纯化油田注入水中细菌堵塞岩心实验研究

岩心流动实验装置全系统灭菌;地层水和注入水过滤、灭菌;储层岩心洗油、饱和地层水;用注入水接种培养,制备低、中、高含菌量的驱替用水,其中TGB、SRB、IB菌总菌数分别为1.06×102、1.49×103、1.29×104个/mL。用低、中、高含菌量的3种含菌水驱替岩心,注入量分别为70、70、64PV,岩心对地层水的渗透率分别由9.06×10-3、15.93×10-3、11.84×10-3μm2变为10.16×10-3、1.45×10-3、0.72×10-3μm2,对岩心渗透率的伤害分别为-12.1%、90.9%、93.9%,岩心流出液中总菌数分别为0、4.0×100、4.1×101个/mL。讨论了注水过程中细菌在岩心孔隙中的截留和岩心堵塞。认为纯化油田砂岩油藏注入水中各种细菌的总数应控制在1×102个/mL以下。图3表4参2。

成像测井裂缝孔洞七参数的岩心实验标定方法

岩心实验标定是目前测井计算储层参数的一个重要的标定方法。本文主要介绍利用岩心成像扫描仪对岩心进行扫描，来标定成像测井计算的裂缝、孔洞七参数的方法。

低渗透油藏不稳定注水岩心实验及增油机理

根据长庆油田低渗透油藏典型储集层特征,开展并联岩心和双层岩心实验,模拟非均质低渗透油藏不稳定注水驱油效果。由于岩心实验可视性较差,建立层间非均质和层内非均质数值模拟模型,依据渗流场变化,揭示不稳定注水增油机理。结果表明,对于层间非均质储集层,相较于连续注水,不稳定注水能够促进较低渗透层水驱前缘推进,发挥毛细管力驱油作用,提高较低渗透油层采收率,其中短注长停方式的采收率提高幅度最大;对于层内非均质储集层,不稳定注水能够在储集层中产生压力振荡,使较高渗透层和较低渗透层之间发生流体交渗,增大注入水在较低渗透层中的波及,提高较低渗透层采收率,从而提高油藏总采收率。

美国岩心实验仪器Cat.102及其在油气开发中的应用

本文论述了Ｃａｔ．１０２仪器的工作原理、性能，并阐述室内油气层敏感性评价实验的意义及其在勘探开发中的应用。

核磁共振岩心实验分析及流体识别应用研究

核磁共振测井主要依据标准T2谱、差谱或移谱上的流体分布差异识别流体类型,但T2谱分布受多种因素影响,多解性较强。以HBG地区和GK地区油田储层为例,通过地面岩样和油样的核磁共振实验,全面归纳出不同物性、不同黏度原油的T2谱分布特征,基于这些特征进行储层流体识别。实际试油结果表明,提高了流体识别符合率,取得了良好的应用效果。

岩心实验电阻率与测井电阻率对比法识别储层流体性质

阿尔奇公式表明含油岩石的电阻率的大小取决于岩石的含油饱和度、地层水电阻率和孔隙度,对于给定的岩样,岩石的电阻率随着含油饱和度的变化而变化的。本文所介绍的流体识别方法是利用饱和水岩心实验电阻率和实际测量电阻率的对比,从而判断储层流体性质,在实际生产过程,具有较好的应用效果,从而提高了区块解释符合率,达到快速发现油气的目的。

低孔渗储层评价中核磁共振岩心实验分析的应用

使用核磁共振岩心实验对某地油田组中,空隙结构以及储层物性等实验参数进行分析,同时和常规岩心测试中的参数进行对照,使用这种方式探讨底孔渗储层的实验效果。同时在实验实验后观测得出改油田组为典型底孔渗储层,其中孔隙度以及结构这些方面和常规分析一致,系统偏差小。在核磁共振基础上的实验参数模型中依然有较多不确定,渗透率预测结果和常规分析有较大差距。

核磁共振岩心实验技术在油田的应用

核磁共振岩心实验技术作为一种先进的工具,在油田勘探和开发中发挥着重要作用。然而,为了获得准确可靠的实验结果,必须采取一系列质量控制措施来保证实验的可靠性和重复性。本文将从样品采集和处理、仪器校准和标准样品、实验条件和参数控制、数据处理和分析四个方面,详细探讨核磁共振岩心实验技术的质量控制措施。这些质量控制措施对于确保核磁共振岩心实验技术在油田应用中的有效性和可信度具有重要意义。

