海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用

注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响。采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究认为:经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小。储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果。     

注水温度对高凝油油藏水驱油效率模拟研究

高凝油由于其舍蜡量高、凝固点高,温度对其流变特性影响较大。高凝油油藏在常规注水开发过程中容易出现析蜡问题,导致水驱油效率低,直接影响高凝油油藏的开发效果。针对南苏丹P高凝油油藏具有很强析蜡趋势的特点,通过室内实验,在不同注水温度下进行了一维长岩芯含气油实验、一维长岩芯脱气油实验和一维短岩芯脱气油实验来研究温度对水驱油效率的影响;同时,建立了三维四相拟组分模型,在模拟研究中对析蜡反应进行了设计,并考虑高凝油油藏模拟的全部关键因素,预测结果更为准确。结果表明:在析蜡点前,温度对水驱油效率影响较大。高于析蜡点,随温度的增加,原油黏度对温度敏感性降低,驱油效率增加的幅度逐渐减小,因此建议注水温度高于析蜡点。     

析蜡不可逆性对低渗高凝油流动性及水驱效果的影响

高凝油析蜡具有不可逆性,对注水开发及油藏后期进一步提高采收率造成影响。系统对比降温和升温模式下高凝油析蜡-溶蜡行为、黏度、流变性、油相渗流能力及水驱效果。结果表明：某高凝油溶蜡点为71.5℃,明显高于其析蜡点的62.3℃,存在不可逆性;温度高于溶蜡点时,降温和升温模式中原油黏度值基本相同,水驱采收率相当;温度介于溶蜡点和析蜡点时,降温模式中原油未析蜡,黏度小,为牛顿流体,无渗流启动压力,水驱采收率较高(超过60%);升温模式中蜡晶未完全溶解,黏度高,为非牛顿流体,存在启动压力,水驱采收率明显降低(小于50%),不可逆性影响显著;对于已受冷伤害的高凝油油藏,注热小幅度提高油藏温度是不够的,必须达到溶蜡点以上,否则水驱效果会明显变差。     

强水驱油藏渗透率动态变化规律定量预测方法

南海西部海相砂岩油田大多已进入中高含水阶段，长期冲刷作用造成储层渗透率不断发生变化。针对岩芯驱替实验难以定量表征和预测水驱油藏开发过程中储层渗透率的动态变化问题，开展了水驱过程中储层渗透率动态变化规律研究。研究中优选面通量为表征油藏冲刷强度指标，通过对渗透率时变机理的分析，结合油藏开发过程中各生产井试井解释渗透率变化情况，推导出渗透率随面通量动态变化对数预测公式，进一步对关系式进行推广应用，扩大了对数关系式的适用性。最后，设计高倍驱替实验，验证渗透率和面通量对数关系的准确性和科学性，该对数关系式在南海西部高含水油田中后期调整挖潜研究中应用效果较好。     

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。     

温度对高凝油流变性能影响研究

油藏温度是影响高凝油流变性的重要因素。测试了高凝油的黏温曲线、触变环曲线和蠕变-回复曲线;并对其进行了小幅振荡剪切应力扫描和振荡频率扫描,确定了流变性参数。研究表明,高凝油的黏度会随着温度的变化而改变;确定了高凝油体系的线性黏弹性区域,分析了储能模量、耗能模量、损耗角和复合动态黏度随温度的变化规律。总体而言,高凝油表现出正触变性,温度越低,体系触变性越强;不同温度高凝油蠕变阶段产生的变形都因流动而完全损耗,表明了在测试条件下高凝油不具有弹性;其中,52~87℃为有利于高凝油开发的温度区间。     

高凝油油藏微观剩余油分布影响因素分析——以大民屯凹陷S84-A12块为例

高凝油藏剩余油分布状态决定了油藏的开发调整方式,但前人针对剩余油动态变化影响分析较少。由于油品的特殊性,含蜡量及开采驱替方式均会对储层孔隙结构进行改造从而影响微观剩余油的分布。基于此,利用高精度电子计算机断层扫描(computed tomography,CT)技术建立数字岩心模型,恢复微观孔隙结构,实验分析得出微观剩余油动态变化主要受含蜡量及驱替程度影响。随温度降低蜡滴析出加快,含蜡量增加从而分割孔隙中剩余油。驱替倍数提高,储层孔喉连通性提高,剩余油分布样式由块状、网络状向孤滴状变化。     

复杂断块油田中高含水期油水渗流规律研究

针对冀东油田主力油层2个区块天然岩心的3个不同含水阶段,研究复杂断块油田进入中高含水期后储层物性的变化及油水渗流规律。用分形维数表征孔隙结构参数,采用分段拟合回归分析大孔隙与小孔隙的物性差别,绘制含水率与含水饱和度、驱替效率、无因次采油指数采液指数的关系曲线。分析结果表明:随着注入水的增加,孔隙度渗透率增大,稠油油藏孔隙度增加幅度更大,岩石的亲水性增强,大小孔隙的分形维数均减小,岩心非均质性变弱;随着含水率增加,驱替效率增加,高含水阶段增长变缓;无因次采油指数随着含水率的升高而下降,当至高含水期时,稠油油藏采油指数急剧下降,稀油油藏采油指数趋于稳定;稠油和稀油油藏的无因次采液指数均急剧上升,进入水洗阶段,稀油油藏适合整体提液,稠油油藏应在含水80%前提液。     

