低渗透油田吸渗驱油微观机理

方法应用理想变管径毛管和数理分析方法，研究了低渗透油层水自发吸渗驱油的微观机理。目的改善低渗透油田注水开发效果。结果吸渗驱油采出程度与时间是指数函数关系，研究结果与他人实验结果一致。结论低渗透油田注水开发时，应考虑吸渗驱的影响因素。

低渗透油田注水井吸水能力下降因素研究

目前,社会的发展使得油气能源的需求量上升,随着多年的油气资源的开发,注水能力明显下降。注水是目前的油田作业发展中最常见的采油技术,应用注水井向油层注水,以保持采油效率,因此,研究油田注水井吸水能力下降的原因十分重要。油田吸水能力下降将影响油田的开发效果,水质问题、注水强度等都对吸水能力下降有影响。目前,我们需要结合实际,分析影响注水井吸水能力的因素,治理水井,充分发挥注水井的作用,实现采油增效。

低渗透油层水驱油实验录井资料响应特征分析

通过开展低渗透模拟注水驱油实验,以稳态法测定油-水相对渗透率,制备饱和油、低、中、高含水及残余油的不同含水率的岩样,对岩样进行岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像分析,研究热解、饱和烃气相色谱参数及荧光显微图像特征随含水上升的变化规律及趋势;总结了低渗透油层水淹变化录井资料响应特征;探讨了低渗透油层的水淹机理并对实验数据中产生的特殊现象进行了分析。实验证明录井各单项资料能够反映低渗透油层不同水洗状况下的特征,为今后录井资料评价低渗透油层不同水淹程度奠定了理论基础。

低渗透油藏水驱后注CO_2驱提高采收率影响因素分析

CO_2驱油是一项成熟的采油技术,国内外已获得较好的现场应用效果,可在水驱的基础进一步提高石油采收率,同时有效解决低渗油藏注水开发难的问题。本文在研究CO_2驱油机理的基础上,以油沟油田长4+5油藏为目标,通过岩心物理模拟试验,在储层非均质性、注入方式、注入参数、注入时机等方面对水驱后注CO_2驱油的效果影响因素进行了研究,并对各影响因素进行分析和评价。试验结果表明:在非均质储层渗透率级差为10~30时,水驱后连续CO_2驱可提高采收率8.43~10.13个百分点;当水驱至含水率为90%时,水气交替注入为最佳注入时机,此时最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.50mL/min、0.1PV和1∶1,可提高采出程度20.95个百分点。

覆膜砂油水渗透性能室内研究

针对春光油田含水上升、防砂井作业量剧增的问题,开展对两种覆膜砂性能测试。首先对R型和G型阻水覆膜砂环界面进行油水渗透性实验,结果表明R型覆膜砂阻水能力大于G型覆膜砂,G型覆膜砂透油能力大于R型覆膜砂透油能力;其次用煤油和蒸馏水对R型和G型覆膜砂开展驱替实验,实验结果表明覆膜砂水驱压差都分别小于油驱压差;再次用1∶1的油水混合液按相对渗透率测试方法,对R型覆膜砂进行油相渗透率测试,测试结果表明当围压大于13.6MPa,油相渗透率大于水相渗透率。最后分别用40%、60%、70%的油水混合对R型覆膜砂进行驱替,实验表明在含水小于65%、围压在13.6~27.8MPa的条件下,R型覆膜砂油相渗透率大于水相渗透率。

利用相渗实验和测压流度评价地层绝对渗透率

储层渗透率是制定油田开发方案的关键参数,但海上取心价格昂贵,部分油田由于缺少岩心资料导致渗透率难以准确评价。本文基于岩心实验、核磁共振测井和测压等资料,提出一种评价地层渗透率的方法,其过程如下:①通过分析岩心相渗资料发现,岩心的束缚水饱和度与相对渗透率相关性较好,利用研究区39块相渗实验资料建立了基于束缚水饱和度的油相相对渗透率计算模型。②根据研究区27块岩心核磁共振T2谱的形态,将岩石类型分为3类,并分别确定3种岩石类型的T2截止值。针对不同类型的储层,采用变T2截止值方法获取地层的束缚水饱和度,进而计算得到地层的油相相对渗透率曲线。③根据测压流度的测量原理,结合相渗曲线和地层流体的黏度,将测压流度转换为地层的油相渗透率,结合计算得到的油相相对渗透率曲线,将其转化为地层的绝对渗透率,并通过刻度Coates公式,建立了地层绝对渗透率的评价模型。实际应用结果表明:①计算的地层绝对渗透率与岩心渗透率的误差小。②基于地层绝对渗透率的计算结果对14口井的产能进行预测,预测结果与钻后实际产量吻合度高。两者说明该方法计算的渗透率精度高,对于类似油田的渗透率评价具有重要的借鉴意义。

