水驱油过程的核磁共振二维谱研究

岩心水驱油过程中油水分布状况是岩心多孔介质的重要性质.水驱油过程的研究是进一步进行提高采收率研究的基础.核磁共振扩散-弛豫二维谱提供了岩心中流体性质的多方面信息,与核磁共振一维弛豫谱相比极大地提高了区分油水的能力.该文通过2组岩心水驱油实验,从不同含油饱和度的扩散-弛豫二维谱中提取出水的一维弛豫谱,在原油粘度比较高的情况下获得了驱替过程中油水在不同孔隙中的分布状况以及润湿性等信息,解决了单独用一维弛豫谱方法难以区分油水的问题.该文的研究方法对油田提高采收率的研究有比较大的参考价值.

复合型高温酸化用粘土防膨剂的研制

为了解决高温下有机高分子型粘土防膨剂防膨率低的问题,将低分子阳离子化合物N-(丙烯酰胺基)丙基-N,N,N-三甲基氯化铵和具有润湿调节作用的γ-氨丙基三丙氧基甲硅烷按照10∶1的质量比复配,研制了复合型高温酸化用粘土防膨剂HA-1。其性能评价结果表明:在210℃恒温24h后,其防膨率仍保持80%以上;γ-氨丙基三丙氧基甲硅烷通过增加水对粘土颗粒表面的润湿角,使粘土表面亲水性减弱而有效抑制粘土膨胀。

CTAB改变固体表面润湿性的机理探讨

为了解阳离子表面活性剂改变固体表面润湿性的机理,首先用washburn法和微观实验研究了十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)对润湿性的影响,然后从吸附状态及化学反应的角度分析了CTAB与砂岩表面的作用机理。研究结果表明,砂岩表面的初始润湿性对它们之间的相互作用有一定的影响,CTAB可以改变砂岩表面的润湿性,使亲水表面变为中性,亲油表面变为亲水表面;在原子力显微镜下,亲水表面的吸附层为双层吸附,各层为“城墙”状,亲油表面的吸附层分层不明显;CTAB与带负电的砂岩表面可以发生化学作用而改变润湿性,还可以通过剥离砂岩表面的油膜而改变润湿性。

黑液体系驱油机理的研究

利用准三组分相图，研究了黑液与聚丙烯酰胺和石油磺酸盐形成的复合体系的粘度、界面张力等特性。利用线性和微观模型驱油试验，研究了利用黑液体系来提高采收率的机理，结果表明。最佳驱油体系有四种驱油机理可以提高原油采收率，即超低界面张力，乳化—携带机理，乳化—捕集机理和自发乳化。

胜利油区砂岩储集层敏感性特征研究

通过 50个油田 180 0余块样品的敏感性试验研究 ,运用胜利油区Ng、Es1、Es2 、Es3、Es4 等 5个砂层组的储集层敏感性室内实验资料 ,结合各油田储集层特征 ,总结胜利油区不同层位、不同埋深砂岩油藏的储集层敏感性特征及油层损害机理 ,认为 :水敏性是该油区储集层的主要敏感性损害因素 ;流速过大会导致疏松砂岩储集层出砂 ;储集层具有弱—中等的碱敏性 ;对于盐酸和土酸表现出不同的敏感性结果。

稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效率影响因素——以孤岛油田中二北稠油油藏为例

为了研究稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效果及影响因素,分析蒸汽吞吐后转蒸汽驱提高稠油油藏采收率的潜力及有效开发方式,以胜利油区孤岛油田中二北稠油油藏蒸汽吞吐后密闭取心岩心为实验对象,开展了在原始油水饱和度状态下的驱替实验,对不同驱替介质、不同介质温度及不同驱替方式下的剩余油驱油效率进行了研究。结果表明:驱替介质类型、介质温度及驱替方式是影响转驱效果的主要因素,相同温度下蒸汽驱的驱油效率要好于热水驱,250℃蒸汽驱比同温度热水驱可提高采收率5%以上,驱替介质温度与采收率提高幅度之间存在良好的对数关系,研究区块蒸汽吞吐后直接转蒸汽驱可提高采收率30%左右。

二维核磁共振观测岩石润湿性

润湿性是反映储层中油水分布状况的一个重要表征参数,因此研究储层岩石的润湿性对原油开采有着重要的意义.扩散弛豫二维谱可展示扩散系数与弛豫时间的相关性,并可以对油水的弛豫时间、扩散系数分别进行研究,与核磁共振一维弛豫谱相比极大地提高了区分油水的能力.该文首先通过多组实验验证扩散-弛豫二维谱可以很好地观测到油水共存状态下玻璃珠表面的润湿性,继而通过对3组人造岩心表面润湿性的测量,获得了人造岩心表面润湿性的信息,解决了此时单独用一维弛豫谱方法难以区分油水的问题.利用二维谱观察岩石润湿性的研究对油田提高采收率的研究有较大的参考价值.

