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。

高注水倍数非均质岩心驱油效果实验研究

双河油田ⅧⅨ油组经历了30多年的开发,目前已进入特高含水阶段。针对该区块地层特点,利用人造非均质岩心研究注水倍数、注入速度与非均质性的关系。结果表明,高注入水倍数下,虽然含水率很高,但累计产油量仍然比较有经济价值;渗透率级差对低渗透层的采收率影响比较大;提高注入水倍数与注入速度,室内实验极限采收率增加;现场注入速度在0.8~1.2mL/min。

基于核磁共振技术的非均质岩心中泡沫动态稳定性评价方法及应用

基于有效孔隙体积守恒和核磁共振技术建立了泡沫在岩心中的动态稳定性的评价方法.利用油、水标定方法测量了岩心中油相和泡沫液的体积,计算了泡沫在岩心驱替过程中的动态稳定因子.测试了双层非均质岩心的横向弛豫谱线及核磁共振图像,比较了纳米颗粒强化泡沫和表面活性剂泡沫的驱油效果和动态稳定因子.结果表明,岩心中的含水体积在注入2.0 PV泡沫前快速上升随后基本稳定;而含气体积逐渐上升,注入5.0 PV泡沫后上升速率变小.泡沫的动态稳定因子经历了骤减、递增和平稳3个阶段.泡沫前期的驱油效果主要依赖于水相,随着含水体积基本稳定,岩心的产油速率和泡沫动态稳定因子的增长速率具有明显正相关关系,即中后期取决于泡沫气体对剩余油的驱替能力.与表面活性剂泡沫相比,纳米颗粒强化泡沫提高了低渗层的波及能力和驱油效率,抑制了泡沫发展的不稳定阶段并且提高了动态稳定因子最终的平衡值.该稳定性评价方法可用于反映泡沫渗流特点并筛选适合储层特征的稳定泡沫体系.

非均质岩心模型中水-CO_2交替驱油特征研究

针对非均质油藏中水-CO_2交替注入中各个段塞所发挥的作用无法确定等问题,在非均质岩心模中设计了水-CO_2交替驱油和不同注气方式后水-CO_2交替驱油四组对比实验进行研究。结果表明,水-CO_2交替、续注气、间歇注采和周期注气提高采收率幅度分别为78%、41.9%、32.2%、42.3%,然后在后三种注气方式基础上进行水-CO_2交替驱油,分别再提高采收率9.5%、43.7%和16.6%。在非均质岩心模型中,水-CO_2交替驱能够在其他开发方式基础上增大压力梯度、扩大波及体积并提高采收率;CO_2段塞是驱替残余原油的主要段塞,水段塞主要起增加CO_2段塞渗流阻力的作用。

饱和地层水均质岩心电阻率与温度的关系

为了深入认识不同温度条件下砂岩储层的电学特性,选择饱和地层水均质砂岩岩心电阻率与温度的变化关系为研究出发点,在等效介质理论的HB方程基础上,通过分别考虑温度对地层水电阻率及岩石颗粒电阻率的影响,在电阻率模型中首次引入温度参量,进而建立饱和地层水均质砂岩岩心半经验型电阻率模型,并应用相关文献中实验数据验证模型的适用性。结果表明,该模型能够有效反映饱和地层水砂岩岩心电阻率与温度的变化关系。基于HB方程的岩心电阻率模型的建立,为进一步研究地层条件下岩心电阻率的变化规律提供了理论参考。

高凝高黏高盐均质油藏聚/表二元复合驱合理黏度比——以大港孔南地区储层条件为例

针对大港油田孔南地区高凝高黏高盐油藏的特点，采用岩心流动实验装置和岩心驱油实验装置，开展了聚合物/表面活性剂二元复合体系驱油效率及其影响因素的研究，分析了聚/表二元复合驱采收率增幅与岩心渗透率之间关系机理。结果表明，对于非均质性较弱储层，随岩心渗透率增加，聚/表二元体系阻力系数和残余阻力系数减小。随聚/表二元体系与原油黏度比（μsp/μo ）和岩心渗透率增大，采收率增幅增加，但增幅增加速度减小。随储层平均渗透率增加，岩石吼道尺寸增大，不可及体积减小。因此，储层平均渗透率大小会影响聚/表二元复合体系储层适应性，进而影响聚/表二元复合驱增油效果。从技术和经济角度考虑，目标油藏均质储层聚/表二元复合驱合理黏度比（μsp/μo ）范围在0.5~1.0。

