低渗油藏表面活性剂降压增注性能评价研究

为提高纯17-1块低渗油藏注水开发效果,设计耐特高温表活剂,针对表活剂油水界面张力、注入速度、段塞大小及不同渗透率岩心对表活剂降压增注效果的影响进行室内驱替实验研究,并利用多元非线性回归得出上述因素对降压率的影响程度。研究表明,降压率随界面张力及注入速度的增大而减小,随段塞及渗透率的增大而增大;1#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、段塞长度、界面张力、注入速度;2#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、注入速度、段塞长度、界面张力。研究结果可为低渗油藏表活剂驱注入参数的优选提供有力依据。     

适用特低渗透油藏降压增注复合表面活性剂体系及降压因素分析

针对吉林新木油田特低渗透油藏储层物性差、水井注水压力高、部分水井压力接近地层破裂压力、欠注问题严重,研制了一种复合表面活性剂驱降压增注体系并对体系的界面张力、润湿性、防膨性、防垢性和吸附性进行了评价。结果表明,该体系把亲油石英片接触角由90.39°降低至31.38°,防膨率达60.01%,防垢率达77.14%,动态吸附量为0.13 mg/g。选取注入时机、注入段塞及界面张力设计L9(43)正交实验,利用油藏数值模拟技术预测不同方案的降压率;并对实验指标进行极差分析和方差分析。结果表明,影响降压效果的主次因素顺序为界面张力、注入段塞、注入时机,其中界面张力和注入段塞体积对降压效果具有显著性影响。该体系为特低渗透油田水井降压提供了技术支持。     

聚合物/表活剂二元体系在多孔介质中运移的黏度和界面张力变化

 黏度和界面张力是评价聚合物/表活剂二元体系驱油能力的主要指标,研究二者在多孔介质中运移过程中的变化对提高二元体系驱油能力有重要指导意义。设计4 种注入段塞的二元体系在3 种长度的填砂模型运移的室内实验,对体系运移过程中黏度和界面张力的变化进行研究。结果表明：在注入速度和运移距离相同的条件下,注入段塞越大,流出液的最低界面张力更低,保持低界面张力的时间更长,黏度保留率也更高;在注入速度和段塞相同的条件下,运移距离越长,流出液的界面张力保持低界面张力程度越高,黏度保留率越高。研究结果对现场二元体系的注入方案设计具有一定指导作用。     

高含水期油藏三次采油物理模拟评价

针对高含水期油藏三次采油评价困难的问题,在室内岩心驱替实验物理模拟高含水期油藏后期聚驱和复合驱驱油过程基础上,对聚合物驱不同段塞大小、不同段塞浓度的聚驱效果进行了模拟评价,得出：随聚合物注入PV数的增加,聚合物驱油效率增大,但增大幅度逐渐变小;随注入聚合物浓度的增加,聚合物驱油效率逐渐增大,其增大幅度逐渐变小。在此基础上,对辽河油田SH高含水油藏进行了聚合物驱和复合驱可行性评价,对比和分析了聚合物驱、聚合物-表活剂驱、聚合物-碱驱以及聚合物-表活剂-碱驱驱油效果,认为聚合物驱为该油藏最优的开发调整方式。     

低渗透油田润湿反转降压增注技术及应用

为解决低渗透和特低渗透油田中注水井难以注入达不到配注要求,严重影响油井产量的问题,开发了高效降压增注剂。实验研究了降压增注剂对动态接触角、原油/注入流体界面张力、渗吸过程中采收率和相对渗透率和模型管中的压力梯度的影响。实验结果表明:降压增注剂能有效地将玻片由亲油转变为亲水,加入质量分数0.1%～0.4%的降压增注剂,原油/注入水之间界面张力可达到超低界面张力范围(<10-3mN/m),能提高采收率10%同时增加水相渗透率,注入压力降低10%。现场试验表明,该降压增注剂降压15%以上,有效期10个月以上,同时提高油井产量的效果。     

低渗非均质油藏注气提高采收率实验研究

针对长庆油田某区块低渗透裂缝性油藏裂缝发育、非均质性严重的特点,通过实验研究了注入时机对氮气驱油效率的影响,优选氮气驱注入方式并对气液比和段塞大小进行了优化。实验结果表明:N2注入时机对原油采收率有较大影响,N2注入时机应尽早。气液交替注入方式更有利于低渗油藏特别是非均质油藏的开发。气液比和段塞大小对氮气驱开发效果均有显著影响,优选结果是气液比1∶1,氮气段塞个数为5。     

