特低渗透天然砂岩大型物理模型渗流规律

建立特低渗透天然砂岩大型物理模型,提出研究特低渗透油藏渗流规律的新方法。通过引入无因次产量系数的概念,分析大模型的渗流曲线,给出天然大模型的渗流特征;结合对比小岩样的非线性渗流规律和测量的平面压力梯度场,将大模型划分为死油区、非线性渗流区和拟线性渗流区。研究结果表明:特低渗透天然大模型同小岩心一样具有非线性渗流特征,相同注采压差下,渗透率越低,无因次产量系数越小,非线性渗流特征越显著;注采压差越大,无因次产量系数越大,最终趋于定值。大模型的渗流区域与注采压差、井距及模型物性有关,相同注采压差和井排距下,渗透率越低,死油区范围越大,非线性渗流区和拟线性渗流区越小;增加注采压差、缩小井排距均可缩小死油区,甚至使死油区消失,整个油藏流动能力增强。该新方法更能直观地描述实际油藏的渗流规律。

特低渗透纵向非均质储层渗流特征研究新方法

大庆外围扶杨油层不仅具有储层薄、砂体窄小、渗透率特低的特点，而且纵向上非均质性较强，水驱开发过程中层间矛盾严重，认清纵向非均质储层的渗流规律对于有效开发特低渗透油田是十分必要的。应用油藏数值模拟方法，根据流体在特低渗透储层中遵循的非线性渗流规律，建立了基于该区块地质特征的纵向正韵律非均质数学模型，模型引入渗透率修正系数对渗透率进行修正，采用五点法进行数值模拟计算，并与常规的达西渗流模型进行对比。结果表明：非线性渗流规律增强了储层纵向非均质性，相对高渗储层吸水能力增强，相对低渗储层吸水能力减弱；非线性渗流规律下注水压力升高，含水上升速度加快，区块整体开发效果差于达西渗流规律情况；相对低渗储层渗透率修正系数普遍分布在0．2—0．4，动用程度低；相对高渗储层渗透率修正系数普遍分布在0．6—0．8，动用程度高；在纵向非均质储层中，毛管力作用可减缓层间非均匀吸水量，故适当降低注水速度不仅可以降低注水压力，而且可以缓解层间吸水矛盾，从而改善开发效果。

江汉油田高钙镁油藏新型聚驱实验研究

地层水中钙镁离子可以明显降低聚合物溶液的黏度,限制了普通聚合物驱在高钙镁油藏中的应用。以江汉油田某区高钙镁油藏作为研究对象,以新型抗钙镁聚合物为基础,开展高钙镁油藏聚合物驱实验研究。在高钙镁条件下采用蒸煮蒸馏水配制模拟盐水,母液稀释配制聚合物溶液;新型聚合物溶液具有较好的增黏、抗盐、抗钙镁、抗剪切、长期稳定性;分别在人造、露头和天然岩心上开展了新型聚合物驱油实验,水驱到含水90%后聚驱采收率增幅达8%以上。该研究为高钙镁油藏进一步开展聚合物驱矿场试验提供了理论指导。

新型表/聚二元体系在低渗介质传输能力实验研究

两种新型表面活性剂/聚合物二元体系中所用表面活性剂为新型甜菜碱表面活性剂Ⅰ型和新型甜菜碱表面活性剂Ⅱ型,聚合物为"大庆炼化普通干粉"聚合物。这两种二元体系与模拟大庆采油七厂原油形成的界面张力介于10^(-2)～10^(-3)mN/m数量级。为了将其应用到低渗透油藏进一步提高原油采收率,在低渗透人造岩心中进行传输能力的实验研究。利用多测压孔物理模型,对这两种新型表面活性剂/聚合物复合体系在低渗透均质人造岩心中的传输能力进行实验。结果表明,甜菜碱表面活性剂Ⅱ型与聚合物的复配体系在低渗透介质内滞留量分布比较均匀,各个测压点间压力差别较小,表现出良好的传输能力。与此相反,表面活性剂Ⅰ型与聚合物的复配体系的滞留主要发生在注入端附近区域,表明其传输能力较差。