低渗透稀油油藏二氧化碳吞吐选井标准研究

根据胜利油区低渗透稀油油藏二氧化碳吞吐典型油井状况和室内研究结果 ,利用改进的二氧化碳吞吐换油率预测公式 ,制定了适合胜利油区低渗透油藏二氧化碳吞吐选井标准。油区的初步应用效果表明 ,该标准可以有效地提高低渗透油藏二氧化碳吞吐的成功率。

低渗透裂缝性油藏水力缝延伸特征分析——以克拉玛依油田百31井区佳木河组油藏为例

在分析百31井区佳木河组油藏天然缝发育特征、现今应力特征、水力缝延伸特征的基础上,重点分析了天然缝和现今地应力对水力缝的影响,归纳了低渗透裂缝性油藏水力缝的分布规律。天然缝发育特征、现今应力场特征不但决定了水力缝分布特征,而且直接影响着压裂施工;百31井区佳木河组油藏油井压裂时水力缝基本上都是沿天然缝延伸或对天然缝进一步改造和沟通;油井射孔段天然缝产状、发育程度、水平应力大小直接影响着压裂施工压力。

放射性同位素示踪剂技术研究油水井间高渗透层

研究油水井间的高渗透带及大孔道对油田开发具有重要意义。现场常用的普通示踪剂只能定性监测井间高渗透带或大孔道 ,放射性同位素示踪剂技术主要是在水井中注入一种氚放射性同位素示踪剂 ,通过不同部位油井放射性示踪剂产出计算及峰值特征分析 ,利用解释软件处理推导出多种地层参数 ,在此基础上计算出油水井之间存在的高渗透层及大孔道参数 ,为下步注采调整方案及封堵大孔道控水稳油等工作提供可靠的依据。该技术在 2个断块开展了现场试验 。

低渗储层油测渗透率与气测渗透率关系的实验研究

气测渗透率与油测渗透率一般都存在一定的差异,对低渗储层尤其明显。通过实验测定了鄂尔多斯盆地Hq、Zb、Hs等3个区块岩心的气测渗透率与油测渗透率。实验结果表明,渗透率越低,气测渗透率与油测渗透率的差距越大;致密储层、超低渗储层、特低渗储层以及一般低渗储层的气测渗透率与油测渗透率的差距明显不同,因此该差距可以作为划分储层的一个界限;气测渗透率与油测渗透率的差距与黏土矿物、润湿性、比面等因素显著相关。

长庆油田低渗透油藏开采技术研究

储层的渗透性将对石油的生产产量产生影响,一般的储层类型包括高、中、低三种渗透率,而低渗透率的储层类型则最难开采,而低渗透类砂岩类型油田则储存了大量的油量,因此,有必要采取相应的措施解决低渗透油藏难以开采的问题,提升低渗透油藏的开采产量与质量。基于此,文章首先阐述了低渗透油藏特征,然后以长庆油田为研究对象,重点探讨了低渗透油藏开采关键技术,以期为类似油田低渗透油藏的开采提供借鉴。

低温固化阻水透油防砂材料的室内研究

针对浅层低温地层出砂和油井采出液高含水的问题,开展低温固化阻水透油防砂材料室内研究。将石英砂、环氧树脂、相对渗透率调节剂等通过共混工艺制备了一种低温固化阻水透油防砂材料,利用FT-IR、热重、扫描电子显微镜等分析了防砂材料及其人造岩心的固化机理、热稳定性、微观形貌等,通过岩心驱替装置考察了人造岩心的抗压强度和水/油相渗透率。实验结果表明,含有30%相对渗透率调节剂的防砂材料在低温(30~70℃)条件下,固化形成的人造岩心抗压强度达到4.22 MPa以上;同时,相对渗透率调节剂加量为30%的人造岩心的水相渗透率和油相渗透率分别为963×10^(-3)和5513×10^(-3)μm^(2),表现出优异的阻水透油性。所合成的防砂材料在低温(30~70℃)条件下能满足低温浅层井的防砂阻水的要求。

