断背斜油藏油水界面的差异分布及成因探讨

利用取芯资料及密井网测井资料,在等时地层格架的基础上,精细描述了胜坨油田胜利村断背斜油藏沙二段81 层储层特征及油水分布规律,利用非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的力学平衡关系,探讨了断背斜油藏中油水界面差异分布的成因机理。研究表明,断背斜油藏同一沉积单元中,各含油断块在油柱高度和油水界面深度方面存在较大差异,同一含油断块内部的油水界面与构造线并不完全平行。储层物性更差、构造更平缓、原油密度更大的断块和区域具有更高的油柱高度,从而导致了油水界面的差异分布。在实际油藏中,油柱高度存在的断块间差异和断块内差异是非均质储层油水界面分布的普遍特点,但具体油水分布状态要受储层非均质性、构造趋势、原油性质等因素的叠加影响。     

岩心油水两相渗流启动压力梯度实验研究

为了搞清油藏储层油水两相渗流启动压力梯度特点及其影响因素,对不同渗透率岩心水驱油两相渗流的启动压力梯度进行了室内实验测定,根据实验现象和实验结果,分析了产生启动压力的岩心孔隙内部的阻力效应。研究结果表明：气体渗透率小于50×10-3μm2的低渗岩心具有较大的启动压力梯度,且随渗透率降低,启动压力梯度快速增加,岩心内含水饱和度越高,启动压力梯度越大;气体渗透率大于50×10-3μm2中高渗岩心启动压力梯度随渗透率变化不大,且数值较小,随岩心含水饱和度增加而降低;产生启动压力的阻力效应大小和岩石的润湿性、毛管压力、微观孔隙的油水分布状态、固液界面张力及孔喉半径有关。对于低渗透油藏,岩心的润湿指数越大,含水饱和度越高,固液界面张力越大,所产生的油水两相阻力效应越大,岩心启动压力梯度就越大。     

考虑动边界影响的低渗透油藏反九点水力压裂注采井网数值模拟研究

考虑低渗透地层中因启动压力梯度存在而产生动边界的影响,利用CMG三维三相黑油油藏数值模拟器对开发低渗透油藏的正方形反九点水力压裂注采井网进行了精确的数值模拟。数值模拟结果表明:相对于达西渗流模式等压面足够光滑、整个油藏区块均参与流动,低渗透油藏启动压力梯度为0.2 MPa/m下的等压面(油藏初始压力)空间分布有较大间断性,在远离注水井和生产井的部分区域仍保持了油藏的初始状态,该区域还未参与到油藏的渗流系统中;地层中存在随时间变化的动边界,会降低油田注水的油藏波及体积和原油采出程度。由饱和度的三维空间分布图可以看出:达西渗流模式下的压裂注水效果较好,油水分布比较集中,界面清晰,更接近于活塞式水驱油;而启动压力梯度的存在会使压裂注水井驱油效果变差,油水存在较大的油水混合渗流区域,油水分布比较分散,属于典型的非活塞式水驱油。由绘制的油田开发特征曲线可以得出:启动压力梯度越大,累计产油量越小,累计产油量随时间上升越慢,生产井含水上升越快,日产油量越低;启动压力梯度对低渗透油藏压裂注水开发效果影响显著。     

粘弹性流体偏心环空螺旋流的速度分布

聚驱螺杆泵采油井产出液是含有聚合物水溶液的油水混合物,这种产出液在螺杆泵采油井的抽油杆和油管所形成的环空中的流动可视为粘弹性流体偏心环空螺旋流。本文在利用变系数二阶流体描述粘弹性流体流变性的基础上,建立了粘弹性流体偏心环空螺旋流的控制方程。利用有限差分法对上述控制方程进行数值求解,得到了该流动的轴向速度、切向速度分布,并分析了环空内管自转速度、偏心度及压力梯度对轴向速度和切向速度的影响。     

安塞油田长10储层渗流特征研究

为了全面研究陕北低渗透油田—安塞油田长10油藏渗流机理,解决开发过程中渗流阻力大、注水效果差等问题,进一步改善油田开发效果,应用室内高精度微量泵和高精度压差传感器对长10储层岩心开展了油水渗流特征、水驱油效率、启动压力梯度等多项实验研究,并推导了低渗透油田IPR新方程,结果表明该储层原油的物性非均质性较强,流体渗流不遵循达西定律,存在启动压力梯度且启动压力梯度与储层的渗透率成反比;油水两相渗流特征反映束缚水饱和度较高,油水两相流动范围窄,具有典型的低渗亲水油藏特征,因此可通过降低启动压力梯度、增大生产压差来改善开发效果。     

