低渗透非均质油藏二氧化碳非混相驱窜逸控制实验

低渗透油藏普遍存在非均质性严重、裂缝发育等特点,导致二氧化碳驱油过程中会发生不同程度的气窜现象。为了研究非均质性及裂缝对二氧化碳驱油效果的影响,建立均质岩心模型、不同渗透率级差的人造非均质模型、高渗透气窜通道模型及裂缝模型4种室内实验模型,用以模拟低渗透储层的非均质性及裂缝发育。利用4种模型依次开展水驱和二氧化碳连续气驱实验,并针对不同类型的岩心模型采取相应的封窜体系对二氧化碳实施气窜封堵。实验结果表明,二氧化碳连续气驱的采出程度与渗透率级差呈幂函数下降趋势,岩心非均质性越强,气体窜逸现象越严重,气驱效果越差。针对不同非均质级别的岩心,可采用不同的封窜体系实现二氧化碳的窜逸控制。其中,乙二胺体系可用于封堵渗透率级差小于等于100的非均质模型的高渗透层,改性淀粉凝胶与乙二胺体系可用于封堵岩心内渗透率级差大于100的高渗透气窜通道以及裂缝。

浅层边水断块油藏氮气复合吞吐实验

浅层边水断块油藏由于含油面积小、非均质性强、黏度高以及开发过程中存在边水突进快等问题,氮气吞吐可有效补充地层能量,具有控抑边水突进的潜力。通过采用高温高压边水径向流模型对氮气、氮气-表面活性剂和氮气-二氧化碳3种吞吐介质控水增油可行性进行室内实验研究,以吞吐阶段含水率最大降低值、控水持续时间和采收率提高程度为指标,并结合模型压力变化对3种吞吐介质控水增油效果进行评价和对比,并在此基础上分别分析3种吞吐介质控水增油机理。结果表明,3种吞吐介质均能控抑边水;氮气吞吐控抑边水能力最强,但氮气的驱油效率低,增油效果较差;而氮气复合吞吐在实现控抑边水的基础上,通过表面活性剂和二氧化碳提高了驱油效率,增油效果优于氮气吞吐。

三元复合驱后关键储层特征参数实验研究

确定三元复合驱对储层关键物性特征参数变化的影响程度是保证三元复合驱应用效果的重要前提。利用岩芯驱替及原子力显微镜探测等实验,对大庆油田某区块三元复合驱前后岩芯润湿性、敏感性、孔隙度与渗透率等物性参数的变化规律进行系统评价和分析。相对渗透率测定结果表明三元复合驱后储层岩石润湿性会发生改变,亲油性储层岩芯可反转为亲水润湿性;敏感性实验表明,三元复合体系对储层不同敏感性造成不同影响,主要表现在驱后水敏性增加但速敏性、酸敏性、碱敏性等有所降低。对储层孔渗统计分析表明,三元复合驱后岩芯孔隙度和渗透率绝对值均有所增加,且二者相关性较好;结合原子力显微镜对岩芯微观孔隙结构的观测结果进一步验证了孔渗改善的相关认识。

非均质岩心调堵结合技术室内实验

为了研究调剖堵水顺序和调剖堵水时机对提高非均质岩心采收率的影响,选择1种堵水剂和强度不同的2种调剖剂作为研究对象,利用双层非均质岩心模型物理模拟实验,设定3种不同的调剖堵水顺序和7种不同的调剖堵水时机。研究结果表明,先调剖后堵水起到了很好的调堵效果,与先堵水后调剖以及同时调剖堵水相比,采收率增加幅度更大,强胶体系最终采收率为69.26%,弱胶体系最终采收率为64.94%。研究调剖堵水时机时发现,调剖与堵水间隔时间越长降水增油效果越好,且调剖堵水结合的最佳时机为调剖后水驱至0.5倍孔隙体积进行堵水,继续增加水驱时间采收率不再增加。

泡沫驱前调剖提高采收率室内实验

海上油气藏疏松砂岩地层经过长期注水开发后,其高渗透层易形成大型窜流通道,非均质性进一步增强,单独实施泡沫驱会导致泡沫在窜流通道中突进,造成无效驱替,因此有必要在泡沫驱前进行调剖。通过室内实验研究,利用3层非均质岩心模拟高渗透强非均质性油藏,进行单独泡沫驱和调剖后泡沫驱。实验结果表明:一次水驱后先进行调剖再进行泡沫驱的最终采收率比一次水驱后直接进行泡沫驱提高了18.0%,最终采收率达50%以上;增大泡沫注入量,有利于提高采收率,最优泡沫注入量约为0.4倍孔隙体积;对于层间非均质模型来说,选用高强度改性淀粉强凝胶作为调剖剂,会优先选择性封堵高渗透层,迫使后续泡沫进入中、低渗透层,从而有效改善吸液剖面,大幅度提高采收率,相对于一次水驱采出程度可提高36.0%。

