聚驱前定位调剖提高采收率实验研究

对于存在大型窜流通道的强非均质性油藏,单独实施聚驱易造成聚合物的无效驱替,因此需要在聚驱前实施调剖。文章利用三层非均质岩心模拟具有大型窜流通道的强非均质油藏,采用改性淀粉强胶开展聚驱前调剖的室内实验研究,结果表明,通过调剖,后续聚驱阶段比单独聚驱采收率增幅更大,而总采收率可以增加30%以上;调剖剂段塞越接近油水前缘,后续流体波及体积越大,而段塞超过油水前缘以后,后续驱替液的波及范围基本相同,因此将调剖剂段塞"定位"在油水前缘,就可以实现最佳的封堵效果;调剖时机不同,油水前缘的位置不同,可以通过调整后续顶替段塞的大小来实现调剖剂段塞的准确定位。

缝洞型油藏泡沫辅助气驱提高采收率技术可行性

根据缝洞型油藏特征,建立二维和三维可视化缝洞介质物理模型,研究水驱、气驱、泡沫驱在缝洞介质中的剩余油形成及驱替机制,对比分析泡沫驱在缝洞型介质适应性。利用三维高温高压缝洞模型评价泡沫驱实施效果。结果表明:泡沫辅助气驱能够显著改善缝洞型油藏气驱效果,在实验条件下,水驱后N2泡沫驱能够将气驱采收率提高7%,裂缝中泡沫的增黏作用和可变流动阻力效应使得其能够进一步扩大气驱波及体积,有效启动绕流油与封闭孔洞剩余油;泡沫辅助气驱作为碳酸盐岩缝洞型油藏三次采油技术是可行的。

低浓度部分水解聚丙烯酰胺与柠檬酸铝交联体系流变性研究

用HAAKERS150流变仪对低浓度部分水解聚丙烯酰胺与柠檬酸铝交联反应所形成的交联聚合物溶液流变性及其时间效应进行了分析。结果表明,聚合物质量浓度为0.1g/L及NaCl质量浓度为2.0g/L的交联聚合物溶液与同条件的低浓度部分水解聚丙烯酰胺溶液的流变性不同,交联聚合物溶液在中等剪切速率范围内(400～1000s-1)表现为胀流性,低剪切速率(43～400s-1)时为假塑性,高剪切速率(1000～1500s-1)时表现为牛顿性;而相应的低浓度部分水解聚丙烯酰胺溶液只表现轻微的假塑性(5～900s-1)。交联聚合物溶液具有时间效应,表现为负触变性(震凝性),而低浓度部分水解聚丙烯酰胺溶液流变性不产生时间效应。

聚合物驱相对渗透率曲线测定方法研究进展

聚合物驱相对渗透率曲线是研究聚驱渗流机理和编制聚驱开发方案必不可少的重要基础数据,但由于聚合物溶液在多孔介质中的非牛顿流体特性,如何准确测定聚合物驱相对渗透率多年来一直是国内外学者关注的热点。在阐述前人聚合物驱相对渗透率曲线测定方法的基础上,按稳态和非稳态两种测试方法对其研究进展做了全面的分析和总结;针对存在的问题和不足,通过推导新的理论计算模型和实验方法的改进,给出了相关问题的解决方法。

耐油起泡剂的研究现状与发展趋势

为获得具有较好耐油稳定性的泡沫体系,分析了近年来耐油起泡剂的研究进展,讨论了泡沫的遇油消泡性,并从表面活性剂分子结构和表/界面张力的角度分析了相关耐油机理。重点论述了近年来研究较多的几种耐油起泡剂的优越性和局限性,其中超临界CO2泡沫、氟碳表面活性剂的泡沫体系具有一定的耐油性能,但其耐油机理和矿场应用还需进一步研究。今后耐油起泡剂研发的主要方向是有效利用表面活性剂的复配或加入合适的助剂,以改善耐油起泡剂的性能。

高温酸化缓蚀剂的研究进展

介绍了高温酸化缓蚀剂的吸附作用机理,综述了国内油田常用产品的种类、适应温度及其特点。总结出高温条件下缓蚀效果差的表现及应用中的难点,提出研制适应更加苛刻环境的低毒、环保型异常高温缓蚀剂的发展方向。