不同非均质条件下的复合驱油体系优选

地层非均质程度不同,驱油体系有效提高采收率所需的黏度及界面性能有所不同。本文针对双河油田IV5-11层系油藏及原油特点,设计不同非均质条件仿真物理模型,对室内静态实验优选出的4个化学驱油体系进行室内岩心驱替实验。实验结果表明,均质条件下,表面活性剂浓度(3g/L)一定,聚合物浓度分别为1.5g/L和1.0g/L的SP二元体系提高采收率幅度基本相同;Na2CO3浓度(10g/L)、表面活性剂浓度(3g/L)一定,聚合物浓度1.5g/L的弱碱ASP三元体系提高采收率幅度比聚合物浓度1.0g/L的弱碱ASP三元体系高2.26%。优选聚合物浓度为1.5g/L的复合体系,改变渗透率级差至2倍、3倍和5倍,随非均质性增强,与SP二元体系相比,弱碱ASP三元体系提高采收率优势逐渐变弱;在模拟具有油藏代表性的3倍渗透率级差条件下,聚合物浓度1.5g/L的弱碱ASP三元体系提高采收率比SP二元体系高出2.15%,最终确定适合双河油田IV5-11层系的驱油配方为弱碱ASP三元体系,即1.5g/LZL-Ⅱ+3.0g/LQY-3+1.0g/LNa2CO3。

三种驱油剂在聚驱后二维非均质物理模型上的驱油效果

在模拟大庆油田条件下,在3种VK值的二维纵向非均质人造岩心上,在45℃考察了水驱、1.0 g/L普浓聚合物驱之后,3种聚驱后驱油剂的驱油效果。所用聚合物为M=2.5×107,HD=26.5%的HPAM。这3种驱油剂的组成(g/L)为:12/5/1.4的Na2CO3/烷基苯石油磺酸盐/HPAM溶液(ASP);加入17.5 mg/L Cr3+的ASP(铬交联ASP);2.5 g/L高浓HPAM溶液。两种ASP体系与原油间界面张力在10-4mN/m量级。随岩心VK值增大,水驱采收率大幅度降低,普浓聚驱采收率增值显著升高,聚驱后驱油剂的采收率增值与岩心VK值和驱油剂类型有关。高浓聚合物、ASP、铬交联ASP的采收率增值,在VK=0.50岩心上分别为7.7%、10.6%、12.1%,在VK=0.65岩心上分别为7.8%、12.3%、22.5%,在VK=0.72岩心上分别为10.3%、9.8%、11.2%。铬交联ASP注入压力升幅大,后续注水压力维持高值;高浓聚合物溶液注入压力升幅较大或很大,但后续注水压力迅速下降;ASP注入压力升幅最小,后续注水压力不断下降。因此,聚驱后采用洗油效率特别是扩大波及体积能力更强的驱油剂,可以进一步提高采收率。图3表4参9。

有隔层和无隔层非均质物理模型泡沫复合驱差异研究

在有隔层和无隔层的二维纵向非均质正韵律人造岩心上,在45℃下考察了水驱油后泡沫复合驱和泡沫聚驱的驱油效果。ASP三元复合驱替液、聚合物驱替液与天然气按1∶1体积比混合注入,注入量共0.6 PV,之后注入0.283 PV聚合物保护段塞。设泡沫复合驱提高采收率的作用机理,在无隔层非均质岩心中包括气体上浮作用、调剖作用和洗油作用,在有隔层非均质岩心中基本上为调剖作用和洗油作用,而在无隔层非均质岩心中泡沫聚驱提高采收率的作用机理为调剖作用和气体上浮作用。据此,由各模拟岩心实测泡沫驱采收率增值求得,调剖作用、洗油作用及气体上浮作用的贡献,在渗透率变异系数0.72的岩心泡沫复合驱采收率增值(28.0%)中分别占57.9%、35.0%及7.1%,而在渗透率变异系数0.60的岩心泡沫复合驱采收率增值(24.2%)中分别占52.1%、40.5%及7.4%。岩心非均质性增强时,调剖作用的贡献增加,洗油作用的贡献减少,气体上浮作用的贡献大体不变。图2表2参4。

