安塞低渗透油藏注入水中悬浮油滴堵塞规律

注入水中悬浮油滴能够严重堵塞低渗透油藏储层,造成渗透率下降,导致注水难、采油难。开展悬浮油滴对低渗透储层伤害规律的研究对提高油田注水效果有着重要的指导作用。以6种不同的粒径的悬浮油滴在5种不同浓度条件下,分别对安塞低渗透岩心进行室内流动实验、解堵实验。结果表明:在岩心平均喉道直径3.097μm、渗透率(2.96~3.73)×10-3μm2条件下,注入一定浓度c、一定粒径d悬浮油滴溶液后,渗透率变小,产生了堵塞。其中当d≤3.16μm时,与粒径相比,注入液浓度对堵塞起主导作用。大量油滴能够贯穿岩心,解堵效果较好,堵塞形式为贯穿性堵塞;当d4.175μm时,与浓度相比,粒径对堵塞起主导作用,油滴无法通过岩心,解堵效果较差,堵塞形式为浅部堵塞;当3.16μmd≤4.175μm,注入液浓度和粒径共同作用,极少油滴能够贯穿岩心,解堵效果最差,堵塞形式为贯穿性堵塞向浅部堵塞的过度阶段。建议安塞油田注入水中油滴指标采用c≤20 mg/L,且d≤4.175μm。     

安塞低渗透油藏回注水中悬浮颗粒堵塞规律

 回注水中的悬浮颗粒能严重堵塞储层,造成渗透率下降,导致安塞油田注水难、采油难。为了提高注水效果,急需确定安塞油田合理的回注水悬浮颗粒指标。以5 种不同的粒径的悬浮颗粒在3 种不同浓度条件下,分别对安塞天然岩心进行室内流动实验。结果表明：岩心渗透率开始随着悬浮颗粒溶液的注入缓慢下降,达到一定注入量后,能够较长时间处于某一平稳值;悬浮颗粒溶液浓度ρ>2.0 mg/L,渗透率损失大于30%;ρ≤1.0 mg/L且粒径d<0.730 μm,渗透率损失小于30%;1.0 mg/L<ρ<2.0 mg/L,且d<0.730 μm,渗透率损失有大于30%,也有小于30%,由浓度与粒径二者共同作用;0.730 μm≤d≤ 2.100 μm,渗透率损失大于30%。各油田回注水时,颗粒粒径范围区间应尽量小,其平均值应与储层的平均孔喉相差较大;安塞低渗透油藏注入悬浮颗粒溶液ρ<1.0 mg/L,d<0.730 μm。     

涠洲F4油田流沙港组储层微观结构及两相渗流特征

 涠洲F4 油田位于南海北部湾地区,包含涠洲组和流沙港组两套含油层,其中涠洲组属于高渗油藏,已经全面开发,测井解释结果显示流沙港组储量可观,但低渗透储量高达82%,涠洲组的开发经验不适用于流沙港组。针对流沙港组非均质性强、微观孔隙结构复杂及注水难度大等问题,利用恒速压汞、核磁共振和油水驱替物理模拟等实验技术,对储层微观孔隙结构及油水驱替规律等进行系统研究。研究表明,涠洲F4 油田流沙港组需要技术攻关的储层渗透率是1×10^-3~5×10^-3 μm²,且储层渗透率低于2×10^-3μm²时,以小于1 μm 的喉道为主,渗流阻力大,水驱开发难度大;低渗透油藏,前期保持较高地层压力能明显提高驱替效率,残余油状态水相渗透率低于0.2,注水压力高,后期采用小排量温和注水既有利于有效注水,又能保持较高渗吸效率,以此提高储层采收率。     

注入水对敖南低渗透油田储层渗透率的影响

确定了敖南油田储层的水敏系数在0.20—0.50之间,具有中-强水敏性;岩心实验表明:注入水对敖南油田低渗透岩心产生持续的伤害,伤害率小于20%。注入水中悬浮颗粒粒径对地层渗透率产生影响。当粒径小于2.0μm时,渗透率下降小于10%。     

纳微米聚合物颗粒驱油剂的表征及性能评价

 蒸馏沉淀聚合法制备AM/AA/MMA 聚合物颗粒,利用傅里叶变换红外光谱仪、扫描电子显微镜和激光粒度仪进行表征,研究NaCl 质量浓度对聚合物颗粒水化膨胀性能的影响及水化时间对聚合物颗粒运移封堵性能的影响,并在不同渗透率的岩心中进行驱油实验。实验结果表明,AM/AA/MMA 聚合物颗粒为规则球形,干球粒径约为500 nm。随着水化时间增加,聚合物颗粒粒径逐渐增加,水化时间增至200 h 后,粒径基本不再增加。随着NaCl 质量浓度增加,聚合物颗粒的膨胀倍数逐渐减小,质量浓度由5 g/L 增至20 g/L,膨胀倍数减小了1.01。随着水化时间增加,聚合物颗粒对岩心的封堵作用增强,水化时间由24 h 增至120 h,岩心封堵率增大了40.62%。注入0.5 倍孔隙体积、质量浓度为1.5 g/L 的聚合物颗粒溶液段塞,可平均提高采收率9%以上,随着渗透率增加,提高的采收率逐渐增加,当渗透率大于50×10^-3 μm²后,提高的采收率基本不变。     