特高含水油藏CO_2微观驱油机制

根据常见的水驱剩余油类型,提出盲端、孤岛、簇状3种理想剩余油微观模型,应用自主研发的高温高压微观可视化实验装置研究特高含水对CO_2与剩余油的微观作用过程影响,建立CO_2与油水接触的微观数学模型。结果表明:水的屏蔽作用明显延缓了CO_2与原油的微观接触过程,使得混相过程更加复杂化,无论水膜厚度多大,CO_2都能穿透水膜溶解于剩余油中;注入压力越高,CO_2在的扩散速度越快,达到混相的时间越短;CO_2混相驱能够在水驱的基础上进一步提高原油采收率;高含水油藏在实施CO_2驱过程中应采用高压低速的注气方式。

高压低渗透油藏回注天然气驱微观驱油机理

高压低渗透油藏衰竭开采后地层能量不足,原油脱气导致产气量较高,而产出气回注从经济和技术上来说是可行的。为了研究该类油藏衰竭开采后回注天然气微观驱油机理,在高温高压条件下开展天然气驱影响因素研究,揭示衰竭开采和注水开发对天然气驱油效果的影响规律。应用自主研发的高温高压微观可视化实验装置,在玻璃刻蚀的多孔介质仿真模型上,开展不同条件下天然气微观驱替实验。结果表明:天然气驱能够缓解在衰竭开采过程中原油脱气造成的贾敏效应;在目标油藏条件下,天然气驱油机理以驱替作用为主、溶解抽提作用为辅。水能够屏蔽天然气与原油的接触,在天然气未波及区内,原油被水封存难以被动用;在波及区内,天然气能够剥离水膜,与原油直接接触,在溶解抽提的作用下驱替原油。高压低渗透油藏天然气驱能够在衰竭开采的基础上进一步提高原油采收率。

高含水条件下CO_2混相驱替实验

油藏水驱后进行CO_2驱已在油田现场取得了成功,但由于油藏的高含水饱和度,导致了CO_2与原油间的接触方式发生改变,混相过程也受到一定制约。为研究高含水条件对CO_2混相驱的影响,制作了盲端微观可视化模型,进行了水驱前后CO_2混相过程微观实验。结合不同含水饱和度条件下的CO_2驱替实验,明确了CO_2混相驱替特征以及含水饱和度对CO_2驱油效率的影响。结果表明,高含水饱和度会对CO_2与原油的接触过程产生一定的屏蔽作用,注入的CO_2不能直接接触到剩余油,从而导致CO_2与原油的混相过程被大大延缓,进而导致高含水条件下CO_2驱见效时间被推迟。

低渗透油藏CO_2非混相驱替特征曲线研究

目前普遍沿用水驱特征曲线对气驱特征进行描述,尚未形成标准的气驱特征曲线及数学描述方法。针对低渗透油藏CO_2非混相驱替特征,通过理论推导,建立累积产气量与累积产油量的分段关系式,形成适用于低渗透油藏CO_2非混相驱的气驱特征曲线。结合室内实验和矿场生产数据分析,验证累积产气量与累积产油量呈双对数分段线性关系,表明气驱特征曲线能够较好地描述CO_2非混相驱替特征。通过拟合可确定分段关系式中的常数,能够有效预测CO_2非混相驱油效果。另外,应用气驱特征曲线还能够确定气窜发生的时机,并对CO_2非混相驱调整措施的有效性进行快速判断。腰英台油田低渗透油藏CO_2非混相驱矿场试验结果表明,CO_2注入12个月后,气窜发生。根据气驱特征曲线,实施水气交替注入,气窜段斜率显著下降,气窜受到一定抑制。

起泡剂发泡特性及其影响因素研究

通过对泡沫复合体系发泡特性的静态实验研究,评价了泡沫复合体系发泡特性及泡沫稳定性.通过细玻璃管测定法和综合发泡能力的经验公式,讨论了表面活性剂类型和结构、聚合物分子量、碱浓度、地层水矿化度、温度及原油性质对体系发泡性能的影响.通过研究,得到了泡沫复合驱中表面活性剂、碱和聚合物都存在一个合理的浓度临界值,且随着矿化度、温度和原油轻质含量的增加,体系的综合发泡能力降低的结论.同时得到了不同表面活性剂类型中,硫酸盐型表面活性剂发泡效果最好,磺酸盐直链型次之;而同一类型表面活性剂中,随着表面活性剂碳链长度的增加,发泡效果变好,但碳链增加到一定长度后,综合发泡能力下降的认识.