强化氮气泡沫调驱技术在中孔中渗透储层适用界限的实验研究

氮气泡沫调驱技术因具有调整产液剖面、降低含水率等优势而被广泛用于调驱和控水等提高采收率措施中。为进一步明确氮气泡沫调驱体系在中孔中渗透储层的适用界限,并确定最佳调驱时机,采用室内实验方法,对强化氮气泡沫在不同渗透率级差岩心中的调驱效果进行评价,分析岩心非均质性及调驱时机对调驱效果的影响。实验结果表明:针对中孔中渗透储层,经强化氮气泡沫调驱后,渗透率级差为2—6时控水增油效果较好,采出程度可在水驱基础上提高18%以上,其中渗透率级差为6时提高采出程度最高,可达20.0%;渗透率级差约为3时产液剖面得到最佳改善,控制分流率可达0.25 PV;采出液含水率为80%时为最佳泡沫调驱时机。

多孔介质中示踪剂微观可视化实验研究

为了更好地适应多孔介质示踪剂复杂渗流描述,针对微观孔道级别的示踪剂渗流机理和运移特征,应用孔隙结构仿真微观模型,设计完成了多孔介质示踪剂微观可视化实验,直接观察了多孔介质微观传质扩散过程和机理。实验结果表明:示踪剂运移微观上具有不同尺寸级别的绕流效应,且随着示踪剂在多孔介质中的推进,绕流尺寸明显增大;随着示踪剂向前推进,因混合作用明显,其质量浓度前缘梯度减小,且不再规则,同时横向宽度明显增大。示踪测试解释建模过程中,必须综合考虑示踪剂的混合作用、单个孔道的迂曲度、多个孔道的网络结构及小—大规模的绕流效应等情况。

吉林扶余油田稠油油藏化学驱实验研究

针对吉林扶余油田稠油,选取一种水溶性降黏剂,采用乳化降黏法,改善原油流变性并使其黏度降低,提高了稠油油藏的采收率。采用静态评价与动态评价相结合的方式;对该降黏剂的性能进行评价,利用流变仪测试不同降黏剂浓度、不同油水比条件下的降黏率,以此来考察降黏剂对稠油的静态降黏效果。采用人造岩心物理模拟实验,考察不同降黏剂浓度、注入速度、注入时机对降黏剂动态降黏效果的影响,为矿场实际应用提供理论依据。实验表明,该降黏剂能够有效降低吉林稠油黏度,具有较好的降黏效果。

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水方式优选及注气提高采收率实验

塔河油田原油采收率偏低,底水能量衰竭,亟需探索扩大水驱波及体积与提高采收率.根据塔河油田四区地质资料和生产动态资料,应用物理模拟相似准则,设计并制作碳酸盐岩缝洞型油藏三维立体储层仿真模型,开展油藏底水能量不足条件下转注水驱注水方式优选及后续注气驱提高采收率技术实验.结果表明:3种注水补充能量方法中,周期注水和脉冲注水提高采收率幅度相近,分别为16.39%和16.48%,均高于恒速注水的14.05%,而周期注水的总注水量小于脉冲注水的总注水量,优选周期注水为更有效的注水补充能量方法;转注水驱后的注氮气驱中,气水交替驱可提高采收率25.92%,优于连续注气驱的23.47%.这为碳酸盐岩油藏高效开发提供技术依据.

自组装颗粒调驱体系注入方式优选实验研究

针对渤海油田储层渗透率高、水驱窜流严重的问题,采用新型自组装颗粒调驱体系,进行室内封堵以及驱油实验研究,并对颗粒注入方式进行对比。静态实验表明,自组装颗粒具有良好的耐温耐盐性能,耐温100℃,耐盐35 000mg/L;封堵实验表明,对于渗透率为10 000×10-3μm2左右的砂管模型,采用胍胶或聚合物溶液悬浮颗粒封堵后,砂管渗透率降至3 000×10-3μm2左右,砂管有效封堵率达70%;驱油实验表明,对于渗透率为20 000×10-3μm2和4 000×10-3μm2的并联砂管模型,在水驱采出程度为27.34%~28.17%的基础上,注入0.4PV自组装颗粒调驱体系,其采出程度可提高28.57%~38.76%,最终达55.91%~66.80%,且采用胍胶或聚合物悬浮颗粒的注入方式效果较好。实验揭示了自组装颗粒的封堵机理主要是填充封堵、架桥封堵、黏接封堵。

气相饱和度对气体滑脱效应影响实验

开展砂岩CO2驱实验,研究滑脱效应与气相饱和度关系;利用束缚水测定高气相饱和度下的滑脱因子,引入强凝胶体系和高黏淀粉溶液测定低气相饱和度下的滑脱因子;通过在24.45%~100%气相饱和度条件下微观实验测定滑脱因子,分析滑脱因子随气相饱和度变化的原因.结果表明：随着气相饱和度的增加,气体滑脱效应先增加后减小,最后达到稳定.在气驱前期CO2不是连续相,滑脱效应影响较小;在气驱中期随着窜流通道数量的增加,滑脱效应不断增大;在气驱后期随着气窜通道的拓宽,滑脱效应逐渐减小.滑脱效应同时受气相饱和度和气相饱和度分布的影响.