高含水期利用指进现象调整油藏注采结构

注水开发油藏时,储层各小层之间的物性差异会引起水驱前缘的不均匀推进,即形成指进现象。储层渗透率差异、油水黏度差异和储层倾角等都会影响指进的程度。储层渗透率差异和油水黏度差异的增加会加剧孔道内油水流动速度的差异,进而加剧指进现象;而储层倾角的增大则使水驱前缘的含水饱和度增大,移动距离变小,有利于削弱指进现象。在油藏高含水阶段,指进现象十分明显,会严重影响油田水驱的开发效果。通过对指进现象的研究,分析形成指进现象的原因,进而利用指进现象调整油田开发的注采结构模式,为改善高含水期水驱油藏的开发效果提供理论指导。通过实验,进行注采结构调整时,采收率提高2.97%,说明利用指进现象调整油田开发的注采结构模式具有可行性。     

孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差.以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制.结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率.     

沁水盆地煤储层渗透率实验和模拟研究

作为中国煤储层开发的一个关键参数,割理的可压缩性一直没有得到充分的研究。在本次研究中,从山西省沁水盆地选取了一些有代表性的煤样,并对这些煤样进行了包括He,N2,CH4和CO2四种气体在不同有效应力和温度下的实验研究。在实验数据的基础上,计算了兰氏常数并绘制出了兰氏曲线,并且也分别绘制了吸附和渗透率的曲线。实验结果表明:有效应力对煤储层的渗透率有重要的影响。在恒温35℃下,对于同一孔隙压力下的四种不同气体,随着有效应力的增加,渗透率是降低的。在实验结果的基础上,通过拟合数据计算出了割理的压缩系数。计算结果显示:对于四种测试气体,在恒温35℃下,随着孔隙压力的增加,割理的压缩系数呈现降低的趋势。此外,随着温度的增加,割理的压缩系数仅仅略微地增长。通过对实验结果的分析和资料研究,有效应力被认为是影响割理压缩性的重要参数。     

应用数字岩心对砂岩绝对渗透率研究

岩石渗透率作为岩石固有的物性参数,对于研究流体在岩石中的渗流过程具有重要意义;然而传统的研究方法只是在数值方面的计算,并未结合流体的实际流线。通过结合传统计算方法与数字岩心技术,使用Avizo三维重建软件对渗透率的计算结果与流线结合可视化结合处理,可清晰观察到流体流动流线及流体渗透压力分布;并得到渗透率张量的计算结果。可从流线观察得到岩石渗透率的各向异向。通过与实验室岩心所测量结果相对比,发现二者误差极小,说明重建结果可信,可用于工程实际计算。通过对数字岩心进行三维模拟,可以使研究者得到更为直观的结果,有利于进行更加客观的分析,为油藏工作者分析岩石物性参数时提供了一种新的方法。     

煤储层渗透率拟稳定评价方法

为定量评价煤储层渗透率大小,本文从煤层气井压降规律出发,以压降传播到边界为界限,将煤层气井排水降压段的压降规律分为两个阶段,且压力传播到边界之后的阶段为拟稳定流阶段。在此基础上,基于渗流力学理论和物质平衡原理,结合拟稳定流时地层各点压降速度相等,推导得到基于平均地层压力、井底流压、产水量等数据计算煤层渗透率的计算方法,并对该方法的优点及适用性进行论述,形成计算流程。以A区块为例,采用煤层渗透率拟稳定评价方法对A区块7口井进行煤储层渗透率计算,与稳定流法计算结果进行对比可知,拟稳定评价方法的稳定性及合理性明显优于稳定流法;并形成了A区块渗透率平面分布规律,与该区块排采井产气量变化趋势一致,即高渗区高产、低渗区低产,进一步论证了拟稳定评价法计算煤储层渗透率的可靠性。     

胡麻岭隧道第三系粉细砂岩渗透系数试验研究

对胡麻岭隧道7号竖井进行了野外现场定流量抽水试验。以实测数据为依据,应用布尔顿配线法、直线法以及水位恢复法分别得到了第三系粉细砂岩渗透系数,其值为0.14~0.23 m/d,为工程应用提供了可靠依据。将此结果与抽水井水位稳定后,应用裘布衣公式计算所得值进行对比,发现存在一临界值;当观测井与抽水井的距离小于这一临界值时,裘布衣公式所得数值大于非稳定方法所得数值;而当距离大于这一临界值时,裘布衣公式所得数值小于非稳定方法所得数值。     