三元复合驱组分协同作用规律研究

三元复合驱中聚合物、碱以及表面活性剂的协同作用能够大幅提高原油采收率,各组分存在的色谱分离会使协同作用大为减弱。通过一维长岩心研究二元/三元体系各组分在线性流过程中吸附规律差异,然后制作二维平面物理模型研究三元复合驱径向流过程中各组分运移规律,判断出三者的协同作用距离,通过数值模拟以及矿场试验结果论证用变浓度多段塞代替单一段塞的可行性。研究表明:三元体系中由于碱的存在可以使超低界面张力保持距离和乳化能力强于二元体系,三元体系一维长岩心的采出程度比二元体系增加了6.32%;三元体系各组分协同作用距离集中在主流线1/2处,各组分运移距离为:聚合物>碱>表面活性剂,在后续水驱的过程中表面活性剂存在解吸附现象;使用变浓度多段塞组合注入,可以在保持相近采收率情况下减少15%的表面活性剂和4.5%的聚合物用量。

榆树林油田扶余油层重复压裂裂缝转向研究

确定裂缝是否转向及其主要影响因素是目前榆树林油田重复压裂问题之一。通过Fracpro PT软件拟合分析了现场压裂数据,施工过程净压力7.8-17.0 MPa,目前最大最小主应力差为9.6-20.6 MPa,平均14.4MPa;采用重复压裂应力分析软件计算了油水井在不同生产压差和裂缝缝长与缝宽条件下生产时不同位置处的最大最小应力差的演变,5 mm缝宽比1.6 mm缝宽最大最小应力差小1.0 MPa;120 m缝长比60 m缝长最大与最小应力差小0.5 MPa;22 MPa比17 MPa的油水井生产压差的最大最小应力差小2.0 MPa。初始最大最小主应力差16MPa对该油田部分井重复压裂实现裂缝转向具有较大难度,不易形成新缝;目前最大最小应力差小、初次压裂形成宽和长的裂缝、压后油水井生产压差较大及重复压裂过程中净压力较高的井层有利于重复压裂时发生裂缝的重定向而产生新裂缝。

二氧化碳在油藏流体中的扩散系数研究进展

回顾了CO_2在油藏流体中扩散的国内外研究进展。简述了气体在液体中扩散系数的测定原理和实验方法,并比较了常见方法的优缺点,对于其在油藏流体中CO_2的扩散过程的适用性进行了研究。总结了CO_2在不同性质油藏流体中的分子扩散系数,讨论了影响扩散系数的主要参数和扩散系数的变化规律,给出了不同特定条件下的一些关联式。最后,针对国内真实油藏情况和扩散研究的缺乏,探讨了高温高压下测定扩散系数方法的优选,为今后的研究提供参考。

不同酸液条件下叙利亚灰岩溶蚀能力的实验研究

文章根据SY/T 6526-2002《盐酸与碳酸盐岩动态反应速率测定方法》,利用高温高压酸岩反应仪进行了普通盐酸、有机盐酸、胶凝酸、乳化酸和地面交联酸与叙利亚灰岩粉末在两个目的层温度95℃和150℃下2.0h的溶蚀实验。结果显示,五种酸液2.0h的酸溶解率都在90%以上,普通盐酸、有机盐酸的溶蚀能力高于胶凝酸、乳化酸和地面交联酸三种缓速酸;95℃下乳化酸和地面交联酸溶解慢、溶解率低,而150℃下是地面交联酸和胶凝酸;适当条件下,"多相隔离"对H+抑制作用要比高粘度溶液强,而且随着酸液内部高分子之间链接复杂程度的提高,H+被束缚的程度也增大;温度提高增大了酸溶解率,对乳化酸、地面交联酸和胶凝酸影响比较显著,对普通盐酸和有机盐酸不明显。