悬浮颗粒在孔喉中的微观运移模拟研究

悬浮颗粒多孔介质微观运移模拟正逐渐成为颗粒堵塞机理研究和地层伤害评价的一种快速而有效的研究方法,基于颗粒离散元方法建立了一种悬浮颗粒在多孔介质中运移的微观孔隙模拟方法。通过拟合宏观力学参数生成了Antler天然砂岩骨架颗粒模型,建立了骨架颗粒流体耦合孔隙网络模拟方法,通过达西线性流验证了骨架颗粒流体耦合模型的正确性。之后在分析悬浮颗粒受力基础上,建立了耦合的悬浮颗粒侵入模型,模型考虑了侵入颗粒与流体、侵入颗粒与骨架颗粒的相互作用。模拟结果表明,在发生贯穿性堵塞时粒径小的悬浮颗粒造成更大地层伤害,初始孔隙度大的岩芯的渗透率降低幅度较大,因此在防止地层伤害注水方案设计时要针对具体地层的孔隙度和渗透率情况严格控制悬浮颗粒的粒径和浓度。     

注CO2对不同煤阶煤储层渗透率变化的影响

 研究CO₂注入煤层后与煤中不同矿物发生反应引起的渗透率变化规律,能够为提高煤储层导流能力提供实验支撑。通过对中、高煤阶煤样(屯兰矿、寺河矿)进行氮气吸附实验、矿物成分及渗透率的测试,探讨了注CO₂后,煤中不同矿物与其反应的渗透率变化规律以及渗透率改善效果;基于对初始渗透率、反应时间、改善后渗透率的非线性回归分析,建立渗透率变化模型。研究结果表明:注入CO₂后,由于发生CO₂-水-岩石相互作用,中、高煤阶煤渗透率均随注气时间增加呈现出先增大后减小的规律,寺河矿煤样先达到渗透率最大值,屯兰矿较滞后,寺河矿煤样渗透率改善效果比屯兰矿好。煤层中注入CO₂对初始渗透率过大或过小的煤层都不利于渗透率改善,只有渗透率在0.2×10^-3~0.4×10^-3 μm²的中等渗透率范围内,改善效果较好,渗透率变化模型经实验数据验证较可靠。     

悬浮颗粒对砂岩储层吸水能力影响评价

悬浮颗粒含量和粒径是砂岩油藏注入水水质控制的主要指标之一,评价固相颗粒含量和粒径大小对注水地层吸水能力的影响对于确定合理注入水水质指标十分重要。利用正交试验原理,通过系列实验,系统评价了注入水中固相颗粒含量、粒径、岩芯渗透率及注入孔隙体积之间的相互作用及其对储层渗透性能的影响,利用非线性回归分析技术,通过回归方程获得了储层孔喉与“无伤害”颗粒粒径之间的规律关系,取得了有益的结论,对于油田制定合理的水质控制指标、预测吸水能力变化和制定增注措施具有重要指导意义。     

可动微凝胶油藏适应性及调驱机制

针对深部调驱矿场实际需求,利用仪器检测和理论分析方法研究可动微凝胶(SMG)的渗透率极限、岩心孔喉与SMG粒径匹配关系、SMG注入、运移和封堵性能,通过微观驱油实验进一步分析其调驱机制。结果表明:根据岩心渗透率极限与质量分数拟合的曲线方程可预测渗透率极限;SMG质量分数为1%前提下,当孔隙半径中值/颗粒半径大于2.65时,可满足SMG颗粒在油藏运移初步条件;SMG颗粒在微观上通过对孔喉进行堵塞-突破-再堵塞-再突破的过程,增加大尺寸孔隙喉道渗流阻力,促使注入水转向进入中小尺寸孔隙喉道,驱替其中剩余油,达到扩大波及体积效果。     

固相颗粒对低渗透砂岩油藏注水开发影响研究

注入水中的固相颗粒直接影响低渗透砂岩油藏的注入压力和储层伤害程度。研究了3 种注入水（所含固相颗
粒累积粒度分布达到90% 时所对应粒径分别为1.24,5.05,9.91µm）的注入性和对油相渗透率的伤害程度,并考察其
对采收率的影响。结果表明：渗透率小于1.000 mD 的岩芯,注入水中固相颗粒的累计粒度分布达到90%（D90）的粒径
大于1.00 µm 时,严重影响了其注入性;在渗透率大于1.000 mD 的岩芯中,3 种注入水均具有较好的注入性。随着固
相颗粒D90 粒径的增大,岩芯油相渗透率的伤害程度增大,水驱采收率降低;随着岩芯渗透率的增加,较大粒径的颗粒
堵塞岩芯中小孔隙的油流通道,降低了水驱波及能力。结合固相颗粒D90 粒径的渗透率伤害率图版,岩芯渗透率大于
10.000 mD 时,注入水中的颗粒D90 粒径可以适当放宽到5.00µm。     