微生物提高采收率微观机制

在模拟油藏条件下,利用微观仿真平板模型和分支盲孔模型,对水驱、微生物驱油过程中剩余油形态及流动现象进行显微观察和分析,研究微生物驱油和置换盲孔内剩余油的微观机制;利用动态扩张黏弹性流变试验,定量考察菌体本身及生物表面活性物质对油水界面膜的作用及对原油流动能力的改善作用.结果表明:微生物通过降解原油和代谢产生生物气体、生物表面活性物质等改变剩余油形态及分布;微生物驱具有气驱、气液界面滑动和剥离油膜等微观驱油方式;生物气能够在生物活性物质的辅助作用下,进入水驱、聚驱、气驱都无法波及的盲孔,置换出其中的剩余油;微生物菌体本身具有界面活性,能与代谢活性产物共同降低油水界面膜强度,提高原油流动能力.     

三维传热对推力轴承温度分布影响的研究

针对油膜和瓦体界面上边界条件不确定的对流－导热耦合问题,对推力轴承的油膜和瓦体系统,构造了相应的三维传热计算数学模型,提出了在界面上分区实施温度连续和热流密度连续的逐步迭代求解方法,并对推力轴承的油膜温度分布和瓦面温度分布进行了分析研究。研究表明：三维计算不仅能揭示油膜层与层之间的温度变化关系,同时还能准确地反映瓦面实际温度分布。     

致密-低渗透油藏两相启动压力梯度变化规律

致密-低渗油藏油水两相渗流时存在启动压力梯度,导致基质中剩余油和残余油的驱动非常困难,水驱开采效果普遍较差。为了确定致密-低渗储层两相启动压力梯度变化规律,通过物理模拟方法研究了一维水驱油过程中两相启动压力梯度与平均含水饱和度之间的关系,并分析了两相启动压力梯度的形成原因。结果表明,两相启动压力梯度随平均含水饱和度增大先升高后降低,在油水前缘位于出口端附近时达到最大值;两相启动压力梯度最大值与岩心气测渗透率呈良好的幂函数关系,渗透率越低两相启动压力梯度最大值上升速度越快;同一岩心中两相启动压力梯度远大于原油启动压力梯度。可见致密-低渗油藏水驱过程中两相启动压力梯度随着油水前缘运移先增大后减小,同时油水间毛管力是两相启动压力梯度形成的主要原因。     

含蜡原油管输的通用速度分布与温度分布

以控制流体流动的动量方程、能量方程和描述流体流动特性的本构方程作为基本方程组,对定壁面温度和定环境温度两种热边界条件下的含蜡原油圆管流动的速度分布与温度分布进行了解析求解.分析与计算表明:所得解析解普遍适用于含蜡原油的各种流变行为.当屈服应力τ0不等于零时,在管中心存在着柱塞流,柱塞半径r0与τ0成正比;在柱塞内,速度与温度沿径向呈均匀分布;在柱塞外,速度与温度沿径向呈曲线分布.通过实例计算,分析了流变参数对速度与温度分布的影响,为含蜡原油管输中压力损失和热力损失的准确计算奠定了基础.     

低渗透油藏水平井流入动态关系的建立

采用等值渗流阻力法,推导出了低渗油藏水平井稳定渗流产量公式、溶解气驱油气两相流产能方程及无因次流入动态方程。流入动态方程简单明了,与Wiggins方程形式一致。产能影响因素分析结果表明：中高渗油藏的流动是启动压力梯度为零的低渗油藏流动的一个特例;随着启动压力梯度的增加,水平井产能明显递减;水平井长度越长,产量越大。     

分子沉积膜驱剂在原油/水中的分配及油水界面张力

考察了pH值、温度和时间对分子沉积膜驱剂在大庆原油和孤岛原油/水中的分配及油水界面张力的影响。结果表明,pH值增加,分子沉积膜驱剂在油水相中的分配系数增加,界面张力降低,但总体上分配系数较低;温度升高,分子沉积膜驱剂在原油/水中的分配系数和界面张力均有所降低;在约196h后,分子沉积膜驱剂在原油/水中的分配达到平衡。分子沉积膜驱剂向界面扩散和吸附的动力学过程缓慢;随着时间的增加,分子沉积膜驱剂溶液与孤岛原油界面张力先迅速降低后缓慢降低,并没有出现象表面活性剂那样的低界面张力;NaCl浓度对油水界面张力的影响不大;分子沉积膜驱剂在孤岛原油中的溶解度大于在大庆原油中的溶解度,且相同条件下的界面张力更低。     