渗透率和渗透率变异系数对复合体系非均质模型驱油效果的影响

在二维纵向非均质砂岩储层模型上,考察了气测渗透率(0.3,0.7,1.5,2.0μm2)和渗透率变异系数(0.60,0.72,0.80)对三种复合体系驱油效果的影响,实验体系含碱10.0 g/L、表面活性剂3.0 g/L、聚合物1.5 g/L,聚合物相对分子质量2.5×107(模型渗透率为0.3μm2时除外,为1.8×107),实验温度45℃。将模型水驱至含水>98%之后注入0.35 PV复合体系及0.20 PV保护段塞(0.8 g/L聚合物溶液),再水驱至含水>98%。对于所有实验体系,当渗透率不变而变异系数增大时,复合驱采收率增大,总采收率则减小,而当变异系数不变而渗透率增大时(不考虑0.3μm2的情况),复合驱采收率也增大;在同一渗透率、同一变异系数条件下的驱油效果,以甜菜碱表面活性剂BS/聚合物二元体系为最好,碳酸钠/石油磺酸盐Ss/聚合物三元体系次之,氢氧化钠/重烷基苯磺酸盐Sy/聚合物三元体系最差。

多孔介质中泡沫封堵有效期评价

在室内实验中,用玻璃器皿等不能准确反映泡沫在岩心多孔介质中的稳定性,为此研究了泡沫在均质岩心中的泡沫封堵的有效期。根据动力相似准则,推导出了泡沫有效期理论评价模型,将现场生产压差和泡沫波及范围分别和实验室岩心驱替压差和岩心长度建立相似比例。模型评价表明,泡沫形成的生产压差是几何长度比的4次方。建立了泡沫封堵有效期评价实验模型,研究了驱替动态和含油、不含油情况的封堵时间和封堵效率。结果表明:多孔介质含油封堵时间远低于不含油时,即泡沫对油层实现暂堵;油的存在只是增加了油层流体出流速度,对封堵效率没有明显影响。随着生产压差的下降,泡沫质量增加,封堵效率提高。根据实验数据,结合现场情况,预测了泡沫在均质岩心中相同生产压差、不同生产压差及不同波及范围情况下的封堵有效期。结果表明:在一定生产压差下,泡沫在均质岩心中封堵有效期长,封堵效率高,能满足现场生产要求;随着生产压差的增加,封堵有效期下降;当泡沫波及范围增加时,泡沫封堵有效期也迅速增加。

岩心渗透率对复合驱油效率影响的实验研究

实验三元复合驱替液由10.0 g/L NaOH、3.0 g/L表面活性剂ORS-41、1.0 g/L聚合物1275A组成,用矿化度4.456 g/L的大庆油田平均地层水配制,45℃下与大庆脱气原油间的动态界面张力平衡值为1.2×10^-3mN/m,瞬时最低值为2.4×10^-3mN/m,黏度为19.0 mPa·s。在气测渗透率在0.017×10^-3-687×10^-3μm^2含油饱和度在42.37%-68.05%的21支人造均质砂岩岩心上,水驱之后注入0.2 PV复合驱替液并恢复水驱,测定水驱后采收率增值,表示复合驱替液的驱油效率。驱油效率-渗透率曲线为典型的S形曲线,渗透率≤1.56×10^-3μm^2≥16.2×10^-3μm^2采收率增值变化很小,渗透率从5.5×10^-3μm^2至16.2×10^-3μm^2,采收率增值由9.76%猛增至21.00%。在本实验条件下,16.2×10^-3μm^2复合驱岩心的临界渗透率值,该复合驱替液适用于渗透率≥16.2×10^-3μm^2油藏。用驱替压力梯度与孔隙半径（毛管半径）之间的关系和聚合物分子线团回旋半径与孔隙半径的配伍性解释了这一实验结果。图2表2参8。