进一步研究凝胶降低水相渗透率大于降低油相渗透率的因素

对为什么有些凝胶水相渗透率的降低大于油相渗透率的降低进行了进一步的研究。如果生产层在充填过程中没有得到保护，凝胶的这一特性对生产井成功地进行化学堵水是至关重要的。首先，分析了几种对渗透率不成比例下降原因的解释的确切性。其次，讨论了一个验证可能机理－分离通道理论的实验，即假设在微观条件下，水基胶凝剂使水的通道大于油的通道。岩心实验结果证实，这一机理对油基凝胶成立，对水基凝胶却不成立。再则。

一种实用的含气原油配制新方法及应用

为了简化室内配制含不同溶解气原油的操作步骤及提高实验结果的可靠性,通过CMG数模软件中的winprop模块建立地层流体相态组分模型.根据实验数据对模型拟合修正,进行相态分析计算,然后参考模型计算的数值配制相应压力下的含溶解气原油,并准确测定溶解气油比值和预测相关的流体参数.实验方案的优化设计简化了实验流程,提高实验效率.同时,通过实例分析验证实验方案的可行性,并且发现了随溶解气油比增加超低渗岩心油相渗透率上升的现象.

聚氨酯储油囊油渗透影响因素及改进方法研究

通过大量试验室试验,考察了材料类型、试验温度、试验介质等影响聚氨酯涂覆织物油渗透率的主要因素,并探讨了防油渗透的改进方法。

冻胶使水相渗透率比油相渗透率下降多的机理

在冻胶驱替过程中，如果油层连通的，冻胶能使水相渗透率比油相渗透率下降得多，这是冻胶驱替的关键。虽然几个研究者阐述了聚合物和冻胶产生不均等渗透率的下降，但对这种现象的解释仍不清楚。本文讨论一些为什么冻胶使水相渗透率比油相渗透率降低得多的几咱原因。实验结果表明不均等的渗透率降低不是由于重力和润滑的的效果而产生的。实验结果同时表明冻胶收缩和膨胀不可能这种现象，尽管润湿性可能在不均等渗透率降低中起作用，

润湿性对油水渗流特性的影响

用亲水露头砂制备水测渗透率分别为0.030、0.197、0.508μm2的3组人造柱状岩心,每组岩心分为表面亲水(不处理)、中性润湿(经甲基硅油处理)、亲油(经胜利原油煤油混合油处理)3类,其表面润湿性经切片测定动态接触角确认。分别用矿化度19.4 g/L的模拟胜利地层水和模拟油测定岩心渗透率。相同渗透率岩心的水测渗透率,岩心表面亲水时最高,中性润湿时次之,亲油时最低,变化幅度随渗透率的增大而减小,最大达600倍;油测渗透率则在表面中性润湿时为最高,亲油时次之,亲水时最低。岩心的水驱采收率,以岩心表面中性润湿时为最高,表面亲水时大幅下降,表面亲油时最低,但与表面亲水时相比,降幅不大。认为油润湿是低渗透油藏注水压力高的原因之一,将油藏润湿性转为中性,可提高水(及化学驱油剂)的注入能力。表3参8。

新鲜疏松砂岩核磁法油水相渗实验技术研究及标准化应用

新鲜样品传统油水相渗实验主要依据国家标准GB/T 28912—2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》,需完成相渗实验及岩心蒸馏清洗后,结合物质平衡法计算得到孔隙体积、含油量、含水量,以此获得束缚水及残余油饱和度。由于该方法实验步骤多、周期较长,影响因素多,且疏松岩石胶结较差,在岩心驱替、抽提过程中易发生颗粒掉落,驱替及蒸馏前后岩心孔隙体积存在较大差异,进而影响新鲜样品油水相渗结果的准确性。通过企业标准Q/HSHF ZC109—2021《新鲜疏松砂岩岩心油水相对渗透率测定方法(非稳态法)》的制定,实现了对新鲜疏松砂岩样品油水相渗实验的标准化及高精度测定,累计检测5个油田80余口井不同物性、不同流体性质的疏松砂岩样品,其流体饱和度测试结果与现场试油结果符合率达到了90%以上,提高了现场水淹层及剩余油分布评价精度。