裂缝水驱油机理的真实砂岩微观模型实验研究

裂缝性低渗透砂岩油层中的构造裂缝对驱油效率有明显影响。研究微观水驱油机理的理想手段是真实砂岩微观模型油、水驱替实验。采用该技术对裂缝性低渗透砂岩油层进行了单模型和组合模型的水驱油实验研究 ,在实验过程中 ,不同类型裂缝的渗流现象不同 ,对驱油效率的影响也不同。在水驱油过程中 ,不存在裂缝的模型 ,注入水沿多条路线向出口端比较均匀地推进 ;较粗 (3 0 μm以上 )且延伸较长的裂缝 ,油、水在裂缝中的渗流速度很快 ;粗但延伸较短的裂缝在水驱油过程中不起特殊作用 ;孔隙级别的裂缝无论长短 ,对水驱油过程都没有不利影响 ,反而可以改善渗透性 ;完全被充填的裂缝对油、水渗流起隔挡作用 ;裂缝方向垂直于流线 ,对渗流有一定影响。多油层合注合采时 ,渗透性越好的层驱油效果越好 ,渗透性越差的层驱油效果越差。图 1表 2参

特低渗透砂岩微观模型水驱油实验影响驱油效率因素

通过鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩微观模型水驱油实验,探讨了驱油效率的控制因素。研究发现,特低渗透砂岩储层水驱油过程中,润湿性不同,驱替机理不同。水湿储层表现为驱替机理和剥蚀机理;油湿储层表现为驱替机理和油沿孔道壁流动机理。特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,其中包括物性、孔隙结构、注入量、注水速度、润湿性等。特低渗透砂岩储层水驱开发效果对注水速度较为敏感。针对不同的储层,采取合适的注水速度,才能取得较好的开发效果。

真实砂岩微观模型活性水驱油实验研究

表面活性剂驱油是三次采油的主要方法之一。本实验采用真实砂岩微观模型驱替实验技术，结合长２、长６油层来探讨表面活性剂的驱油机理及其对驱油效率的影响。实验表明，利用该项技术进行活性水驱油实验来研究其对驱油效率的影响是可行的。

基于灰色定权聚类的微观水驱油模型实验特低渗透储层流动单元划分及评价

为研究微观水驱油模型流动单元划分及评价的可行性和效果,应用灰色定权聚类方法,以吴起油田X井区特低渗透长63储层25块样品为例,采用真实砂岩微观水驱油模型实验,以测得的渗透率、水驱前含油饱和度、启动压力、1 PV驱油效率以及孔隙度5项参数为基础,将样品划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类流动单元。Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类流动单元分别与水下分流河道、河口坝、远砂坝微相类型相吻合。结合实验动态观察和数据分析,不同类型的流动单元有着不同的渗流通道、驱替方式、孔喉特征、驱油效率以及压力增加对驱油效率的敏感程度。灰色定权聚类方法具有较好的综合判别能力,为流动单元的划分及评价提供了一条新的思路。

特低渗透砂岩储层油水微观渗流通道与驱替特征实验研究——以鄂尔多斯盆地延长组为例

以鄂尔多斯盆地延长组2个典型的特低渗透砂岩储层为例,利用真实砂岩微观模型水驱油实验模拟注水开发过程,对水驱油过程中油水微观渗流通道类型和驱替特征进行了定性分析和定量表征。实验过程中共观察到粒间孔、溶蚀孔、粒间孔—溶蚀孔、微裂缝、微裂缝—孔隙和微孔6种主要的油水渗流通道,其差异性与沉积微相、孔隙和喉道的分选、连通情况及粘土矿物的胶结程度有关。实验模型的驱替类型主要为均匀驱替、蛇状驱替、树枝状驱替和网状驱替4种,水驱油过程中油水渗流阻力大,水驱油动用程度差,残余油类型以油膜、卡断及绕流残余油为主。油水微观渗流通道的随机选择性和复杂性是造成驱替特征和驱替效果差异的主要原因之一。

利用微观水驱油模型实验对储层进行流动单元的划分

采用微观水驱油模型实验测得西峰油田庄19井区长82储层26块样品的渗透率、水驱前含油饱和度以及在不同注入倍数、不同注入压力下的剩余油饱和度和驱油效率,以此参数为基础,应用统计分析软件SPSS将样品划分为E类、G类和M类3类流动单元。结合试验动态观察和数据分析,不同流动单元类型有着不同的渗流通道、驱替方式、驱油效率以及压力对驱油效率的作用。

