超声乳状液的配制及其段塞驱油试验研究

针对我国部分油田高含水期开发的实际情况，采用超声技术成功地配制了原油超声乳状液，并进行了乳状液段塞驱油试验，试验表明，超声乳状液能够在水驱油的基础上进一步提高原油的采收率，降低产出液的含水率，超声乳状液具有不加化学药剂、配制简单、稳定性好等优点，适用于高含水期油田的进一步开发．     

水平管内高含水油水乳状液黏度计算方法研究

油田集输系统水平管道内液相是油水混合物形成的乳状液,随着含水率的提高,乳状液处于水包油(O/W)状态.准确预测高含水期油水乳状液黏度,将为油田中后期的开发,以及油气水混合物在管道中的流动计算提供科学依据.以高含水期油气水混输管道压降计算公式为基础,反推油水乳状液黏度计算公式,得到的公式综合考虑了温度、压力、速率等因素的影响,因而适用于预测高含水期水平管内液相黏度.运用MATLAB软件对计算结果进行最小二乘拟合,得到适合于高含水油水乳状液黏度计算的Vand关联式.     

敖古拉中高温油田微生物驱油可行性分析

为改善中高温油田高含水期的开发效果,针对敖古拉油田塔3井区开展了微生物驱油技术的可行性分析。依据微生物驱油的地质基础及筛选标准,敖古拉油田的地质参数和油水物性满足微生物驱油的基本条件。室内评价了2株菌Bacil-lus licheniformis TY1和Bacillus subtilis TY2的乳化性能、驱油性能和配伍性。降蜡率在10%～25%,降胶率在15%～25%,降低原油黏度50%以上。天然岩心驱油实验提高采收率5-9个百分点,具备实施微生物驱油技术的应用潜力。     

含水原油流变规律实验研究

从大庆油田现场实际出发全面研究高含水原油流变特性，即含水原油视粘度与含水率的关系，含水原油视粘度与剪切速率的关系，含水原油视粘度与油温的关系等，给出了测试的相应曲线并对曲线进行了分析，该油田油水乳状液转相点在ω（H2O）为65．2％左右，在转相点以前是以油为外相，水为内相的W／O型乳状液，视粘度随含水量上升而增加，且受温度影响较大，同时剪切速率影响也相当明显，随着剪切速率的增加，转相点的视粘度明显下降，在转相点以后，形成水为外相，W／O型乳状液为内相的（W／O／W）水包油包水型复杂的多重乳状液，乳状液视粘度随含水量增加而降低，且受温度和剪切速率影响，乳状液视粘度进入高含水区后变化趋于平缓，用曲面拟合方法回归出流变参数方程，通过现场取样和数据处理分析可知，含水原油其流变特性可由幂律本构方程表示，这一结论为准确计算高含水原油管道工艺参数奠定了基础。     

人工地震驱油技术在断块稠油油藏中的应用

针对大港油田南部油区大多为复杂断块、多层系、稠油油藏,断块面积小且平面、层间、层内非均质性较强,目前大多进入高含水阶段,水驱效果逐渐变差的实际问题。通过采用井下人工地震技术,利用地震波产生的超声波,降低原油黏度,提高原油流动能力,在南部地区的王官屯油田和枣园油田的现场应用取得了显著效果,对改善高含水阶段的水驱效果,降低含水上升速度起到了积极作用。通过4口井、6次试验,累积增油8499t ,投入产出比为1∶9.3,井下人工地震驱油技术为改善复杂断块稠油高含水油藏开发效果提供了新的技术手段,具有作用范围大,对油藏伤害小,投入产出比低等优点,是一项具有较好应用前景的采油技术。     