凝析气藏伤害机理及长岩心实验研究

低渗凝析气藏的储层伤害机理和实验研究是气藏开发的重点和难点。基于反凝析和反渗吸水锁伤害机理,通过毛管模型推导低渗凝析气藏水锁伤害锁解除理论模型。通过建立真实气田的长岩心实验,定量模拟了反凝析和反渗吸水锁伤害,反凝析伤害和反渗吸水锁伤害大幅度降低储层渗透率。最后基于机理和长岩心实验研究成果,对南海西部低渗凝析气田的地质油藏方案进行了优化,降低了开发风险,为低渗凝析气田开发提供重要指导。

ZDJ-1暂堵剂模拟封堵岩心实验

本文对ZDJ-1暂堵剂进行岩心模拟实验研究,从而对其封堵效果进行评价。

水驱砂岩气藏型地下储气库长岩心注采实验研究

水驱砂岩气藏型地下储气库通过注气驱水扩容,但是受储层非均质性以及水侵等因素的影响,实际运行过程中的库容量和工作气量大多低于设计值。为进一步优化气库注采效果,开展了多轮次的长岩心注采实验,分析注采过程中压力场分布及库容动用特征,研究影响扩容效果的因素。研究结果表明:随着注采轮次增加,注气排驱难度加大,排驱效果逐渐变差,趋于最大库容量;远井地区储层不能有效参与气库运行,注气后气库平衡压力低于上限压力,采气后气库平衡压力高于下限压力,导致实际库容量和工作气量达不到设计值;受储层孔喉分布非均质性、气驱压力梯度的限制以及采气循环边水的影响,排驱扩容增加的库容有限,注采模拟结束后,库容动用率仅为30%,工作气量占比也仅有21.6%。研究结果为水驱砂岩气藏储气库方案设计提供技术支持。

缝洞型储层全直径岩心注气吞吐替油实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏通常以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,注水开发阶段油井见水快且采收率低,采用注气吞吐可以有效提高采收率。取得塔河油田全直径岩心样品进行对半剖分,根据TK404井地质模型刻蚀造洞,并采取现场油气样品进行活油复配。在不同注入气类型、不同吞吐次数、不同降压方式以及不同填充方式等条件下,完成了全直径岩心吞吐替油提高原油采出程度实验研究。结果显示,吞吐时使用N2、CO2均有良好增油效果,减缓吐气降压速度、模拟多孔介质填充可在实验中提高采收程度。

低渗透储层岩心室内水驱油实验研究

低渗透储层由于其渗透低、储层物性差,给油田开发造成了很大的困扰。为了研究低渗透储层岩心的水驱规律,选取了该储层的岩心进行室内驱替实验研究,分析了注入PV数和采收率、含水率、注入端压力的关系。实验研究表明,低渗透储层岩心在进行驱替实验驱替速度与中高渗储层岩心有所差异,速度不宜大;水驱油驱替实验时有启动压力,启动压力随岩心渗透率的增大而减小;无水采油周期相对较短,含水率随注入PV数的增加而迅速增加;采收率随注入PV数增加呈现升高的趋势,渗透率不同的岩心注入相同PV数,渗透率高的岩心最终采收率高。

低渗透油藏动态渗吸机理实验研究及数字岩心模拟

在低渗油藏的开发过程中,渗吸作用对于产量提升起到重要作用。传统的岩心渗流实验难以从微观的角度较为清晰地描述岩石物性、孔喉分布、岩石组分构成等特征。利用数字岩心技术建立孔隙网络模型,对真实岩心孔隙结构进行渗吸模拟分析具有重要意义。对松辽盆地某区域岩心样品通过综合微计算机断层扫描技术(micro computed tomography,Micro-CT)、数字岩心分析技术,实现低渗储层数字岩心渗吸过程的模拟,与实验室岩心自发渗吸实验对照,结果表明,利用数字岩心技术模拟得到的孔隙度、渗透率参数与实验室测量结果相差较小,提取的孔隙网络模型与真实岩心误差较小,从而可以保证数字岩心得到的两相渗流模拟结果具有较高的可信度,为油藏渗吸作用的机理研究提供了新的思路,对指导实际油藏开发具有重要意义。

特低渗透岩心应力敏感实验

采用某油田特低渗岩心,在地层真实压力温度条件下分别进行岩心三轴实验、变内压恒定围压和变围压恒定内压应力敏感实验测试,建立以原始储层有效应力为起点的压敏评价方法,并分析了应力敏感对产能的影响.结果表明：在储层真实有效应力范围内,特低渗透岩心只发生弹性变形;地层条件下岩心渗透率随有效应力变化程度变弱;以储层原始有效应力为起点评价特低渗透岩心应力敏感程度均为中等偏弱;在生产压差大于10 MPa条件下应力敏感对产能有一定的影响.