新型羧基甜菜碱BS13表面活性剂体系的界面张力及驱油效果

测定新型羧基甜菜碱BS13及其复配体系的界面张力,研究加入磷酸钠对体系界面张力的影响,确定体系中BS13及磷酸钠的最佳比例;应用复配体系进行驱油效果的评价,并同现场常用的强碱三元体系的驱油效果进行对比.结果表明,BS13复配体系的驱油效果好于现场常用的强碱三元体系的驱油效果.

氨基酸型表面活性剂用于提高原油采收率

报道了由脂肪胺和丙烯酸甲酯合成的N-长链烷基-β-氨基丙酸（AAPZ）的界面活性、放置稳定性和驱油性能,实验温度45℃。小试、中试、规模生产的AAPZ在大庆采油四厂回注污水中的3.0和0.5 g/L溶液,在加入或不加2.0 g/L HPAM或抗盐聚合物时,与黏度10 mPa.s的大庆采油四厂模拟原油间的界面张力均达到10-3mN/m超低值,且至少维持220天。在均质人造砂岩岩心上,在水驱之后分别注入0.35 PV AAPZ（5.0 g/L）/抗盐聚合物（3.0g/L）二元体系或NaOH（10）/ORS-41（3.0）抗盐聚合物（3.0）三元体系,采收率增值分别为23.1%和19.9%。在人造非均质大岩心上,按水驱-聚驱-AAPZ/抗盐聚合物二元驱-聚驱-水驱的程序驱油,改变前置HPAM段塞尺寸（0.1-0.725PV）,注入0.21-0.348 PV AAPZ（3.0）/抗盐聚合物（2.0）主段塞时,水驱后采收率增值差别很小,在29.2%-30.6%范围,而主段塞中抗盐聚合物浓度为1.5和1.0 g/L时,水驱后采收率增值分别为最高（31.7%）和最低（25.6%）。该二元体系的岩心注入压力,明显低于相同浓度的聚合物溶液。

提高采收率技术矿场应用进展与发展方向

通过对不同国家提高采收率技术(EOR)应用情况进行分析、统计,了解提高采收率技术的应用状况和发展趋势。2014年,世界EOR产量约为46.1×104m3/d,约占世界产油量的3.3%。稠油热采、气驱和化学驱技术是世界工业化应用的三大提高采收率技术。其中,稠油热采技术相对成熟,应用规模最大,其产量接近世界EOR产量的一半;气驱和化学驱技术发展较快,应用规模不断扩大,其产量约占世界EOR产量的四分之一。在高油价下,提高采收率技术得到更为广泛的关注,多个国家都重视新技术、新方法的研究与试验。美国、中国、加拿大、委内瑞拉和俄罗斯是提高采收率技术应用规模较大的5个国家,中国的化学驱和稠油热采技术及应用规模居世界前列,已成为提高采收率技术应用大国。适应苛刻油藏条件的驱油剂、驱油体系和流度控制技术,是制约提高采收率技术工业化应用的瓶颈;不同成熟技术的组合应用将是提高采收率技术的发展方向。