基于砂岩岩心模型的微观水驱油渗流规律和剩余油赋存状态实验

为了深入认识真实砂岩岩心微观驱替过程中流体的流动规律和驱替完成后剩余油赋存状态,通过自主研制的一套微观可视化驱替观测装置,研究了3种不同岩心薄片模型的水驱油过程,并利用尼康高倍金相显微镜和拟三维数值图像分析技术,对3种岩心模型微观驱油剩余油赋存状态进行观测和分析。实验结果表明真实模型驱替实验中油水间无清晰界面;微观模型从入口到出口剩余油分布增多,饱和度增大;驱替完成后,剩余油主要以孤立点珠状、膜状、不规则珠串状、渠道状以及段塞状赋存于岩石孔隙中。以上成果对认识微观驱替过程中流体的流动规律具有重要参考价值。

鄂尔多斯盆地薛岔地区长6储层真实砂岩微观模型水驱油的实验研究

通过真实砂岩微观模型水驱油试验,对鄂尔多斯盆地薛岔地区长6储层水驱油效率的影响因素进行分析研究。结果表明:研究区长6储层具较强的非均质性,较差的物性,实验模型有均匀、指状、网状三种主要驱替类型。储层水驱动用程度差,通过油膜、卡断和绕流形成残余油。良好的孔喉分选性,形成了发育较好的孔隙,减少了残余油的形成机会。驱油机理和剩余油分布特征因为岩石颗粒表面润湿性的不同而有差别。

涩北气田疏松砂岩气藏微观气水驱替实验

利用岩石薄片模型,采用微观可视化技术,通过气水驱替实验模拟疏松砂岩气藏成藏过程中束缚水的形成以及开发过程中地层出水的渗流机理,进行了疏松砂岩气藏微观气水驱替实验,实验结果表明:(1)充气完全时,储层中仅有束缚水,地层压力的降低导致束缚水转化为次生可动水,在驱替压差下逐渐产出,但其实际出水量较小,对气井生产几乎不会造成任何影响;(2)充气不完全时,超过束缚水饱和度的地层水在原始状态下就可动,形成原生可动水,开井后原生可动水逐渐产出,由于出水量较大,对气井生产将产生严重影响;(3)利用气驱水实验得到的初始含气饱和度以及水驱气实验得到的残余气饱和度估算涩北气田最终采收程度为64.00%,分析了次生可动水及原生可动水对气藏开发的影响、气藏的合理开发年限及最终采收率,为气藏的开发提供了依据。

微观可视化活性水驱油实验

国内外大多采用微观模型研究活性水驱油的效果和方式，从实验数据上分析活性水驱油机理，而很少利用平板玻璃微观模型对活性水驱油机理进行直观研究。平板玻璃微观模型是在2块玻璃板之间形成一个由孔隙和喉道组成的水平油藏模型，可以透过玻璃对水驱油过程进行拍照观察。选择OP-10（烷基酚聚氧乙烯醚、胜利石油磺酸盐和碱的质量比为10：31：38的复配溶液）作为驱油剂进行微观可视化活性水驱油实验，通过分析拍摄的图片确定了活性水驱油机理主要为降低油水界面张力、乳化分散、聚并形成油带及改变原油的流变性。微观可视化活性水驱油实验为三次采油驱油机理研究提供了一种实用方法。

二次聚合物驱微观可视模型驱油实验研究

下二门油田H2Ⅱ油组二次聚驱前,通过微观可视模型进行二次聚驱驱油实验,表明在非均质油藏中进行高浓度二次聚驱,可以通过进一步改善油水流度比而提高油藏采收率。同时实验报告了水驱、一次聚驱、二次聚驱各个阶段的主要波及区域范围及驱油效果。

水驱油及油气二次运移模拟实验的有力工具——光刻显微孔隙模型

本文介绍一种研究两相流体驱替过程的光刻显微孔隙模型。模型由两片玻璃板制成,其中一片表面上刻有孔隙结构图案,另一片未经刻蚀并与带图案的玻璃粘结在一起,作为盖玻璃。刻蚀在玻璃板上的孔隙网络可以是人工设计的,也可以是实际岩石薄片的复制品,用这种方法制作的模型,其最小喉道半径小于10μm。

海相砂岩水驱气藏气水微观渗流特征研究

为研究海相砂岩气藏气水两相驱替微观渗流特征,以番禺气田储层为例,开展气水相渗及微观可视化实验,模拟气藏成藏及开发过程中不同类型储层的气水渗流及分布规律。结果表明:研究区目的层位储层渗流能力较好,Ⅰ类储层的共渗区明显大于Ⅱ、Ⅲ类储层。微观可视化实验表明气驱水过程气体优先进入大孔径、孔隙中央,且气驱前缘发生跳跃式的转换;而在水驱气过程中,水优先进入小孔径,在毛管力的作用下产生强烈的指进现象,而当流速增大到一定值时,孔径尺寸不再影响水的前进方向,水能够同时进入各个大小的孔径中,使得水驱前缘均匀推进,且随着驱替速度的适当增加,水驱气末期残余气饱和度越低气体采出程度越高;残余气主要有绕流和卡段两种,各自具有不同的形成机理。研究成果可为海相砂岩水驱气藏高效开发及调整挖潜提供依据。

