高温高压下离子液体对原油中沥青质沉淀的抑制效果评价

离子液体在油藏开发中防止沥青质沉淀的潜力较大,但高温高压条件下离子液体的抑制效果尚不明确。在对2种离子液体氯化1-丁基-3-甲基咪唑([bmim]Cl)和溴化1-丁基-3-甲基咪唑([bmim]Br)以及2种商业抑制剂对原油中沥青质沉淀抑制效果评价的基础上,采用其中的最佳抑制剂及浓度开展了高温高压沥青质沉淀测定实验,研究了离子液体对地层原油及CO_(2)注入后地层原油中沥青质沉淀起始压力(AOP)及沥青质聚集体尺寸的影响。结果表明,[bmim]Br对沥青质沉淀的抑制效果远高于[bmim]Cl和另外2种商业抑制剂,最佳加量为600 mg/L。纯地层原油的AOP为28.7 MPa;当加入[bmim]Br后,AOP降幅为21.6%;当在离子液体中添加异丙醇后,AOP降幅达到29.6%。饱和30%CO_(2)地层原油的AOP为31.6 MPa;当加入异丙醇与[bmim]Br的混合溶剂时,AOP降幅达44.3%。异丙醇能与[bmim]Br及CO_(2)产生三元相互作用,提高[bmim]Br的活性,大幅降低饱和CO_(2)原油的AOP,减缓沥青质颗粒粒径的增长速度,降低沥青质在井筒中的沉积深度和堵塞程度,将沥青质沉积引入更易控制的节点,具有广阔的应用前景。

鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层水驱油特征及驱油效率影响因素

为了分析致密砂岩油藏内部油水运动规律及驱油效率影响因素,以鄂尔多斯盆地白豹油田长8_(1)储层为研究对象,利用物性分析、压汞实验、核磁共振实验、真实砂岩模型可视化渗流实验等方法,结合油田生产动态资料,研究储层微观水驱油特征及驱油效率影响因素。结果表明:长8_(1)储层水驱油渗流路径以均匀状、网状和指状为主,对应的驱油效率依次降低;水驱油特征主要受储层微观孔隙结构、物性、可动流体饱和度等地质因素,以及驱替压力、驱替速度等开发因素共同影响。微观孔隙结构决定水驱油的渗流路径,喉道半径、孔喉分选系数、孔喉半径比与驱油效率具有较好的相关关系;储层品质因子能更好地表征储层储渗性能,影响驱油效率;可动流体饱和度反映有效储集空间与盲孔、无效孔隙的相对含量比,在较低可动流体饱和度条件下,对驱油效率的影响更为明显。当喉道半径≤0.8μm、储层品质因子≤0.25、可动流体饱和度≤50%、驱替压力增幅≤50%、驱替速度≤0.012 mL/min时,对水驱油特征及驱油效率影响明显,实验条件下的水驱油特征影响油田开发效果。该结果为鄂尔多斯盆地白豹油田长81油藏的高效开发提供依据。

姬塬北长_(6)-长_(8)油层组成藏及勘探潜力分析

针对姬塬北地区延长组勘探程度低且勘探潜力认识不足的问题,利用钻井、分析化验等资料,对姬塬北延长组长6—长8油层组烃源岩条件、储层条件、成藏模式以及油藏特征等进行了分析研究。研究表明:姬塬北地区长7油层组烃源岩发育,长_(7)^(3)底部暗色泥岩为有效烃源岩;有机碳含量普遍大于2%,氯仿沥青“A”平均为0.189%,生烃潜量S_(1)+S_(2)平均为13.01 mg/g,有机质丰度高,有机质类型以Ⅰ型为主,具有原油生成的基础物质来源;长_(6)、长_(8)油层组储层砂体平均厚度大于10 m,孔喉组合关系主要为小孔隙微细喉与微孔喉,少量中孔中细喉,孔隙度主要为8%~12%;因河道纵横向迁移摆动,形成了有利的储盖组合,构成岩性及物性圈闭;油藏分布受烃源岩展布、砂体分布及储层发育程度的叠合分布状态控制。综合认为该区具有较大的石油勘探潜力,确定峰201、峰11井区为该区最有利的叠置勘探目标区。该研究对姬塬北地区延长组下一步的勘探开发具有指导意义。

鄂尔多斯盆地西缘长8油藏储层特征认识

针对鄂尔多斯盆地天环中段洪德油田长8油藏储层非均质性及主控因素认识不清、高效开发与稳产受到制约的问题,结合大量钻井、岩心资料、测井曲线对比分析等,运用岩心观察、显微镜岩石薄片鉴定、扫描电镜以及压汞、相渗实验等手段,充分结合沉积相及成岩作用认识,对研究区长8油藏进行定量分析,从宏观的层内、层间、平面非均质性和微观非均质性多方面开展研究,最终认为洪德油田长8油藏呈现强非均质性特点,沉积微相、砂岩不同碎屑组分、成岩作用等是影响其非均质性强的主控因素。