胜利石油磺酸盐在史深100油田的应用

为解决低渗透油藏生产过程中由于物性条件差导致的注水效果差、驱替能力弱问题,以胜利石油磺酸盐作为表面活性剂,研究油水界面张力和压降因数等,分析胜利石油磺酸盐对储层渗流的改善作用.结果表明:降低油水界面张力有利于减小水驱毛管阻力,从而降低水驱压差;胜利石油磺酸盐与史深100区块的原油具有良好的相似相容性能,质量浓度为4 g...     

基于真实砂岩微观水驱油实验的低渗透储层流体渗流特征及驱油效率影响因素研究:以姬塬油田王盘山长６储层为例

对鄂尔多斯盆地王盘山长６油层组低渗透储层的微观渗流特征及驱油效率影响因素进行了深入研究,室内模拟油田储层注水开发过程开展了真实砂岩微观模型水驱油渗流实验,结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜、恒速压汞等测试资料研究了储层微观水驱油特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、润湿性、驱替压力、注水倍数等参数与水驱油效率的关系.研究表明:王盘山区块长６储层微观渗流特征以均匀驱替、网状驱替为主,指状－网状驱替次之,少见指状驱替,在相同实验条件下不同驱替类型对应不同的驱油效率,均匀驱替类型驱油效率最高,平均值为６３．０８％,指状驱替类型驱油效率最低,平均值为２７．７２％;残余油８０％以簇状、膜状形式存在,角隅状、孤立状分布较少;储层物性中渗透率的变化对驱油效率的影响较大,孔隙度次之;注水倍数增大,驱油效率亦增大,注水倍数增大至３PV 时,驱油效率增大幅度减弱,趋于平缓、稳定;喉道半径＜０．４９μm 时,驱油效率呈指数倍数趋势增加,喉道半径＞０．４９μm 时,驱油效率呈线性倍数趋势增大.      

稠油油藏注蒸汽储层损害机理及保护措施

阿拉德油田哈浅22块疏松砂岩稠油油藏通过试采,发现在注蒸汽开采中存在强水敏等储层损害,未采用有效的储层保护技术。通过分析哈浅22块的岩性特征、孔喉特征、流体特征及热采现状,对储层进行了常温和高温敏感性实验,黏土矿物膨胀、转化、溶解实验等综合分析确定储层注蒸汽损害机理。结果表明:高温速敏比常温速敏略强,高温碱敏弱于常温碱敏;碱性越强,黏土矿物的膨胀率越高;高温蒸汽液的注入会促进高岭石向蒙脱石和方沸石转化,会促进蒙脱石向伊利石和方沸石转化;碱性越强、温度越高,黏土矿物的溶解速度也就越快。依据注蒸汽储层损害机理,从注蒸汽措施优化、抗高温黏土稳定剂等方面提出了相应的保护措施,主要包括:储层注蒸汽开发时注气速度应控制在0.75 mL/min以内,pH值控制在9以内可以有效地降低速敏、碱敏损害,在一定程度上降低黏土矿物的膨胀和溶解;注蒸汽前和注蒸汽过程中采用无氯小阳离子黏土稳定剂是抑制黏土矿物膨胀和微粒运移,防止由于储集层固有的水敏性而造成对地层伤害的主要措施。      

低渗碳酸盐岩储层深度酸化酸液体系优选与评价

叙利亚碳酸盐岩稠油油藏储层渗透率低,冷采产量低,达不到经济开采界限,热采注汽困难,效率低。针对这些问题,开
展了深度酸化研究,研制了一种多组分缓速转向酸酸液体系,并测试了其酸岩反应速度,同时采用双源CT扫描仪、扫描电镜、透射
电镜、压汞分析以及酸溶薄片法分析了酸化前后岩心的变化。结果显示新研制出的多组分缓速转向酸的酸岩反应速度比常规盐
酸小了一个数量级,具有较好的缓速效果,酸化后的岩心孔隙度、渗透率、孔喉半径均有大幅的提高,酸蚀溶孔明显,喉道能够贯穿
整个岩心。      

冀中地区西柳１０断块 Ｅｓ２ 储层微观孔隙结构特征

从不同角度解析西柳１０断块低渗透储层微观孔隙结构特征，可以为该地区沙二段储层综合评价提供理论依据。应 用扫描电镜、铸体薄片、常规压汞、恒速压汞、核磁共振、真实砂岩模型等测试手段探讨了低渗透储层微观孔隙结构参数对可动流体饱和度、驱油效率的影响。研究表明:西柳地区沙二段储层微观孔隙结构与成岩作用密切相关，主要表现粒间孔及溶孔越发育，有效孔喉连通性越强，其进汞饱和度越高。依据排驱压力将储层划分为３类，排驱压力小于０．１ＭＰａ时，储层为Ⅰ类，可动流体饱和度平均为６６．１％，驱替类型以网状为主；排驱压力介于０．１～０．５ＭＰａ时，储层为Ⅱ类，可动流体饱和度平均为５７．９％，驱替类型以指状－网状为主；排驱压力大于０．５ＭＰａ时，储层为Ⅲ类，可动流体饱和度平均为４６．２％，驱替类型以指状为主。当渗透率小于２×１０－３μｍ２，喉道半径小于２．３μｍ时，可动流体饱和度、驱油效率受两者影响明显。喉道半径是影响储层开发效果的主控因素。      