盐间页岩油CO_(2)-纯水吞吐开发机理实验及开采特征

潜江凹陷页岩油储层储量丰富,其孔隙中富含多种可溶性矿物,采用CO_(2)-纯水吞吐进行开发,不仅能利用CO_(2)的超临界特性驱油,而且有利于提高CO_(2)在目的储层中的埋存,有效减少CO_(2)排放。但CO_(2)-纯水体系能否进入页岩微纳米孔隙,并有效动用孔隙中的原油是该方法能否实施的关键。通过设计CO_(2)、CO_(2)-纯水和CO_(2)-地层水的吞吐实验,基于核磁共振方法,明确了注CO_(2)、注CO_(2)-纯水和注CO_(2)-地层水组合的吞吐特征,总结了不同孔隙的原油动用规律和作用机理。实验结果表明:注CO_(2)-纯水体系比纯CO_(2)吞吐效率高8.62个百分点,比CO_(2)-地层水组合高12.66个百分点,CO_(2)-纯水组合形成的酸性流体会溶蚀孔隙表面的可溶性矿物,改善孔隙连通性,提高储层渗流能力,并且能有效提高小于0.01μm、0.01~0.10μm孔隙中的原油动用程度。多周期吞吐后,产出液中的离子物质的量浓度明显下降,表明后续注入纯水并未扩大波及体积,只是提高原油动用效率。该研究证实注CO_(2)-纯水体系可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供新思路。

特低渗透裂缝性油藏超前注水井网评价方法

大庆油田外围某特低渗透试验区天然裂缝发育,微裂缝一方面可以增大油、水渗流能力,另一方面会加剧注入水窜流,认清裂缝发育特低渗透油藏超前注水的水平井井网部署对开发效果的影响是很有必要的。考虑特低渗透油藏非线性渗流规律,对微裂缝采用等效渗流介质理论,运用室内岩心分析数据和数值模拟的方法,探讨了超前注水水平井井网部署。根据井网与微裂缝匹配关系,建立12套模拟模型。通过分析各方案采出程度与含水率关系、地层压力保持水平和压力梯度场分布,明确了各方案的开发效果和适应性。分析结果表明水平井井筒垂直于最大主应力方向井网开发效果好。七点水平井网开发效果好,应优化井距以驱动注水井间的原油。九点井网见水快,应合理设计注水井位置,避免过早见水。水平井五点井网不适用于该地区。

抗盐聚合物交联体系在高温高盐条件下的稳定性研究

为了扩展交联聚合物体系在高温、高盐油藏的应用,考察了有机醛交联剂GWG分别与常规聚合物(KYPAM和KYPAM-6)、疏水缔合聚合物(AM-NVP和AM-DMDA)、抗盐聚合物(HPAM3和NY-1)形成的交联体系的长期稳定性,优选了抗盐聚合物HPAM3及其交联体系配方,研究了含氧量、矿化度、硬度、温度等对交联体系长期稳定性的影响。研究结果表明,对于聚合物1000 mg/L+GWG 50 mg/L的交联体系,在含氧量<0.1 mg/L、100℃的条件下,普通型聚合物及疏水缔合聚合物在交联老化30 d左右就缩水破胶,抗盐聚合物HPAM3的交联体系具有较好的稳定性,在老化150 d后的黏度仍为62.6 m Pa·s。当氧含量低于0.1 mg/L时,500～1800 mg/L HPAM3+35～80 mg/L GWG的交联体系在100℃老化90 d后仍具有较好的成胶性能和稳定性能;在氧含量<0.5 mg/L时,1500 mg/L HPAM3+50 mg/L GWG+200 mg/L硫脲的交联体系的耐温抗盐性能优良,可耐温105℃、耐盐200000 mg/L(含Ca2+500 mg/L),该交联体系在100℃下老化90 d后的黏度为124 m Pa·s,远高于浓度2500mg/L HPAM3溶液的黏度(42.7 m Pa·s)。