致密砂岩油藏热水+表活剂驱提高采收率机理及其对产能贡献的定量评价

在室内实验的基础上,通过数值模拟定量评价了长庆油田致密砂岩稀油油藏热水+表活剂驱提高采收率的各种机理对产能的贡献.研究结果表明:致密砂岩油藏热水驱提高采收率的主要机理是原油的热膨胀和对相渗曲线的影响,在注入温度100℃情况下,20 a末的采收率由冷水驱的19.3%提高到22.8%,增加了3.5%,其中热膨胀和对相渗曲线影响的贡献各占42%;热水+表活剂驱提高采收率的主要机理是原油热膨胀、对相渗曲线的影响和对界面张力的影响,在注入温度100℃情况下,20 a末的采收率从冷水驱的19.3%提高到25.6%,提高了6.3%,其中热水驱贡献占55%,表活剂贡献占45%.     

特低渗油藏氮气泡沫驱油效率实验研究其现场应用

为进一步提高特低渗JD油田原油采收率,在模拟油藏条件下,开展氮气泡沫驱油效率实验,研究注入方式、注入量、注入速度以及气液比对氮气泡沫驱油效率的影响。结果表明:水驱后转气水交替驱易形成窜流,封堵效果不佳;氮气泡沫驱驱油效率比纯氮气驱驱油效率高;氮气与起泡剂溶液段塞式注入比气液混合注入更适合该区块;采出程度增幅随着注入速度的增加呈现先增大后减小的趋势;当气液体积比为1∶1时,整体采出程度增幅最大。最佳的注入段塞量为0. 1 PV0. 33%起泡剂溶液+0. 1 PV氮气+0. 03 PV地层水+0. 1 PV0. 33%起泡剂溶液+0. 1 PV氮气+0. 03 PV地层水,段塞的最佳注入速度为0. 03 m L/min。现场试验表明氮气泡沫驱能有效提高原油采收率。     

复合驱流度设计方法研究

应用低界面张力下相对渗透率曲线的处理方法,推导了低界面张力下水相相对渗透率的计算公式。以流度设计的基本思想为基础,结合聚合物的描述方法,建立了复合驱流度设计模型。以胜利油田孤岛中一区Ng3单元为例,研究了控制二元复合驱流度的最小聚合物浓度,并制作了相应的图版。研究结果表明:含水饱和度越大,界面张力越低,控制复合驱流度的最小聚合物浓度越大;复合驱段塞的流度要根据储层的水洗程度和主体段塞降低油水界面张力的程度来设计。     

高温低渗油藏中表面活性剂溶液渗吸效果影响因素研究

为进一步探究高温低渗油藏中表面活性剂溶液渗吸机理,以高温低渗的头台油田扶余油层为例,以渗吸过程中黏附功降低因子以及毛管力与重力比值N-1B为评价指标,通过实验研究了表面活性剂溶液组成、裂缝发育程度和岩石渗透率对渗吸效果的影响。结果表明:表面活性剂可有效改善岩心渗吸效果,但选择表面活性剂时,应在改变界面张力降低黏附功、提高洗油效率的同时兼顾界面张力对毛管力的影响,不应一味追求过低油水界面张力。类似扶余的低渗透裂缝性储层,随裂缝系统发育程度增加,毛管力与重力比值N-1B增大,基质岩石与裂缝系统之间的交渗速度加快,达到平衡时间缩短,渗吸采收率增加。实验岩心渗透率范围内,随岩心渗透率增加,油水交渗速度加快,渗吸达到平衡时间缩短,渗吸采收率增加。     

低渗油田表面活性剂驱油机制

以降低启动压力理论为依据,结合表面活性剂溶液对相对渗透率影响等实验,研究表面活性剂降低油层注入压力的机制。结果表明,表面活性剂可降低油水界面张力,增加原油流动能力;表面活性剂能改变岩石表面润湿性,使岩石润湿性向亲水方向转变,减小水驱毛管阻力;表面活性剂能增加水相渗透率,降低注入压力;当表面活性剂质量分数为0.2%、注入量为0.5 VP(VP为孔隙体积)时,选择含水率低于70%注入活性剂驱油效果较好。     