稠油注蒸汽热采过程中的水化学问题

本文简要论述了稠油注蒸汽采过程中所引发出的水化学问题,指出:在注蒸汽热采过程中,随着蒸汽的注入,将在储层内自注热井向四周逐渐形成一些连续过渡的温、压、pH值和水相状态不同的汽水浸润带,即蒸汽饱和带→蒸汽过热水混合带→过热水带→与储层温压条件相当的热水带,由于各带内状态条件的不同,故各带内所引发出的水-岩作用(包括矿物的溶解与沉淀作用)将是有所不同的,因而对各带内储层孔隙结构的影响程度也将是不同的。文中还扼要地介绍了对此进行水化学研究的方法原理和研究途径。     

克拉玛依砾岩油藏储层分类特征及水驱油规律

克拉玛依砾岩油藏目前处于高含水开发阶段,储层精细分类特征研究及不同油藏类型水驱油机理和影响因素分析成为油藏提高采收率的基础和关键.首先利用储层综合对比技术,从沉积物源、岩石学特征、物性特征、渗流特征及孔隙结构等方面分析三类油藏,明确导致不同类型砾岩油藏水驱油机理存在差异的根本原因;然后基于核磁共振岩心分析技术进行微观水驱油机理研究.实验结果表明:水驱过程中大孔隙中的原油采出程度最高,而渗吸过程中主要动用中小孔隙中的原油,水驱方式与渗吸作用的结合可有效提高砾岩油藏采收率.分析三类砾岩油藏储层物性、孔隙结构、微观非均质性、润湿性及原油黏度对水驱油效率的影响,其中物性及微观孔隙结构的不同导致微观水驱油机理的差异,而在宏观上储层的非均质性、润湿性和原油黏度又对注入水的渗流体系和驱替路径起决定作用.综合分析结果表明:Ⅰ类油藏水驱油效率最高,Ⅱ类的次之,Ⅲ类的最差.最后结合测井与生产动态资料,讨论水驱油特征对储层整体水淹规律的控制作用.当储层性质相似时,注水条件越强,水淹程度越高;当注水条件相似时,储层物性越好,水淹越强,另外,相同油藏类型物性较差的Ⅲ、Ⅳ类流动单元储层在非强水洗条件下,一般表现为弱水淹层,甚至为油层,成为剩余油富集的有利区.     

稠油油藏水平井过热蒸汽吞吐储层适应性评价

过热蒸汽吞吐是目前开采稠油油藏的一种有效技术。由于过热蒸汽与普通湿蒸汽存在明显差异，基于普通湿蒸汽而建立的稠油蒸汽吞吐储层筛选标准并不完全适用于过热蒸汽吞吐。针对这一问题，以哈萨克斯坦K油藏水平井过热蒸汽吞吐先导试验区为研究对象，根据经济收支平衡原理，建立了水平井过热蒸汽吞吐的经济极限指标，并在此基础上以单井极限收益为依据，利用数值模拟方法确定了水平井过热蒸汽吞吐的地质及流体参数经济界限值，最终得到了水平井过热蒸汽吞吐的储层筛选标准。该储层筛选标准的建立为稠油油藏实施水平井过热蒸汽吞吐经济高效开发提供了理论指导。      

特低－超低渗透砂岩储层微观水驱油特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地马岭油田长８１ 储层为例

为了更加深入地探究特低－超低渗透储层油水的微观流动特征及其表现出差异性的因素,以马岭油田长８１ 储层为代表,对典型样品进行了微观渗流实验,并结合物性、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等多种实验测试结果对储层流体的微观驱替机理及导致驱油效率高低不同的因素进行了研究.结果表明:研究区块长８１ 油藏按微观渗流通道类型可分为溶孔－粒间孔型、溶孔型、微孔型３类,其驱油效率逐类降低,不同微观渗流通道类型样品的渗流特征表现出较大的差异性,其中溶孔－粒间孔型样品平均驱油体积为０．０１０cm３,最终平均驱油效率高达４５．６０％,驱替效果最为理想.储层微观条件中,喉道半径大小及分布状况对驱油效率的大小起决定性的作用,物性和可动流体饱和度两者对驱油效率的大小均具有较低程度的控制作用;外部实验条件中,对驱油效率产生较大控制作用的为注入水体积倍数和驱替压力.因此,在油藏实际水驱采油过程中应当采用较为合理的注水压力和注入水体积倍数.      