鄂尔多斯盆地深部咸水层CO_(2)驱水与埋存潜力评价方法研究

该研究以鄂尔多斯盆地致密咸水层为研究对象,建立了深部咸水层CO_(2)驱水过程中有效埋存量评价方法。基于室内实验和数值模拟方法,确立了CO_(2)在地层水中溶解度、CO_(2)注入后的综合压缩系数、CO_(2)驱水采收率3种埋存系数。以鄂尔多斯盆地石千峰组深部咸水层为例,分析并评价了目标储层深部咸水层CO_(2)驱水与埋存的综合潜力。研究结果表明,深部咸水层CO_(2)驱水与埋存过程中有效埋存量与CO_(2)在水中溶解埋存、CO_(2)注入后储层综合压缩埋存、CO_(2)驱水替换作用导致的埋存有关;CO_(2)在咸水中的溶解度随着温度的增加而降低,随着压力的升高而增大;CO_(2)注入后的地层综合压缩系数与岩石压缩系数及油气水饱和度相关;致密储层条件下CO_(2)驱采收率较低,仅为9.65%;目标储层深部咸水层CO_(2)驱水与埋存过程中溶解作用埋存量最大,其次为驱替作用埋存量,再次为压缩效应埋存量。

改性硅酮CO_(2)增稠剂对流体流变性和驱油效率的影响

在压裂过程中,液态CO_(2)压裂液的压裂性能发生了很大的变化。为了改善CO_(2)压裂效果,提高CO_(2)对页岩中原油的置换效率,提出合成硅酮CO_(2)增稠剂的新思路:通过开环聚合和硅氢化反应,将亲CO_(2)短链引入聚合物主链分子间,形成空间网状结构。研究了CO_(2)增稠剂对流体黏度、流变特性和驱油效率的影响。结果表明,增稠剂加量和相对分子质量均能显著改善CO_(2)流体的流变性,其稠度系数随增稠剂加量的增加而增大,而流变性指数呈下降趋势。当体系压力超过12 MPa后,三维网状结构的稳定性加强,表观黏度增加。相比超临界CO_(2)驱,增稠CO_(2)流体能提高0.01μm以上孔隙中原油的动用效率,提高驱油效率12.23百分点。研究结果为改进CO_(2)压裂工艺和CO_(2)增稠剂的分子设计提供了技术参考。

CO2在原油及高矿化度地层水体系中的溶解试验

在开展深层高矿化度下强边底水油藏CO2驱油评价时，CO2原油溶解分配是一个关键参数。利用自行研制的髙温、高压CO2溶解度测定装置，在115°C、49.5 Pa条件下测试CO2在高矿化度地层水、原油以及非饱和油水共存状态下的溶解度。试验结果表明：地层水溶解C02气体量为28.6 m3/m3,复配原油溶CO2能力为150m3/m3,在油水体积比1:1条件下，注入的CO2在油水中的分配系数为10.1。

大庆长垣西部特低渗油藏压裂水平井注水开发效果评价新方法

大庆长垣西部特低渗透油藏流体渗流阻力大,天然能量不足,开发效果较差,采用压裂水平井注水可缓解这一开发矛盾。针对反九点水平井-直井联合井网,采用特低渗透非线性渗流数值模拟新方法,分析评价压裂水平井注水开发效果。与传统方法相比,该方法将模拟结果与室内岩心非线性渗流实验数据相结合,把油藏划分为拟线性渗流区、非线性渗流区和死油区,评价更直观可靠。研究结果表明,与不压裂水平井注水相比,压裂水平井可进一步提高注水能力,有效补充地层能量,油井采液能力强、含水率低,注采井间建立起有效的驱动压力系统。

高钙镁油藏钙镁离子对聚合物溶液黏度的影响

针对江汉油田某区块回注污水钙、镁离子质量浓度高的特点,以耐温抗盐型聚合物为研究对象,研究了高钙镁条件下钙镁离子对聚合物溶液黏度的影响。通过分析一价阳离子(Na+、K+)与二价阳离子(Ca2+、Mg2+)对黏度影响的定量关系,提出了等效矿化度和等效阳离子量的概念,可作为高钙镁条件下聚合物溶液黏度评价的指标。为了降低钙镁离子对黏度的影响,向溶液中加入钙、镁离子络合剂(柠檬酸钠)提高聚合物溶液的黏度。实验结果表明,柠檬酸钠虽然不能完全消除钙镁离子对黏度的影响,但它具有较高的络合能力,溶液增黏效果较好。本研究为高钙镁油藏聚合物驱技术提供了理论指导。