多井缝洞单元水驱见水模式宏观三维物理模拟

根据相似理论,设计并制作了多井缝洞单元宏观三维物理模型,研究缝洞型油藏衰竭式底水驱和注水补充能量开采时水驱特征及油井见水模式。结果表明,底水驱时,受底水衰竭和油井见水的影响,初期呈产能高、递减快的特征;注水补充能量后,产能在短期内回升,之后缓慢下降;底水驱阶段,在底水直进井处易发生底水锥进,呈点状见水,见水时间主要由油井与底水的连通程度决定;注水能起到压锥的作用,抑制底水侵入,使底水驱阶段的点状见水转变为平面线状见水,注水阶段见水时间主要受井深影响。多井缝洞单元水驱油井含水率变化类型可以分为缓慢上升型、阶梯式上升型和暴性水淹型,其主要受油井钻遇储集体类型及配位数影响:油井钻遇溶洞时,随配位数升高,含水率上升速度减慢;油井钻遇裂缝时,随配位数升高,含水率呈阶梯式变化。

三元复合体系启动水驱后剩余油微观机理

为了提高水驱后原油采收率,三元复合驱技术被广泛应用到大庆油区萨尔图油田二类油层中。为明确三元复合体系启动水驱后剩余油机理,根据研究区二类油层天然岩心铸体薄片的真实孔喉制作微观仿真模型,并进行微观模型驱油实验。结果表明:水驱后剩余油主要以簇团状、膜状和孤岛状分布为主,少部分以喉道状和盲端/角隅状分布;三元复合体系的超低界面张力和高粘弹特性,能够乳化油滴,将油珠拉成油丝,并能剥离油膜,驱替出盲端油,进而大幅度降低水驱后簇团状、膜状剩余油,增加孤岛状油滴的数量,从而提高驱油效率。驱油效果定量分析结果表明:水驱驱油效率为50%,复合驱驱油效率最高可达38.68%;2种微观模型的最终驱油效率最高可达88.68%,4种三元复合体系的最终驱油效率均在77%以上。

碳酸盐岩缝洞型油藏氮气驱提高采收率的影响因素

碳酸盐岩缝洞型油藏在开发过程中地层能量衰竭明显,氮气驱可以有效地补充地层能量,并增强采出能力;但只有合适的注入速度、注入时机和注入方式等才能使氮气驱达到最好的驱替效果。利用地质构造和生产动态资料建立缝洞型油藏的二维可视化地层仿真剖面模型,在室内底水能量不足时,进行了氮气驱注入速度、注入时机和注入方式等因素对采收率的影响程度研究,结果表明,氮气驱注入速度对波及范围和气窜控制有较大的影响,过大过小都会使最终采收率偏低;氮气驱注入时机的早晚影响水驱效果,进而影响采收率,注入时机过早水驱效果差,注入时机过晚气驱效果差;连续氮气驱、氮气—水交替、氮气—活性水交替等注入方式可以将采收率从20%分别提高到47.09%,60.08%和61.45%。

耐油起泡剂的研究现状与发展趋势

为获得具有较好耐油稳定性的泡沫体系,分析了近年来耐油起泡剂的研究进展,讨论了泡沫的遇油消泡性,并从表面活性剂分子结构和表/界面张力的角度分析了相关耐油机理。重点论述了近年来研究较多的几种耐油起泡剂的优越性和局限性,其中超临界CO2泡沫、氟碳表面活性剂的泡沫体系具有一定的耐油性能,但其耐油机理和矿场应用还需进一步研究。今后耐油起泡剂研发的主要方向是有效利用表面活性剂的复配或加入合适的助剂,以改善耐油起泡剂的性能。

ASP体系在大庆二类油层中的色谱分离现象及其对采收率的影响

ASP体系在二类油层中运移不同距离时,体系的黏度和及其与原油间的界面张力等均会发生变化。本实验采用不同长度的人造岩心(10、20、30、60和80 cm)来模拟ASP体系在油藏中的运移距离,通过测定各组实验产出液的黏度及其与原油间界面张力,分析ASP体系运移不同距离时体系性能的变化及其对采收率的影响。实验结果表明,随着ASP驱油剂运移距离的增大,复合驱采收率逐渐降低,且在近井地带附近采收率降低的幅度较大。复合驱采收率受复合体系的黏度和其与原油界面张力影响,在0~30 cm运移范围内,由于超低界面张力和较强流度控制能力的综合作用,驱油剂在油藏中的波及体积和驱油效率较大,复合驱采收率和最终采收率较高;当运移距离大于30 cm时,由于界面张力值迅速升高,其对采收率的贡献较小,此时体系的黏度在驱油过程中起着主导作用;复合驱采收率随着驱油剂相对注入量的增大而增加,适当地增大ASP驱油剂的相对注入量可有效的提高大庆二类油层的采收率。