我院与辽河油田携手攻关稠油开发与储层研究获得突破性进展

我院与辽河油田携手攻关稠油开发与储层研究获得突破性进展由我院与辽河油田研究院历时一年共同完成的中国石油天然气总公司八五重点攻关项目“辽河油田注蒸汽条件下碎屑岩稠油储层变化规律研究”中四个子课题不久前通过专家评审．研究人员通过对粘土矿物变化热模拟、蒸汽...     

基于循环注蒸气和烟气激励的海上稠油开采技术

通过实验和油藏数值模拟,研究循环注蒸气和烟气激励的加热降黏、气体溶解降黏、气体扩大加热腔与减少热损失、蒸气与气体协同增产效应等开采机理,优化注入蒸气和烟气温度、烟气蒸气体积比、周期蒸气和气体注入量等参数,建议注入蒸气与烟气的温度高于300℃,在大气压下烟气蒸气体积比为0.4～0.6.在渤海稠油油田开展4口井循环注蒸气和烟气激励开采的现场试验.结果表明,循环注蒸气和烟气激励开采后稠油井平均日产油量达到冷采的3倍以上,最高日产油量超过100m3,周期产油量达到1.0×104 m3左右.基于循环注蒸气和烟气激励的海上开采稠油技术可以提高海上稠油开采速度和采收率,有潜力成为未来海上稠油油田的主要热采开发方式.     

西峰油田长8油藏致密油层与非油层注水差异性实验

针对西峰油田长8油层较厚而干层、水层等夹层较多,分层射孔难度大,射孔后实施笼统注水的实际,为明确注水过程中油层、水层、干层吸水的差异性,搞清油层吸水特征,选用30块岩心进行了并联水驱流动实验。研究结果表明,当油、水层渗透率相近岩心低压并联驱替时,早期产出水是水层水,后期产出水既有水层水也有油层水;在油层渗透率大于干层条件下合注水驱时,最早的产出水来自于油层,在干层出水后,产出水仍主要是油层水;在k_油=k_水>k_干条件下合注水驱,最早出现的产出水来自于水层,而不是油层或干层,随着驱替过程的进行,干层水和油层水相继产出;在k_油>k_水>k_干条件下在低压驱至残余油之前,最早的产出水是油层和水层共同产出的,之后干层水才产出。研究结果对于正确认识油层、水层及干层在互层合注条件下油层水淹规律与剩余油分布规律,制定合理开发措施有重要指导意义。      

催化剂与碱性缓冲液作用下欢喜岭油田稠油水热裂解反应实验

模拟注蒸气油藏条件,开展催化剂与碱性缓冲液作用下欢喜岭油田稠油的水热裂解反应模拟实验,向高温高压反应釜中加入稠油、水、催化剂、碱性缓冲液和油层矿物,在160～300℃温度下反应24～240h,测定反应前后稠油黏度、SARA族组成和元素组成,考察催化剂、反应时间、反应温度、油层矿物及铵盐碱性缓冲液等因素的影响.结果表明:在油溶性催化剂FeA2作用下,欢喜岭油田稠油在水热裂解反应后黏度显著降低,添加0.010mol/L的催化剂FeA2在240℃下反应24h可使稠油黏度降低62.4%;铵盐碱性缓冲液对稠油水热裂解反应具有协同催化作用,添加0.010mol/L的催化剂FeA2和质量分数为3.0%的铵盐碱性缓冲液在240℃下反应24h可使稠油黏度降低90.1%.稠油井经过水热裂解处理后周期产油量明显增加,周期油气比大幅提高,并且催化剂与碱性缓冲液协同处理的开采效果要明显好于催化剂处理的.添加催化剂与碱性缓冲液的水热裂解开采技术可应用于提高蒸气吞吐和蒸气驱等热采井的产量和采收率.     

稠油蒸气—泡沫驱不同油藏区域流体的流变特征

针对稠油蒸气-泡沫驱蒸气腔驱油区泡沫油体系、热水冷凝区热水油体系,通过模拟实际油藏温度压力条件,利用高温高压流变仪,在0～600s-1剪切速率范围内,研究蒸气相饱和度、泡沫剂质量分数、温度和蒸气干度对泡沫油体系流变特征的影响;在0～100s-1剪切速率范围内,研究热水相饱和度、泡沫剂质量分数和温度对热水油体系流变特征的影响.结果表明,泡沫油体系和热水油体系均为假塑性流体,可用幂律模型来描述,并且随着蒸气相饱和度和泡沫剂质量分数升高,泡沫油体系非牛顿性增强;随着温度和蒸气干度增大,泡沫油体系越接近为牛顿流体;随着热水相饱和度和温度升高,热水油体系越接近为牛顿流体;随着泡沫剂质量分数增加,热水油体系非牛顿性增强.     