库车裂缝性砂岩气藏渗透率模型研究与应用

裂缝性气藏中孔隙介质包括压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙。考虑裂缝与基质间的物质交换,建立了考虑压裂裂缝的多重孔隙介质渗流数学模型,研制了裂缝性气藏压裂后生产动态模拟器。根据库车天然裂缝发育程度综合量化分类,天然裂缝发育程度是影响压裂后产能的重要因素之一;裂缝系统连通差、发育差的气藏,压裂后也难以获得理想的增产效果。统计分析了裂缝参数与渗透率的关系,裂缝密度与测试渗透率相关性好,给出了裂缝密度与渗透率的关系,建立了渗透率地质模型。结合裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力校正渗透率,打破了关井测试计算地层渗透率的传统做法。通过实例计算表明,所建立的多重介质渗流数学模型和渗透率地质模型是合理的,试采压力拟合精度高,校正渗透率准确且误差较小,为油田开发提供了一种新思路。     

灌注桩绿色泥浆制备及泥皮的渗透特性

泥浆在地基处理、泥水盾构等工程中起重要角色,增稠剂是泥浆质量的关键所在。传统泥浆使用的增稠剂主要为羧甲基纤维素钠(CMC),这种泥浆降解难度大,很容易污染环境。针对以上问题,采用瓜尔胶和黄原胶来取代传统泥浆添加剂进行绿色泥浆配置。通过配比实验和改进滤失实验研究泥浆的最优配比以及其新型泥皮的渗透特性。结果表明：瓜尔胶：黄原胶最优配比为1：5。通过增加试验压力,可以减小泥皮孔隙比,从而有效降低泥皮的渗透系数。CMC和新型添加剂对泥浆改性效果大致相同,在膨润土添加2.5g瓜尔胶与0.5g黄原胶得到的泥皮渗透系数比同质量分数纯膨润土泥浆小3个数量级。新型天然添加剂对泥浆的改性效果较好,添加高分子材料会使形成的泥皮厚度变小。试验和理论分析结果证明了新型绿色泥浆在桩基工程应用的可行性,可推广应用。     

枣南油田孔一、二段储层渗透率韵律模式

储层非均质性对油田开发效果有较大的影响,因为储层纵向的非均质性影响储层内部的体积波及系数和驱油效率.储层渗透率韵律类型不同,其注水开发效果差异很大.运用渗透率级差和渗透率变异系数,论述了枣南油田孔一、二段不同沉积环境下的储层渗透率韵律类型.将其划分为七种模式,而每一种模式又分为中渗、低渗和特低渗三种亚模式,讨论了它们与沉积环境间的相互关系.同时还提出了几点增产措施,为提高油田开发效果提供地质依据.     

低渗透岩心注水倍数与含水率变化关系实验研究

低渗储层油藏开发难度大,含水率变化较难掌控。选取低渗区块岩心进行驱替,绘制了注水倍数与含水率变化关系曲线,发现了含水率变化的3个阶段。     

地下水阻截墙材料的配制及对污染物铬的吸附性研究

寻找一种适用于阻截地下水铬污染的阻截墙。以水泥为主要材料,分别与膨润土、粉煤灰和硅灰石粉以不同比例配比,进行渗透试验;通过最佳配比试验材料做固化体静态试验,研究对重金属Cr~(6+)的吸附试验。渗透试验结果显示,1-3(水泥86.0%、膨润土6.5%和硅灰石粉7.5%)、2-3(水泥62.9%、膨润土2.1%和粉煤灰35%)、3-2(水泥70.1%、硅灰石粉4.9%和粉煤灰25.0%)和3-3(水泥62.9%、硅灰石粉2.1%和粉煤灰35%)的渗透系数较为合适,满足阻截材料防渗性能的要求。固化体静态试结果显示,5 h左右固化体吸附了溶液中36%左右的Cr~(6+)。综合试验结果表明,水泥(86.0%)、膨润土(6.5%)和硅灰石粉(7.5%)组成的污染物阻截墙材料对水体中重金属Cr~(6+)具有较好的阻截性能。     

流感灭活疫苗生产二次收获的研究

流行性感冒（以下简称“流感”）的重要性是可引起严重的发病率和死亡率。流感疫苗的研究迄今年有50多年的历史，是目前唯一可行的流感预防措施。流感灭活疫苗生产二次收获的研究是尽最大的可能将一次收获后的鸡胚尿囊腔中残存的尿液、病毒络合物的沉淀、细胞内未释放的病毒和病毒残片二次收获回来。该方法可降低成本，提高效价，增加收获量。本实验根据渗透压原理，向第一次收获后的鸡胚尿囊腔中加入一定量的高渗液体，然后二次收获。小量试验三次，其结果为使用8．5％NaCl血凝效价为1：128，M/7．5PBS血凝效价为1：256，原液对照分别为1：100及1：128。根据小量结果大量收6批二次苗，其血凝效价可达到1：160以上，收率为第一次收获的70％左右，上述结果表明，流感灭活疫苗的二次收获是可行的。