浅层疏松砂岩稠油油藏聚合物驱矿场试验效果评价

哈萨克斯坦CB油田具有埋藏浅、胶结疏松、地下原油黏度大、地层水矿化度高、储层高孔高渗的特点,经过多年的注水开发后,地层非均质性加剧、注水波及效率低、采出程度低、综合含水高,油水关系日趋复杂,开发效果亟待改善。开展聚合物驱试验的目的是通过优选适合CB油田特征的抗盐聚合物体系,实现封堵高渗流通道、改善吸水剖面、增大水驱波及体积,达到深度调驱、提高采收率的目的。通过在油田4个井组应用聚合物复合弱凝胶实施聚合物驱试验,结果表明聚合物复合弱凝胶有较强的适应性,注聚施工后井组平均日产油量增加了21. 7 t,平均含水下降了7. 7%,降水增油效果显著,累计增油超过2×104t。建议在该油田针对不同区块的地质油藏特点精选注聚井组,通过推广应用逐步扩大注聚规模、形成集中效应,不断提升油田的开发效果。     

变原油黏度油水两相流驱替特征研究

为了研究水驱油田开发过程中的原油黏度长高对水驱油的驱替特征影响，在经典的非活塞式驱替理论的基础上，考虑驱替过程中原油黏度的升高，进一步完善了非活塞式驱油理论，建立了一个一维油水两相渗流模型，并采用解析法和有限差分法两种方法对饱和度方程进行了求解，用数学模拟的结果研究了原油黏度随含水率上升的5种变化规律对无水采油期，注入孔隙体积与采收率关系等驱替特征的影响，结合太平油田沾14块太10－12井原油黏度随含水上升的变化规律，对比了考虑原油黏度变化和不考虑原油黏度变化两种情况下采出程度的差异，研究结果表明，开发过程中原油黏度的升高明显地缩短无水采油期，加剧含水上升速度，未考虑黏度升高的经典驱替理论方法预测的采收率偏高。     

孤岛油田Ng_3~3层不同渗透率储层驱油特征

馆３－６砂层组为孤岛油田的主要开发层系,属河流相正韵律沉积。该油田经过二十余年的开发已进入高含水期。本文利用微观可视化模拟技术研究了孤岛油田Ｎｇ３３层不同渗透率储层的驱油特征、特殊孔隙结构对驱油特征的影响以及水驱残余油分布特征,并对造成这种差别的原因进行了较为深入的分析和研究。     

基于微观孔喉结构的剩余油形成机理与动用界限

基于岩心实验，利用T2谱对不同孔喉半径的含油量进行了分析，确定了微观剩余油含量较高的孔喉半径分布状况；基于大、小孔喉并联模型，应用伯肃叶流动方程，考虑微观储层条件下的主要作用力，对原油的滞留机理及流动规律进行了研究；基于孔渗关系方程，确定了剩余油的动用界限，结合目标区块不同孔喉半径对应的剩余油分布特征，提出了高含水期剩余油挖潜对策。结果表明，随着驱替倍数的增加，大孔喉中的油逐渐驱出，水相逐渐变为连续相，小孔喉中形成“注水绕流式”的滞留剩余油；随着小孔喉半径的增大，临界驱替压力梯度减小，目标区块潜力孔喉半径为35μm，对应的临界驱替压力梯度为0.06MPa/m；上述成果应用到渤海SZ、QHD陆相稠油油田高含水期开发调整，由定向井反九点注采井网调整为水平井联合定向井行列、五点井网，采收率分别提高14.1%、15.2%，极大改善了高含水期开发效果。     

含水原油流变规律实验研究

从大庆油田现场实际出发全面研究高含水原油流变特性 ,即含水原油视粘度与含水率的关系 ,含水原油视粘度与剪切速率的关系 ,含水原油视粘度与油温的关系等 ,给出了测试的相应曲线并对曲线进行了分析 .该油田油水乳状液转相点在 w( H2 O)为 65 .2 %左右 ,在转相点以前是以油为外相 ,水为内相的 W/O型乳状液 ,视粘度随含水量上升而增加 ,且受温度影响较大 ,同时剪切速率影响也相当明显 .随着剪切速率的增加 ,转相点的视粘度明显下降 .在转相点以后 ,形成水为外相 ,W/O型乳状液为内相的 ( W/O/W)水包油包水型复杂的多重乳状液 ,乳状液视粘度随含水量增加而降低 ,且受温度和剪切速率影响 ,乳状液视粘度进入高含水区后变化趋于平缓 .用曲面拟合方法回归出流变参数方程 .通过现场取样和数据处理分析可知 ,含水原油其流变特性可由幂律本构方程表示 .这一结论为准确计算高含水原油管道工艺参数奠定了基础     