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。     

稠油油藏注聚主要影响因素实验研究

针对渤海典型稠油油藏的非均质特征,建立内置微电极二维纵向非均质物理模型。通过含油饱和度测量技术进行了稠油油藏注聚主要影响因素实验研究,考察了油藏纵向非均质性、注入速度、注入黏度对聚驱剩余油分布规律及开采效果的影响。实验结果表明:对于纵向非均质稠油油藏,随着渗透率级差增加,注聚效果变差,剩余油主要富集在中、低渗透层。提高注入速度等同提高了注采压差。当压力梯度大于中、低渗透层启动压力梯度以后,才能动用中、低渗透层油。为了增加中、低渗透油层的动用程度,可以考虑适当缩小井距或者通过封堵高渗层,提高中、低渗层注采压差。对于非均质严重的稠油油藏,考虑到油层的实际条件,单纯靠增加体系黏度不能满足流度控制需要,必须通过调、堵等措施才能达到流度控制的目的。     

注入时机对低矿化度表面活性剂驱油的影响

近年来,针对低矿化度水为注入液的研究结果表明,低矿化度水在一定程度上有提高采收率的作用。相比于低矿化度水驱,低矿化度表面活性剂驱在提高采收率方面具有更大的优势。然而,低矿化度表面活性剂注入时机对驱油的影响缺乏相关研究。选择一种能在低盐度环境下获得油水超低界面张力的阴离子表面活性剂KPS,在不同转注时机下进行低矿化度表面活性剂驱油实验。结果表明,注入时机对采收率、含水率、注入压力及降压率都有较大影响。注入时机越早,最终采收率越高,当高矿化度水驱至含水率分别为60. 5%、81. 5%、98. 1%后转注低矿化度表面活性剂,采收率增值为38. 9%、25. 3%、15. 7%,最终采收率为74. 3%、67. 8%、65. 1%;注入时机越早降压率越低,降压率最大差值为33. 1%。     

阳离子表面活性剂提高低渗透油藏注水效率机理

针对长庆油田低渗透油藏注水困难的问题,采用可见光分光光度计和微电泳仪研究了一种水溶性双阳离子表面活性剂在岩石颗粒表面的吸附特性和对岩石颗粒表面电性的影响规律,选用长庆油田长6地层的岩心,评价了该处理剂的抑制黏土膨胀效果及降压增注能力。结果表明,表面活性剂在岩心颗粒表面的吸附等温线遵循Langmuir吸附规律,与岩心颗粒之间的静电引力较大。吸附后,使岩石表面电势减弱,减弱了黏土的膨胀,对黏土颗粒的运移具有一定的抑制作用,因而能够降低注入水对岩心渗透性的伤害程度,明显提高低渗透油藏注水效率。     

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

特低渗透纵向非均质油藏周期注水研究新方法

 大庆外围某特低渗油藏不仅储层薄,渗透率特低,而且纵向上非均质性较强,水驱开发过程中层间矛盾严重,明确注水方式对特低渗透纵向非均质油藏的影响对于解决层间矛盾十分必要.建立了基于该区块地质特征的纵向正韵律非均质地质模型,采用5点井网进行数值模拟计算,考虑流体在特低渗透储层中遵循的非线性渗流规律及压力敏感性特点,研究不同周期注水方式的渗流规律.结果表明,增注-减注注水方式相同含水率下采出程度高于增注-停注注水方式;增注-减注注水方式比增注-停注注水方式储层吸水剖面均匀,相对低渗储层吸水能力增强,相对高渗储层吸水能力减弱;增注-停注注水方式增注周期注水井附近压力梯度普遍高于0.2MPa/m,注水能量被消耗在建立水流通道上.该模型能直观判断周期注水方式对非均质性开发效果的影响.     

低渗透油田表面活性剂增注效果预测方法研究

针对低渗透油田在注水开发过程中注入压力高、压力传导慢等问题,室内进行了表面活性剂相对渗透率和天然岩心降低注入压力等实验研究。实验结果表明,在水驱基础上,天然岩心注入浓度为0.5%的NS—1表面活性剂后,后续水驱压力降低25%以上,降压效果明显。根据油水相对渗透率曲线,在油水两相径向稳定渗流条件下,对表面活性剂增注效果、段塞尺寸与增注量的关系等进行了预测。     

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。