聚合物溶液对岩石电性影响的实验研究

为正确认识聚合物对测井曲线的影响,并为测井曲线的解释提供依据,以砂岩油藏为对象,通过岩电实验研究了聚合物对岩石电性的影响。岩样取自孤岛油田某井。实验分析了聚合物溶液自身电阻率特征及聚驱前后岩石电性特征的变化。实验结论,阴离子型聚合物溶液具有一般稀电解质溶液的导电特征;聚合物溶液的配制用水的矿化度对岩石的R0值有显著影响;聚合物溶液矿化度不同,对其Archie岩电参数的影响也不同;聚驱后,随聚合物溶液滞留浓度的增加,a、b值逐渐增大,m、n值逐渐减小。

确定油藏实际开采速度下的相对渗透率

介绍了用油藏实际开采速度作为岩心流动实验的驱替速度时 ,获得相对渗透率曲线的方法。用有限差分方法求解渗流方程组 ,建立的相对渗透率曲线模型是一不确定模型 ,有四个待定参数。用最优化方法使得累计产油量和岩心两端的压差的计算值与实测值之间的方差和最小 ,反求相对渗透率曲线模型的待定参数 ,从而确定相对渗透率曲线。这种方法克服了JBN方法的局限 ,在求低渗岩心的相对渗透率曲线时充分显示了它的优越性。

桩120块油层伤害评价及增产措施优化

针对１９９２年投产的桩１２０块１０口井投产未成功，而酸化成功率仅为２２％，压裂３口井均失败的实际情况，以该块桩１２０－３取心井油层岩心为基础，采用静态分析和动态模拟相结合、室内研究与现场试验相结合的方法，完成了油层速敏性、盐敏性、水敏性、酸敏性室内实验及评价，确定出桩１２０块沙二段油层改造时，影响最大的因素是酸敏性，速敏、盐敏、水敏都是影响油层改造效果的次要因素。进一步对两种主要酸化配方（盐酸、土酸）和两种新的解堵剂（ＨＢＦ－５、ＳＣＰ－１）的理化性质及配伍性进行了室内模拟研究，评价了施工液体系及其对储层的处理效果，优化出预防伤害和解除伤害的有效措施为：采用低浓度的盐酸（浓度３％），或适当浓度的中强酸及弱酸深部处理，采用ＳＬＰ－１解除酸化造成的二次伤害及配套措施。根据室内研究结果，对桩１２０块５口油井、１口水井进行施工处理，５口油井由处理前的不产油增至单井平均日产油１６．７ｔ的良好效果，１口水井由６０ｍ３／ｄ增注到１２０ｍ３／ｄ。

采用CT技术研究岩心剩余油微观赋存状态

油层孔隙中剩余油的微观赋存状态是指导剩余油挖潜的重要依据。借助CT微观驱替实验系统,获得了水驱不同驱替时刻岩心模型的CT扫描图像,利用图像处理技术实现了岩心模型图像信息向三维数据体的转化。在此基础上提取剩余油的信息,提出了剩余油块数、平均体积、接触面积比、形状因子等指标对孔隙尺度下剩余油的微观赋存量、赋存位置及赋存形态进行定量表征。实验结果表明:随着驱替的进行,岩心模型中剩余油块数增多、平均体积减小,尺寸小于20倍平均孔隙体积的剩余油在数量上占绝对优势,该类剩余油所占的体积比例逐渐增大;剩余油逐渐从岩石表面剥落下来,水驱至残余油时刻水湿岩心中仍有约1/3的剩余油与岩石表面接触;剩余油形态由网络状向其他类型转化,驱替至残余油时刻以网络状和多孔状为主,结构相对复杂的网络状及多孔状剩余油是注水开发后期的主要挖潜对象。

基于LabVIEW的稠油蒸汽相对渗透率测控平台的构建

介绍基于LabVIEW软件开发平台的稠油高温蒸汽相渗实验系统测控软件的原理,以及系统软件与硬件的构成和工作过程。软件系统集成了自动控制、数据采集、数据分析处理和记录等几大功能模块。通过计算机的多个通信端口,建立计算机与各实验设备的数据通信。在应用过程中,同时实现高温实验环境中的温度和压力等试验数据的实时采集。程序对采集到的数据进行滤波分析后,在计算机上显示和储存,并通过计算机输出板卡输出,以实现对控制阀门的实时自动调节。强大的软件和良好的人机界面提高了试验系统的自动化程度和可靠性。实际应用表明,该系统具有测量与控制精度高,自动化程度高,工作稳定可靠等特点。