石英砂陶粒组合支撑剂导流能力实验研究

为优选现场压裂设计25-35 MPa闭合应力下支撑剂,使用FCES-100裂缝导流仪根据SY/T 6302—2009推荐方法测量了长庆现场用陶粒和石英砂破碎率和导流能力、石英砂与陶粒不同体积比混合导流能力,以及石英砂后尾追不同比例陶粒导流能力。结果显示：不同闭合应力下石英砂与陶粒组合体积比为1∶1,2∶1,3∶1时,石英砂后尾追陶粒导流能力大于石英砂陶粒均匀混合导流能力,闭合应力越高,差距越明显,相同条件下优选尾追型;混合型和尾追型石英砂和陶粒体积比均为1∶1时,混合型导流能力接近尾追型。闭合应力35 MPa储层,选用1∶1混合型或尾追型,考虑成本因素建议选择尾追型2∶1;闭合应力25 MPa储层考虑成本推荐3∶1尾追型;闭合应力20 MPa储层推荐4∶1尾追型。25-35 MPa闭合应力下支撑剂组合中陶粒占比达到50%即可提供足够导流能力,其值可作为陶粒使用上限。实验数据为现场闭合应力在25-35 MPa储层支撑剂的优选提供了重要依据。

非均质油藏封窜及化学驱复合技术研究

利用单层均质模型及并联填砂管模型,评价改性淀粉凝胶体系的调剖性能。该凝胶体系由4%改性淀粉、4%丙烯酰胺单体、成胶控制剂按一定比例组成。凝胶体系成胶前的选择注入性良好,成胶后的残余阻力系数为834～2548,突破压力梯度高于50MPa/m,封堵率大于99%,可有效解决水窜流问题。利用双层非均质岩心模型,考察3种后续驱替段塞对提高采收率的影响。由0.3%聚丙烯酰胺、0.3%烷基苯磺酸钠和0.1 g/L NaOH组成的三元驱、0.3%聚丙烯酰胺及水驱的采收率增幅分别为20%、17%和10%。"改性淀粉凝胶体系+三元复合驱"组合调驱中,改性淀粉凝胶可进一步开采高渗层位残余油,三元复合驱在封堵后可有效启动低渗层位,整体提高采收率37%。

地面交联酸酸蚀裂缝导流能力研究

酸蚀裂缝导流能力是影响酸压效果和评价酸液性能的重要指标。根据API行业标准,利用酸蚀裂缝导流装置室内开展了地面交联酸及其闭合酸化后裂缝导流能力的测试。结果表明,闭合压力40 MPa时地面交联酸的酸蚀裂缝导流能力为150μm2·cm,55 MPa时依然在80μm2·cm以上;地面交联酸酸压后经过闭合酸化,40 MPa下酸蚀裂缝导流能力为269μm2·cm,较未闭合酸化前提高了1.7倍;酸岩反应后的溶蚀形态好,沟槽明显,深度多在0.5～4.5 mm,可承载高闭合压力和提高长期导流能力;同时,其导流能力值远高于5级普通酸和5级稠化酸,显示出更为优良的液体性能。

R语言在特低渗透孔隙结构与可动流体关系研究中的应用

R语言是一种用于统计分析、绘图的编程语言和平台,主要用于实现复杂数据的可视化。多孔介质的微观孔隙结构对可动流体影响复杂,因此把R语言数据分析方法引入到多因素影响关系的研究中。对长庆油田长8储层岩心进行了恒速压汞、核磁共振实验,分别测定了特低渗砂岩储层孔隙结构及可动流体等参数。恒速压汞实验表明,储层孔隙半径主要为60~120μm,喉道半径集中在1~3μm,孔喉比均值为344.78;核磁共振测定结果表明,可动流体比例为39.69%~55.15%,平均值为46.16%。将R语言用于孔隙半径、喉道半径等与可动流体比例关系研究中的结果显示:单因素分析未考虑多变量间的相互影响,孔隙结构与可动流体关系不理想;通过R语言建立了多元线性模型,拟合优度较高(R^2=0.98),其中,渗透率对可动流体比例的影响相对权重最高(32.92%),余下依次为主流喉道半径(16.36%)、孔隙度(13.99%)、孔喉比(13.30%)、平均喉道半径(12.29%)和孔喉分选系数(11.14%)。研究表明,用R语言能够从新的层面对孔隙结构与可动流体关系进行分析,对可动流体赋存特征研究具有重要的指导意义。