变原油黏度油水两相流驱替特征研究

为了研究水驱油田开发过程中的原油黏度升高对水驱油的驱替特征影响 ,在经典的非活塞式驱替理论的基础上 ,考虑驱替过程中原油黏度的升高 ,进一步完善了非活塞式驱油理论 ,建立了一个一维油水两相渗流模型 ,并采用解析法和有限差分法两种方法对饱和度方程进行了求解 .用数学模拟的结果研究了原油黏度随含水率上升的 5种变化规律对无水采油期、注入孔隙体积与采收率关系等驱替特征的影响 .结合太平油田沾 1 4块太 1 0 - 1 2井原油黏度随含水上升的变化规律 ,对比了考虑原油黏度变化和不考虑原油黏度变化两种情况下采出程度的差异 .研究结果表明 :开发过程中原油黏度的升高明显地缩短无水采油期 ,加剧含水上升速度 ;未考虑黏度升高的经典驱替理论方法预测的采收率偏高     

调剖时机的试验研究

采用长管模型驱油试验和平板模型驱油试验研究了调剖时机对原油采收率的影响，结果表明，在油井见水时应在对应的注水井采取措施进行调剖，可减缓地层不均质性的加剧程度，有效地发挥调剖剂的封堵效果；在综合含水高达80％以上后进行调剖，尽管也能提高原油采收率，但采收率提高的幅度则较小，因此，调剖宜早进行。     

断块油藏高含水期水驱规律研究

大港油田油藏类型大多为断块油藏,断层多、断块小、储层非均质性强,且绝大多数已进入高含水、高采出程度阶段,目前,水驱效果不理想。为了进一步改善油藏水驱效果、提高水驱采收率,应用室内高温高压物理模拟实验、油藏数值模拟等技术手段,对断块油藏高含水开发后期的水驱油规律和特点进行了研究。结果表明：断块油藏水驱油效率随长期注水开发储层润湿性向亲水方向变化而逐渐增大;在极限含水以后,通过提高注水倍数虽然仍能提高驱油效率,但需要较长的时间和较高的耗水量。研究成果对高含水油田开发调整思路的制定具有一定的指导、借鉴作用。     

孤岛N28—1井区活性剂驱矿场试验

Ｎ２８－１井区是典型的高渗透，高饱和压力，高粘度的疏松砂岩油藏。经过２４年的开发，采出程度２６．７２％，靠进一步提液或井网调整来提高原油产量的潜力不大，为提高该区块的采收率，改善驱油效果，采用了活性剂驱油方法。     

微分散驱油体系流动性能实验评价

高含水油田水驱开发过程中剩余油在空间上呈高度分散状态,层内矛盾、层间矛盾及平面矛盾突出,定流度驱油剂与非均质油层之间的矛盾仍然存在。通过调整水-气-油-化学剂分散体系的比例和分散方式,可实现对驱替系统的流度调控,达到扩大波及体积的目的,从而进一步提高高含水油田的原油采收率。模拟微小孔道,建立了微米管微分散体系流动性能评价方法,系统测试和评价了高温高压条件下处于流动状态中的分散驱替体系的表观黏度和流动阻力,为新型分散体系的研制提供了可靠的依据。     