利用微观模型研究乳状液驱油机理

利用真实砂岩微观模型研究和分析乳状液在多孔介质中的驱油机理及其特性,结果表明,经过乳状液驱替后,水驱油形成的各类残余油均有减少。乳状液的驱油机理主要有两种:①利用乳状液堵塞大孔喉带产生的分流作用,减少绕流形成残余油的数量;②借助乳状液进入孔隙喉道中产生的挤压、拉、拽作用,有效驱赶分布在边缘及角隅部位的残余油。实验结果表明,经过乳状液驱替后,驱油效率可提高6%左右。

海上疏松砂岩油藏水驱油效率影响因素研究及应用——以NNX油田为例

高驱替倍数水驱研究已成为高含水期剩余油挖潜的热点方向,以渤海油田典型疏松砂岩主力油藏为例,利用典型疏松砂岩主力油藏天然岩心设计并完成500~2000 PV高倍数水驱油效率室内实验,研究主力油藏储层水驱油效率的主控因素。结果表明,空气渗透率越低,原油黏度越大,驱油效率越小;驱油效率与流度近似呈现幂指数关系;在储层流度近似情况下,黏土矿物的存在对驱油效率影响较大,黏土矿物含量越低,驱油效率越高。通过深化对水驱油效率的认识,指导现场先后实施大幅度提液措施,增强水体对储层冲刷倍数,使该油田在高含水期长期持续稳产,且在童宪章曲线图版上采收率预测持续向好,为渤海油田陆相疏松砂岩油藏高含水期挖潜研究提供实验和理论支持。

聚合物驱波及系数和驱油效率实验研究

通过室内三维物理模拟驱油实验,研究了非均质砂岩油田聚合物驱油过程中波及系数与驱油效率的变化特征,探讨了采用聚合物驱工艺的储层类型对提高采收率的贡献程度。结果表明,在有隔层的条件下,中渗透层贡献程度达到了48.35%;其次是低渗透层,贡献率为30.86%;而高渗透层仅为20.79%。聚合物驱的主要作用在于提高中、低渗透层的波及系数。与注水工艺相比,聚合物所具有的粘弹性能提高驱油效率,但其对提高采收率的贡献是有限的。

靖安油田长2、长6油层润湿性的微观模型研究

利用砂岩微观模型两相驱替实验方法，研究了靖安油田长２、长６油层的润湿性，并分析了地层水性质和岩石矿物成分对油层润湿性的影响。结果表明：长６油层润湿性为弱亲水—中性，长２油层明显为亲水油层；该结论与常规吸入法所得结论一致。

双河油田聚合物驱后微观剩余油分布特征

为进一步认识聚合物驱后油藏微观剩余油分布特征,以河南双河油田天然岩心铸体薄片真实孔喉为基础制作微观仿真模型,采用微观模型驱油实验以及图片分析方法研究了不同渗透率模型水驱后、聚合物驱后微观剩余油分布特征。结果表明,水驱后剩余油以簇状、柱状分布为主,少部分以膜状、孤岛状和盲端/角隅状分布;聚合物驱对各个形态剩余油均有不同程度的驱替效果,对簇状、盲端/角隅状剩余油驱替效果尤为明显;聚合物驱后微观剩余油形态仍以簇状、柱状剩余油为主,膜状、孤岛状剩余油比例上升明显。

自生泡沫驱油机理研究

泡沫驱是最有发展前途的三次采油方法之一,它既能显著地提高波及系数,又能提高驱油效率。与常规泡沫驱油相比,自生泡沫驱最大的优越性是提供了气源,它不用专门的供气设备和专门的注气设备。因而该技术施工简便,经济高效,在油田开发中具有很大的推广价值和应用前景。本文通过微观模型实验着重研究了自生CO2泡沫复合体系的驱油机理,为该技术的进一步研究提供了理论依据。

苏北盆地草舍油田泰州组储层水敏伤害及其对注水开发的影响

运用真实砂岩微观模型实验技术,对苏北盆地草舍油田泰州组储集砂岩进行了浸泡型水敏性实验。结果显示,该砂岩具中等水敏。为充分了解水敏伤害对注水开发的影响,开展了真实砂岩微观模型水驱油实验,包括单模型及组合模型两种实验类型,分别模拟微观及宏观水驱油,并比较了水敏伤害前、后水驱油特征的变化。结果表明,水敏伤害没有改变水驱油方式及残余油形态,但单模型的绕流现象整体增强,驱油效率降低,主要受注水压力、注水位置及微观非均质性等因素影响;而组合模型的采收率整体呈下降趋势,受微观非均质性及宏观非均质性共同控制。为避免水敏伤害对注水开发的影响,建议注入水矿化度为11.99 g/L左右。