淀粉接枝聚丙烯酰胺凝胶的流变性能

为了克服以聚丙烯酰胺作为主剂制备凝胶类调剖堵水剂时溶液黏度大不易泵入、易被剪切等缺陷,采用羟丙基淀粉(HPS)接枝的方法改善了聚丙烯酰胺强凝胶的性能,利用HAAKE流变仪及ESEM研究了凝胶的流变性能与微观结构,考察了主剂(丙烯酰胺(AM)+HPS)含量、AM/HPS质量比、交联剂浓度和纳米级SiO2浓度对凝胶流变性的影响。结果表明:随主剂含量与AM/HPS质量比增大,凝胶体系弹性模量和黏性模量增大,屈服应力也增大,柔量减小,形变幅度减小,回复率增大;随着交联剂浓度增大,凝胶强度先增强后减弱,屈服应力渐增;加入纳米级SiO2有利于增强凝胶的强度、弹性及屈服应力;ESEM测试结果表明,加入羟丙基淀粉与纳米级SiO2后的凝胶可观测到致密的三维网络结构,可能是凝胶强度增强的原因。

氮气泡沫吞吐的控水增油机理

对于存在边水的复杂断块油藏,无法实现远距离的泡沫堵水调剖,而泡沫吞吐刚好解决了这一问题。为了明确吞吐井的泡沫控水增油作用机理,在评价泡沫体系的性能、动态吸附性能及封堵性能的基础上,通过物理模拟实验对比氮气体系、起泡剂+稳泡剂体系及氮气泡沫吞吐的实施效果,分析氮气、起泡剂及稳泡剂各自在氮气泡沫吞吐中所发挥的作用,明确氮气泡沫吞吐控水增油机理。研究结果表明:所选的氮气泡沫体系与目标地层适应性良好,在矿化度4176 mg/L、温度85℃下与原油的界面张力为1.097 mN/m,泡沫综合指数为14750 mL·min,阻力因子在地层渗透率500×10-3数1500×10-3μm2情况下为26数103。氮气泡沫吞吐的作用机理如下:氮气的保压增能作用贯穿始终,并且占主导地位;起泡剂+稳泡剂能控制氮气的气窜,与氮气形成泡沫扩大波及体积;泡沫的形成发挥了独有的选择性封堵作用,良好的控抑了边水。

缝洞型碳酸盐岩油藏底水对后续注水注气开发的影响

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱开发后,通常存在较强底水能量。底水在后续开发中持续影响剩余油驱出,充分认识较强底水对后续注水注气开发的影响,具有重大意义。利用可视化物理模型进行水驱、气驱模拟实验,直观展示强底水与后续注入水、注入气的相互作用,并探讨相关影响因素。实验结果表明:较强底水对后续剩余油开发有促进作用;底水和注入水、注入气的相互作用原理不同,表现形式也不同。另外,底水强度、缝洞组合和重力作用等因素均会影响这一相互作用。研究成果为后续水驱气驱提高采收率方案设计提供了实验依据,同时注入水、注入气与底水的定量适配应作为后续深化研究的重点。

抗油起泡剂的筛选与性能评价

从烷基醇酰胺类表面活性剂、磺基甜菜碱类表面活性剂、EO磺酸盐类表面活性剂、氟碳类表面活性剂和十二烷基硫酸纳(SDS)起泡剂中优选出泡膜数小于1的氟碳类表面活性剂和起泡性能优异的SDS复配体系。用Waring Blender法评价起泡剂的泡沫性能。结果表明,JSC-6氟碳表面活性剂的耐油性较好,在含油10%时的泡沫体积为320 m L、析液半衰期2.5 h、综合指数2285.7。SDS与助剂ZC-1复配后,在含油10%时的泡沫体积为330 m L、析液半衰期15 min、综合指数235.7,具有一定的耐油起泡性,但稳定时间短。稳定剂部分水解聚丙烯酰胺使JSC-6体系和SDS体系的稳定性提高,半衰期由36和10 min分别增至126和68 min。在含油饱和度较低时(低于25%),SDS体系起泡能力优异,综合指数高,具有一定优势;而当含油饱和度高于25%时,氟碳表面活性剂则表现出更好的起泡能力和更长的稳定时间。