几种驱油聚合物在多孔介质中传输能力实验研究

在渗透率相同(0.1320.137μm2)、表面亲水、长30cm的石英砂胶结人造均质岩心上,在注清水之后分别注入用矿化度20g/L、含钙镁离子各0.1g/L的模拟地层水配制的浓度1.0g/L的6种聚合物溶液,由注入端和中间点压力得到岩心前段、后段压差。认为前后段压差越接近则聚合物在岩心中的传输能力越好。结果表明6种聚合物按传输能力大小排列顺序如下:大庆抗盐聚合物>恒聚抗盐聚合物KYPAM-2>法国SNF3630S>日本三菱Mo4000>上海海博功能聚合物中科618-2>四川光亚疏水缔合聚合物AP-P4。200mg/L的3种聚合物清水溶液电镜照片显示,这些聚合物在溶液中均形成三维网络,大庆抗盐聚合物形成的网络较均匀,中科618-2特别是AP-P4形成的网络中有大量缔合微区。由此得出结论:在本实验条件下聚合物的传输性能决定于聚合物三维网络的结构。3630S与Mo4000显示重大差异的原因还不完全清楚。

三元复合和聚合物驱油液粘度对驱油效果影响实验研究

在模拟大庆油田某化学驱试验区油藏条件下 (4 5℃ ,原油粘度 9mPa·s) ,用 7个水油粘度比的三元复合和聚合物驱油液驱替非均质 (平均渗透率Ka=0 .83μm2 ,变异系数 0 .5 9)和均质 (Ka=1.2 μm2 )人工砂岩岩心的水驱剩余油 ,测定采收率提高幅度。在三元复合驱实验中 ,主段塞 0 .3PV ,相同粘度的聚合物保护段塞 0 .2PV ,在聚合物驱实验中聚合物段塞 0 .5 7PV ,后续注水均为 5PV。当驱替液粘度与被驱替原油粘度之比由 1,2阶梯式增加到 7时 ,三元复合驱和聚合物驱的采收率提高值均不断增大 ,但对应于每一粘度比增加阶梯的采收率增幅却减小 ,在粘度比超某一范围后采收率增幅的减小变得十分显著。实验结果表明 ,在非均质岩心上 ,驱油液与原油的粘度比宜取 2— 4,这时三元复合驱提高采收率 2 0 .6 %— 2 4.0 % ,聚合物驱提高采收率 13.3%— 16 .8% ;在均质岩心上该粘度比宜取 2— 3,这时三元复合驱提高采收率 17.0 %— 19.1% ,聚合物驱提高采收率 11.8%— 13.1%。根据驱油机理讨论了产生这一实验结果的原因。

三元复合调剖剂驱油效果物理模拟实验

非均质岩心物理模拟实验证实在三元复合驱前实施前置段塞调剖能够提高三元复合驱的驱油效果。当前置段塞较小时。凋剖后可提高原油采收率1．3％．进行0．0500～0．2500倍孔隙体积的三元复合调剖驱，与常规三元复合驱相比，采收率增加2．0％～4．9％．中置调剖段塞为0．2000倍孔隙体积较好。并联非均质模型中的流量分配和采收率变化说明，交联体系注入后。高渗透层的流量降低。中、低渗透层的流量增加。中、低渗透层的采收率增加幅度明显。

改性淀粉凝胶与三元复合驱体系的组合调驱研究

采用双层非均质岩心模型,将调剖和驱油结合,评价不同级差条件下8种开发方案提高采收率的效果。结果表明,岩心渗透率为30×10-3/1000×10-3μm2时,单独聚合物驱和三元驱使含水率下降约15%,采收率分别提高6.7%和8.3%。用改性淀粉凝胶封堵后,三元驱岩心含水率下降至44%,明显低于聚合物驱和水驱的最低含水率60%、70%,三元驱、聚合物驱及水驱采收率增幅分别为23.5%、19.2%和10.1%。三元驱能有效启动低渗层位,三元复合驱对低渗层位剩余油的开采效果明显好于聚合物驱。"改性淀粉凝胶体系+三元复合驱"组合调驱采收率增幅为40.4%,好于二者单独作用时的采收率增幅加和35.6%,并比"铬凝胶+三元复合驱"组合调驱采收率增幅高4.3个百分点。岩心渗透率为30×10-3/2000×10-3μm2和30×10-3/500×10-3μm2时,"改性淀粉凝胶体系+三元复合驱"组合调驱采收率增幅分别为45.3%和34.4%,三元驱提高采收率25.1%和22.2%,油藏非均质性越严重,该组合调驱体系开采效果越好。

