沥青质吸附所引起的砂岩岩样润湿指数的变化；然后，利用岩心流动实验方法，定量评价了稠油沥青质沉积对储层岩石渗透率的影响。实验结果表明，岩心润湿指数随沥青质吸附量的增加而减小，从而导致油相的相对渗透率降低。地层水的离子组成是影响水湿性的主要因素之一。地层水所含无机阳离子的化合价价数越高，它与沥青质的协同作用所引起的润湿指数下降的程度越大。储层岩心油相渗透率下降的程度与沥青质沉积量和储层岩心的原始渗透率有关，沉积量越大或原始渗透率越低，则油相渗透率下降幅度越大。因此，对于原油中富含沥青质的油藏，特别是稠油油藏，尽可能抑制沥青质的吸附和沉积是保护储层的一项重要措施。     

无机盐对气藏砂岩表面动态润湿性的影响研究

为了研究低矿化度水水驱过程中盐离子及矿化度与岩石润湿性的关系,用接触角测定仪测定了盐水在砂岩表面的接触角随时间的变化,并对变化机理进行了探讨。结果表明:液固之间的接触角随时间的增加而减小,初期减小速度较大,后期较小;水相中盐离子增加了砂岩表面的疏水性,降低了水在砂岩表面的润湿速率,润湿速率随矿化度的增加先增加后降低;Ca2+、Mg2+对润湿性的影响大于Na+。