高含水后期非均质油藏W/O型表面活性剂调驱实验研究

针对常规低界面张力表面活性剂驱在非均质油藏易发生窜流、调驱效果差等问题,选用具有良好乳化增黏性能的W/O型表面活性剂调驱体系HC-2,促使油水两相在地层发生乳化,形成高黏度W/O型乳状液驱,有效驱替油藏低渗区域的残余油,改善高含水后期非均质油藏的开发效果.室内模拟高含水、非均质油藏条件,对W/O型表面活性剂调驱体系HC-2进行了基本性能评价及乳状液驱油研究.研究结果表明,HC-2的乳化增黏性能良好,在水油比小于7:3时,可促使油水两相完全乳化形成高黏度的W/O型乳状液,且乳化稳定系数SI均在66％以上;同时在X油藏条件下,HC-2可将油水界面张力降低至10-2 mN/m.岩心驱油实验结果表明,在高含水及高含水后期,W/O型表面活性剂HC-2调驱体系可提高原油采收率23％ ～28.77％;HC-2调驱体系具有较强的非均质性调控能力,在渗透率级差小于7.5时,可有效地增大驱替相黏度,改善高、低渗层吸液剖面,提高原油采收率.     

渤海海上窄条状油田稳油控水研究及应用

渤海海上窄条状油田含油层系为新近系明化镇组下段,为分支河道型浅水三角洲沉积,具有平面上呈窄条状分布(平均宽度300 m)、纵向叠合程度差、厚度薄、层间矛盾突出、含水上升快等特点,且国内外对该类型油田并无成熟经验可以借鉴,导致开发难度大。近年来渤海针对窄条状油田含水上升速度快的特点,开展了该类型油田稳油控水技术攻关研究:推导了窄条状油田注采井网见水时间公式,并利用均衡驱替原理对注采井组进行调整;研究了周期注水在窄条状油田中低含水期的应用,取得了较大进展。已经成功应用到了渤海海上窄条带状油田中,含水上升率明显下降,已实现累增油40万m3,取得了很好的应用效果。     

张宁生:在石油战线上辛勤工作的归国学者

目前我国油田多已进入中后期开发阶段,挖掘老油田特别是中低渗透油藏的潜力,对于提高石油产量意义重大。张宁生教授应用电--化学导流法,对提高低渗油藏驱油机理和规律进行了深入系统的研究。该研究工作针对低渗油藏和中高含水期油田的特点,通过电位梯度、电场强度、电场作用时间、加电方式等可控因素以及敏感性矿物含量、地层流体组成和性质等的研究,对于低渗油藏和中高含水期油田     

低渗透油田微生物驱油规律及其影响因素

低渗透油藏的开发技术已成为中国油气开采领域的重要研究内容,微生物采油作为现代生物技术在采油工程领域开拓性的应用,特别是对于高含水和近枯竭的低渗透老油田更显示出其强大的生命力。文中根据鄂尔多斯盆地延安组A油田的地质特征和开发特点,结合现场应用情况,通过数理统计的方法分析总结了微生物采油技术在A油田的驱油规律和地质影响因素。研究表明,微生物驱油规律主要体现在注水压力上升,吸水剖面改善;同注水规律相似,连通性好的井增油效果较好;受效井类型不同,增油效果也不同;增油效果与见菌时间和见菌量相关。通过对微生物驱油地质影响因素的分析表明,油藏剩余油饱和度、含水、水线推进速度、储层物性和非均质性是影响微生物采油技术在低渗透油藏应用效果的主要因素。     

适合红岗油田萨尔图油层的三元复合体系研究

红岗油田已进入高含水开发阶段,依靠常规方法提高采收率的难度越来越大,利用碱表面活性剂聚合物组成的三元复合体系可与原油产生超低界面张力,又具有较高粘度,既提高驱油效率又能提高波及体积,从而提高采收率。根据红岗油田萨尔图油层特征,采用正交试验设计方法筛选出了一种三元复合驱油体系,该体系与红岗油田萨尔图油层原油形成的界面张力可达到10^-3 mN/m,该体系为1.5%A+0.06%S+0.2%P+0.2%N;其主要指标为界面张力(3~7)×10^-3 mN/m,粘度μ>20 mPa·s。另外,通过室内岩心流动实验证实:室内天然岩芯驱油效率比水驱采收率提高10%左右。