疏水纳米SiO2降低岩心流动阻力效果的室内实验研究

通过室内岩心流动实验，对疏水纳米SiO2降压增注效果、改善水相相对渗透率进行了研究，同时探讨了纳米SiO2降压增注的机理。实验结果表明，经纳米SiO2处理后的岩心，其水相相对渗透率都有了明显的提高，提高幅度达19％～87％。认为纳米SiO2能够有效改变岩石润湿性，使岩石微孔道孔壁由亲水性转换为较强的疏水性，产生水流滑移速度，从而起到降阻增流的作用。

CO_(2)-C_(2)H_(6)吞吐提高致密油藏采收率实验研究

注CO_(2)已经成为致密油藏提高采收率的重要手段之一,相较于纯CO_(2),部分烃类气体对原油的降黏及混相能力更强。为此,通过高温高压PVT实验研究了CO_(2)及复合气体(CO_(2)-C_(2)H_(6))-原油的饱和压力及黏度的变化特征,并利用高温高压岩心吞吐实验揭示了不同气体介质、吞吐压力及吞吐轮次下原油动用程度。研究结果表明:复合气体中C_(2)H_(6)增强了气液两相混相能力,提高了CO_(2)降黏及溶解能力,原油流动性显著增加。复合气体中随着C_(2)H_(6)摩尔分数的增加,原油饱和压力由14.24 MPa增至18.02 MPa,提高了26.54%;原油黏度由23.68 mPa·s降至8.76 mPa·s。不同吞吐压力下复合气体(CO_(2)-C_(2)H_(6))的采收率提高效果均强于纯CO_(2)的,且吞吐压力在最小混相压力附近采收率提高程度高于其他吞吐压力。复合气体(CO_(2)-C_(2)H_(6))对孔隙半径为0.0001~0.001和0.01~1μm孔隙中的原油动用程度强于纯CO_(2)的。

岩心驱替实验中基于LF-NMR的油、水动态定标方法及应用

低场核磁共振技术可以实现岩心水驱油过程中油、水含量和分布的定量监测,对于提高采收率的研究具有重要意义。为了保证测试结果的准确性,如何进行油、水定标,建立核磁共振信号和油水质量之间的对应关系至关重要。基于低场核磁共振(LFNMR)岩心驱替实验,建立了岩心驱替过程中T2驰豫谱峰面积与岩心中油水质量或体积的对应关系,形成了一种新的动态定标方法。实验结果表明,在油和水定标中,均质岩心和非均质岩心含水质量/含油体积与对应水峰/油峰的峰面积存在正比关系,而且定标结果与常规标样的定标结果存在较大差异。利用此方法可以根据岩心驱替过程中T2驰豫谱峰面积来确定岩心中的含水和含油量,在百口泉油田X井区YFP-2泡沫体系驱油效果评价实验中应用成功,说明此动态定标方法具有很好的实际应用价值和前景。

岩心驱替实验法测定低渗透油藏CO_2近混相最小混相压力

CO_2在驱油过程中能否与原油达到混相,直接影响驱油效果和最终采收率。因此需对CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及近混相区域中最小混相压力进行系统研究。选取YC油田低渗目标区块,以室内油藏物理模拟为基础,通过均质和非均质长方形岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、采收率、驱替速度、气油比和渗透率级差的基础上,建立了测定最小混相压力的岩心驱替实验法。结果表明,该方法重复性好,可模拟低渗超低渗孔隙介质以及油藏非均质等性质,在模拟YC目标区块油藏非均质条件下测得CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa,与数值模拟软件计算结果相同,比传统细管实验测值17.8 MPa高出0.7 MPa。两种方法所测结果基本一致。用岩心驱替实验法可以探究渗透率及其非均质性和驱替速度等不同因素对最小混相压力的影响规律。该岩心驱替实验方法可用于确定CO_2近混相驱最小混相压力,为深化CO_2近混相驱油机理的认识及矿场应用提供技术基础和理论指导。