孔喉尺度弹性微球的封堵性能研究

通过岩心封堵实验,全面研究了弹性微球的岩心封堵性能及其影响因素。研究表明,注弹性微球及后续注水时,注入压力及阻力系数均呈现“非连续波动式变化”特征,残余阻力系数是一次注水结束时的8倍,具有良好的运移能力和深部封堵性能;矿化度对其封堵性能影响较小;注入浓度、注入速度、弹性微球粒径/岩心孔喉直径比值、聚合物段塞对其封堵性能影响较大,且存在一个较佳的匹配范围;聚合物和弹性微球组合具有更好的封堵性能。     

纳微米聚合物颗粒分散体系微孔滤膜流动特征

为了评价纳微米聚合物颗粒分散体系在低渗透油藏中的流动特征,利用微孔滤膜模拟低渗透油藏的喉道,采 用激光粒度仪和微孔滤膜过滤装置,对其流动特征及其影响因素进行了研究。结果表明：水化时间小于120 h 时,聚 合物颗粒的封堵作用较强;水化时间大于120 h 后,聚合物颗粒逐级调驱能力增强;随着压力差增大,聚合物颗粒储层 深处逐级调驱的效果增强,压力差大于0.15 MPa 后,逐级调驱效果增加的速度明显加快;随着滤膜孔径减小,聚合物 颗粒过滤速度急剧降低,在0.45,0.80µm 微孔滤膜上粒径为1.68µm 聚合物颗粒具有很强的封堵能力,而在3.0 µm 微 孔滤膜上具有较强的储层深部逐级调驱效果;随着聚合物颗粒浓度增加,储层深部逐级调驱效果变弱,颗粒浓度增至 2.0 g/L 后,聚合物颗粒已经没有深部逐级调驱的效果。     

聚合物微球粒径与岩芯孔喉的匹配关系研究

根据岩芯孔喉基本计算公式,计算岩芯的平均孔喉直径,通过吸水膨胀后不同大小聚合物微球在岩芯中的封 堵效果,研究了聚合物微球大小与岩芯孔喉的匹配关系,确定了聚合物微球在岩芯中具有稳定封堵性能时微球粒径与 岩芯孔喉直径的比值范围。从聚合物微球吸水膨胀性能、剪切前后微球粒径变化、不同大小聚合物微球在岩芯中的封 堵效果、与岩芯匹配后的聚合物微球调剖作用对水驱采收率的影响几个方面,研究了聚合物微球大小与岩芯孔喉的匹 配关系,从而为聚合物微球调剖体系大小选择提供实验依据。研究表明,当聚合物微球粒径与岩芯孔喉直径比值在 0.33～1.50 时,聚合物微球可以在岩芯中形成稳定的封堵能力,当聚合物微球粒径与孔喉直径比值在1.20～1.50 时,聚 合物微球兼具良好的运移能力和封堵效果。     

复合吸水颗粒深部液流转向剂注入性研究

由于吸水网络与控制网络的互穿结构,复合吸水材料颗粒具有吸水膨胀速度可控、吸水后强度高的特点。通过填砂管模型、变径管模型研究了复合吸水颗粒深部液流转向剂的注入特性、吸水后在孔喉中的运移情况。实验结果表明：在粒径小于孔喉尺寸的前提下,未吸水膨胀前颗粒可以顺利注入;吸水后即使颗粒直径大于孔喉直径也可以通过拉伸变形顺利通过,通过后立即恢复原状。注入过程中填砂管渗透率降低,颗粒膨胀后渗透率进一步降低,颗粒膨胀后在驱替压力足够大的情况下依然可以在填砂管微孔中运移。     

低渗油田注水能力下降原因分析及其对策研究

对注水井注水压力高、注水困难的原因进行了诊断,指出注入水中机械杂质含量严重超标、机杂粒径大,与低渗储层的孔隙喉道大小不匹配是导致储层孔隙堵塞的主要原因,近井地带石蜡的析出是导致储层孔隙堵塞的另一原因.针对此类堵塞,研究了解堵增注方案.通过方案的部署实施,该油田注水难的问题得到了有效解决,区块的开发效果得到了明显改善,提高了区块开发的效益,为同类型油藏的开发提供了借鉴模式.     

交联聚合物动态成胶及运移的室内模拟研究

室内采用长岩芯填砂装置模拟了交联聚合物注入、成胶封堵和运移过程。室内模拟结果表明,注入的调剖体系能够达到设计的封堵位置,在注入过程中体系受稀释、剪切和吸附等因素影响,其浓度和成胶前的初始黏度沿程呈下降趋势。在实验所用的浓度(0.2%HPAM)条件下,孔隙介质中的堵剂体系形成有效堵塞的时间显著延长,是静态条件下的6倍;从不同部位堵剂取样成胶后黏度和岩芯封堵前后注水压力变化情况看,有效封堵距离r小于设计封堵距离r′,0.67r′相似文献