CO_2气驱过程中泡沫扩大波及体积效果

CO_2的黏度和密度比原油低很多,在驱替过程中容易发生气窜。选择了起泡能力较好的发泡剂HY-3进行岩心实验。结果表明:随着气液比增大,泡沫稳定渗流阻力降低;随着发泡剂质量分数的增加,泡沫驱达到稳定渗流时的压差升高;在双管并联高、低渗透率岩心中,点滴注入发泡剂,并利用其所形成的泡沫体系控制CO_2气体的窜逸,达到了调整吸气剖面、扩大波及体积、增加采收率的目的。

二元体系中化学剂浓度对驱油效果的影响

表面活性剂/聚合物二元体系可以最大限度地发挥聚合物的黏弹性并具有较低的界面张力。在成本相同的情况下,二元复合物驱可达到与三元复合驱相同的驱油效果,同时减少了乳化液的负面影响,避免了由于碱的存在引起的地层及井的结垢现象。通过室内物理模拟实验,研究了非均质岩心条件下表面活性剂浓度、聚合物浓度对二元体系驱油效果的影响。实验结果表明:二元复合驱采收率可比水驱提高20%左右;随着聚合物浓度的增加,二元体系驱油效率增加;在二元体系黏度较高的条件下,随着表面活性剂浓度的降低,二元体系的驱油效率不会出现显著下降;对于非均质岩心,在较高聚合物用量条件下,可以弥补由于表面活性剂浓度的降低使二元体系油水界面张力上升而导致的体系驱油效率的下降,并在一定程度上可以降低表面活性剂的用量。

可溶性硅磷酸盐复合体系驱油效果研究

报道了用可溶性硅磷酸盐替代NaOH构成的可用于大庆油田的三元及二元复合体系驱油效能的室内研究结果，实验温度45℃。一般性地介绍了该可溶盐的化学结构及作用原理。该可溶盐商品有缓蚀阻垢作用。由4～12g／L该可溶盐、1～4g／L烷基苯磺酸盐、1．2g／L聚合物组成的三元复合体系与原油之间产生超低（10-3mN／m）界面张力。分别与12／3／1．2（g／L）NaOH/表／聚三元体系及1．2（g／L）聚合物溶液相比，12／3／1．2可溶盐／表／聚三元体系和8／1．2可溶盐／聚二元体系，在0．2时人造均质岩心中的流动压差相近，流度控制能力较强，根据岩心分流率测定结果，高、中、低渗（1．2、0．6、0．2μm^2）并联岩心中调剖能力相当但耐水冲刷能力较强。在高、中、低渗并联岩心上，水驱后注入0．5PV8／3／1．2可溶盐像／聚体系的采收率增值（37％）与12／3／1．2强碱像／聚体系相当，如将可溶盐浓度提高至12g／L，则采收率增值可达40．7％。表4参6。

聚驱后剩余油分布的大平面驱油实验及荧光分析

通过大平面人工均质岩心驱油和驱油后储层岩心磨片荧光分析,针对大庆油田研究了聚合物驱后剩余油分布。人工均质岩心渗透率2μm2,孔隙度0.263,几何尺寸(cm)为60×60×2.4,由埋置的81对微电极测量81个点处的电阻率,计算各该处含水饱和度,求得含油饱和度。大平面模型经清水驱油后,注入聚合物0.57 PV×1000mg/L,再继续水驱,绘制了采收率和含水率曲线,及水驱、注聚、后续水驱结束时平面上岩心含油饱和度分布图。含油饱和度沿主流线(一条对角线)近似对称分布,主流线上含油饱和度最低,水驱后为32.0%,注聚并后续水驱后为21.5%,波及系数分别为0.960和0.985。取自大庆不同储层的两组各两支岩心,一支水驱油,另一支实施水驱—注聚—后续水驱,驱替后在注入端、中间、采出端各取一横剖面制成磨片,用荧光分析法测定剩余油饱和度并计算其概率密度。与水驱后岩心相比,聚驱后两组岩心每一剖面的剩余油饱和度均降低,低剩余油饱和度(<30%)部分所占比例增大,高剩余油饱和度部分所占比例减小,最大剩余油饱和度值降低,其中一组岩心的最小剩余油饱和度值减小。