应用CT技术研究交联聚合物驱油机理

为了进一步明确交联聚合物在岩心驱替中的运移特征,深入分析其驱油机理,用河南油田天然岩心,开展了交联聚合物驱油实验。利用计算机断层扫描(CT)技术,对交联聚合物的驱油过程进行跟踪扫描,重建了干岩心的孔隙结构,获得了在不同驱替时刻下,在岩心不同位置的交联聚合物运移特征图像。实验结果表明,CT技术可以用于研究交联聚合物溶液的运移特征,由CT扫描后经计算得出的孔隙度相对误差很小;交联聚合物在非均质性较强的岩心中仍以近活塞的形式向前运移,注入压力在上升一段时间后即保持平稳,表明交联聚合物可以有效扩大波及体积,提高微观驱油效率。

不同矿化度水质稀释聚合物溶液驱油效果研究

目前大庆油田聚合物驱试验区主要采用清水配制污水稀释聚合物的注入方式,不同水质矿化度能够大幅度影响聚合物溶液的黏度,对于是否可以通过降低污水矿化度提高驱油效果尚未得到统一的认识。通过人造长方岩心恒压驱油实验考察了四种不同矿化度水质稀释聚合物溶液等黏条件下的驱油效果。研究表明,在渗透率为900 m D岩心(岩心规格4.5 cm×4.5 cm×30 cm)中,剪前等黏70 m Pa·s等段塞大小四种不同矿化度水质稀释聚合物体系,高矿化度体系比低矿化度体系提高采收率值增加3.3%;等聚合物用量条件下,高矿化度体系比低矿化度体系提高采收率值降低2.9%;驱油段塞受地层水稀释对驱油效果的影响达1.8%。通过对比分析,明确了不同矿化度水质稀释聚合物溶液对驱油效果影响,可以为现场进一步开展聚合物驱提供参考。

新基尼系数对水井吸水均匀程度的研究——以滨南649区块为例

为准确定量评价注水油藏吸水效果,引入新基尼系数,改进了传统基尼系数吸水剖面分析模型;定义吸水优劣分界点,区分原有基尼系数相同而吸水分布差异大的注水情况,简化了传统面积比值算法。将新模型用于滨南649区块注水井吸水剖面分析,A井新基尼系数1.58,吸水优劣分界点在层厚百分比59.77处,每米吸水百分数33.60,A1层、A2层、A3层、A9层属于吸水较劣层;B井新基尼系数1.62,吸水优劣分界点在层厚百分比54.86处,每米吸水百分数25.94,B1层、B4层、B5层、B6层属于吸水较劣层。解决了传统基尼系数在两口井相同(0.37)而吸水分布差异大情况下无法量化区别的问题。

渤海油田纳米级聚合物微球特性研究

针对渤海海上油田注水指进现象及窜流严重,导致注入水低效循环的现状,研发了一种纳米级聚合物微球,考察了其水化性能、注入性能、封堵性能和提高原油采收率能力,对新型在线聚合物微球深部调剖技术开展了研究及应用。实验结果显示:该纳米级聚合物微球的粒径分布受水化时间影响较大,随着水化时间的增长微球平均粒径在逐渐增大,微球在矿化度水中是缓慢溶胀过程;该微球具有很好的连续注入性和优良的封堵性能。采用聚合物+聚合物微球组合的方式进行了驱油实验,结果显示该技术可以有效的提高原油采收率,可有效解决渤海油田增产挖潜困难的难题,对渤海油田的控水稳油是可行的。

油田储采比影响因素分析研究

为了全面系统地认识油田储采比的影响因素及其变化规律,对储采比与开发时间、采出程度、油田稳产及储量替代率之间的关系进行了研究。对储量较为稳定的油田,在双对数坐标下,储采比与开发时间和采出程度呈较好的线性关系,储量和产量变化较大的油田相关性较差。据统计的国内外50个油(区)田稳产期末储采比看,平均储采比为8.5,近几年我国储采比在16以上,储量替代率在1.0以上,稳产基础较好。

地层原油粘度影响因素研究

以塔里木哈拉哈塘原油为研究对象,研究了沥青质含量、含水率、pH值等因素对原油乳状液粘度的影响,结果表明,沥青质含量的增加是造成原油乳状液粘度增加的内在因素,含水率的升高、pH值呈酸性或碱性以及调剖剂的添加是造成原油乳状液粘度增加的外在因素,为了提高原油开采效率,避免形成W/O乳状液。