低界面张力黏弹流体驱油效果评价及微观驱油机理

特低渗油藏储层物性差、层间非均质性强,注水开发过程中普遍存在含水率上升快,产量递减严重等问题,为进一步改善特低渗透油藏水驱开发效果,开展了低界面张力黏弹流体驱油研究。采用岩心驱油实验评价低界面张力黏弹流体驱油效果,并利用微观可视模拟技术研究低界面张力黏弹流体微观驱油机理。结果表明,岩心单管和双管驱油实验水驱结束,转注低界面张力黏弹流体后,采收率分别提高了7.47%、23.14%;低界面张力黏弹流体的注入可对驱油剖面进行有效调整,增加原油动用程度;水驱后剩余油主要以簇状、孤岛状、膜状、盲端状以及柱状5种形式存在,簇状剩余油所在比例最大;低界面张力黏弹流体可通过增黏、屏蔽暂堵、乳化以及岩石表面润湿性改变等多种作用机制协同,将水驱后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夹带渗流运移产出,具有较好的流度控制和洗油能力,在特低渗油藏开发中具有优异的潜在应用前景。     

破乳剂对含聚乳状液破乳及油水界面膜作用研究

采用界面张力仪、界面流变仪和微弱电特性分析仪研究了两种破乳剂对含聚乳状液油水界面张力、界面黏弹性和油膜破裂过程以及对乳状液破乳脱水效果的影响.结果表明:破乳剂顶替油水界面上的聚合物和天然活性物质吸附到界面,使界面黏弹性降低,界面膜变薄,最终导致膜破裂,乳状液破乳;破乳剂对油水界面黏弹性的影响表现出以弹性为主的特征,对含聚的水包油型乳状液的破乳,水溶性破乳剂更适合.     

高渗储层特高含水期渗流规律实验模拟及流场表征

以孤东油田七区西馆陶组Ng63+4砂层组地质特征为基础,设计二维平面物理模型进行水驱实验,组建压力、饱和度全程同时实时监测系统,并以绘制场图的形式表征模型内部压力及含水饱和度分布,系统地揭示了含水上升规律与压力、饱和度分布之间的关系。基于驱替过程中模型内部压力及含水饱和度分布的变化规律,推导出油水两相的速度分布及流线,通过调整注采关系改变流线,研究特高含水期供给边界及压力梯度的改变对储层油水两相饱和度分布的影响。建立质点迁移模型计算平面模型内部含水饱和度分布,并将预测值与实验测量值对比,认为长期注水冲刷及压力波动会导致储层的孔渗性及润湿性改变,进而导致油水两相相渗曲线改变。通过修正相渗曲线,预测得出与实验测量结论具有高相似度的含水饱和度分布,为高渗油藏特高含水期剩余油分布预测提供了一套新的思路。     

低渗油藏中含启动压力梯度水平井生产动态

水平井渗流为三维流动,远比垂直井的渗流复杂,因而水平井的压力产量公式往往非常复杂,为了简化,进行了一些理论分析．在没有边界影响的情况下,水平井生产时在地层中形成的等压面是一个旋转椭球面．从水平井椭球流态出发,用平均质量守恒方法,在椭圆坐标内分析具有启动压力梯度的低渗油藏中水平井的生产动态．包括稳态条件下,即椭球供给边界油藏、底水油藏中的近似压力分布和产能公式,分析了启动压力梯度对原油生产的影响：１．生产压差一定时,启动压力梯度越大,水平井的产量越低,且启动压力梯度的影响与水平段的长度平方成正比,２．存在启动压力梯度时,水平井产量随井长的增加呈变斜率增长,当启动压力梯度很大时,存在最佳水平井长;以及水平井在具有启动压力梯度的双重介质油藏中的不稳定渗流压力近似公式,并绘制了相应的试井理论图版,分析了启动压力梯度的影响,在启动压力梯度为零时,经过与精确解对比,表明近似解是适用的．所得到的所有公式均有常规项（不考虑启动压力梯度时的公式）和启动压力梯度项组成,形式简单,易于理解和应用．     

聚氧丙烯壬基酚醚硫酸酯盐/碱体系与原油动态界面张力研究

合成了聚氧丙烯壬基苯酚醚硫酸钠,研究了有机碱、无机碱以及所合成表面活性剂和有机碱、无机碱复配体系与桩西普通稠油的动态界面张力行为.结果表明:使用碳酸钠、三甲胺、三乙胺都可改变油水界面张力.碳酸钠/原油界面张力曲线呈"S"型变化,可分为缓慢上升、迅速上升和相对平衡3个阶段,而有机胺/原油界面张力曲线呈"U"型变化,出现动态界面张力最小值.碳酸钠加量不同时,其动态界面张力曲线变化不大;胺的质量分数升高时,动态界面张力则表现出先降低、后升高的趋势,存在最佳的胺加量.对于表面活性剂与Na2CO3复配体系,当Na2CO3加量高于一定临界值时,复配体系才有明显协同效应,此时仅需添加质量分数为0.0025%表面活性剂就可以将油水界面张力降低到10-5mN/m数量级.对于表面活性剂与有机胺的复配体系,降低油水界面张力的能力取决于体系中有机胺和表面活性剂的含量.只有当复配体系中有机胺的质量分数高于0.05%、9AS-3-0的质量分数低于0.01%时,复配体系才具有协同效应.上述研究说明:由有机碱和原油组分在油水界面反应生成的表面活性物质,其界面活性以及和聚氧丙烯壬基苯酚醚硫酸钠复配体系的界面张力行为与加无机碱的情况是不同的.另外,通过驱油试验证明,具有较低动态界面张力的9AS-3-0/Na2CO3复配体系有高的提高采收率的能力.     

化学驱微观机理及体系优选实验研究*

通过微观仿真刻蚀模型,结合河南油田某区块的孔隙结构,在水驱基础上进行表活剂驱、聚合物驱、聚合物/表活剂二元驱。分析研究了每种驱替体系对水驱产生的盲端、膜状、吸附、簇(柱)状、孤岛状的启动机理,同时量化三种化学体系对各类剩余油在模型中的驱替效率。实验结果表明,盲端剩余油适合高黏聚合物体系,针对不同形状盲端不同界面张力的体系作用效果不同;孤岛状剩余油适合高黏体系,界面张力对其影响不大;吸附状剩余油适合聚合物体系的黏度为(10~20)m Pa·s,且降低体系界面张力有利于启动此类型残余油,但在模型中多会形成此类残余油;膜状剩余油在低黏度聚合物体系下即可以很好启动,适宜体系界面张力数量级在10-1~10-2之间;化学驱启动剩余油,后续油启动运移过程中易形成小径簇状油,其含量在剩余油中占的饱和度较大。     

国产食用乳化剂Tween60对甜橙油—水界面性质的影响

本文研究了国产食用乳化剂Tween60对甜橙油—水界面性质的影响。测定了Tween60水溶液在不同浓度、不同pH值及不同的电解质(NaCl)浓度时,油—水两相间界面张力的变化,发现了一些影响界面张力的因素。当水溶液中Tween60的浓度是5.3%时,界面张力最小。同时,文中还讨论了Tween60分子在界面处的吸附作用机理,得到了一些很有意义的结论。     

低渗透底水油藏长水平井产能公式

低渗透底水油藏长水平井产能对长水平井开发可行性论证及优化有重要指导意义。依据渗流力学与油藏工程相关理论方法,在考虑低渗透底水油藏的各向异性、启动压力梯度、定压边界特征及长水平井流场特征的基础上,运用流场劈分、镜像反映原理、等值渗流阻力法及复势理论推导了低渗透底水油藏长水平井稳态产能公式,并通过实例计算研究了避水高度与启动压力梯度对产量的影响。发现产量随无因次避水高度增加而降低,并综合确定最佳无因次避水高度为0.5;启动压力梯度增加,产油量降低;启动压力梯度越大,油藏各向异性对底水油藏长水平井开发的产能影响越小。     

低渗透油藏井间储量动用状况分析新方法

油藏启动压力梯度对油藏的储层动用有着很大的影响,启动压力梯度越大储层越难动用。从低渗透油藏流体
渗流机理上出发,采用现场早期束缚水条件下单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的
启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的关系。分析典型反九点井组内注水井与采油井井间的驱动压力梯度
变化特点,据此确定井间储层物性与储量动用关系。通过对比实际储层的渗透率值与所得到的储层流体启动所需渗
透率值的大小,从而判断储层内流体是否流动。该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用状况,为同类油藏确定
井间剩余油分布提供了参考。