基于分层注水数学模型的油藏数值模拟

为模拟油田注水开发历史,提高分层动用状况及剩余油模拟结果的可靠程度,根据油田分层注水资料,分析水嘴的嘴损特性,建立考虑启动压差、水嘴直径等嘴损特性的分层注水数学模型,计算分层注水井各层段嘴前流压,实现嘴损方程与井—网格压力方程的耦合;考虑分层注水油藏数值模拟线性系统生成,实现井筒流动与井—油藏流动相耦合,提出分层注水油藏数值模拟方法,在PBRS(并行黑油模拟器)实现数值模拟功能.结果表明:模型能够反映分层注水开采开发效果,对缓解油田层间动用矛盾、改善注水开发效果具有指导意义.     

原油中硫代金刚烷的分析鉴定和地球化学应用

硫代金刚烷在原油中普遍存在,其独特的分子结构和形成过程使其在石油工业中具有广泛应用。对目前在硫代金刚烷分析鉴别、成因机制、热稳定性和在油气领域应用等方面的研究进展及存在问题进行了系统总结。结果表明:目前原油中硫代金刚烷主要包括烃源岩生烃演化和热化学硫酸盐还原(TSR)作用两种成因机制,其中烃源岩生烃演化可形成原油中初始含量的硫代金刚烷,TSR作用可进一步生成大量的硫代金刚烷;硫代金刚烷的笼数越高热稳定性越高,在高成熟时可以发生热裂解作用;硫代金刚烷随TSR作用增强而不断富集,是TSR作用可靠的分子标志物;硫代金刚烷的δ^34S值通过TSR作用来改变,能够反映TSR作用的成因类型;在未遭受TSR作用的前提下,原油中硫代金刚烷的初始含量和δ^34S值代表着原始烃源岩的特征,可以应用于原油族群的划分。从目前的研究现状来看,硫代金刚烷的具体成因机制和详细的热稳定性界限还不甚明确;应用硫代金刚烷的含量来判识TSR作用时,要结合硫同位素和其他指标参数等结果才最为可靠;硫代金刚烷目前主要应用于TSR作用判识研究,在油-油对比和油-源对比方面的研究尚待进一步加强。     

海上高-特高含水期稠油油藏提高采收率实验研究

为了探索高-特高含水期稠油油藏不同提液方式下提高剩余油采出程度的机理, 设计不同提液方式、不同原油黏度下的海相砂岩稠油油藏驱替实验, 采用在室内搭建长岩心物理模拟实验, 研究高含水期、特高含水期时不同提液方式、原油黏度等因素对提高采收率的影响, 结合核磁共振成像和T₂图谱研究不同注水方式下剩余油分布。研究表明, 提液相比于恒定低速驱, 可提高11%左右的采出程度; 以驱替至含水率大于99%作为驱替结束条件, 高含水期油藏通过多次控幅提液采出程度最高; 岩心低速水驱至特高含水期后, 岩心核磁共振图像饱和度明显降低, 随着驱替的进行, 孔隙度分量逐渐降低, 即剩余油逐渐减少; 高含水期多次提液对不同孔径动用程度比一次大幅提液效果好, 微孔、小孔和中孔均有不同程度波及, 整体采出程度提高17.01%, 其中, 中小孔导致采出程度提高13.31%, 占提高幅度的78.2%;特高含水期, 多次提液比一次大幅提液原油采出程度提高9.2%, 其中中孔采出程度的提高作出主要贡献, 占提高幅度的97.2%, 微小孔波及程度较小。研究成果可为高-特高含水期稠油油藏提高采收率提供技术支持。      

常顶瓦斯油吸附法脱除微量氯的实验研究

炼油厂将常压塔顶油和减一线油作为重整原料,但由于氯含量过高(30×10-6)无法利用,传统方法是将其中的有机氯转化为无机氯化氢后脱除,但其对加氢催化剂有毒害,采用常顶瓦斯油吸附法可直接脱除微量氯.     

常顶瓦斯油吸附法脱除微量氯的实验研究

炼油厂将常压塔顶油和减一线油作为重整原料,但由于氯含量过高(30×10-6)无法利用,传统方法是将其中的有机氯转化为无机氯化氢后脱除,但其对加氢催化剂有毒害,采用常顶瓦斯油吸附法可直接脱除微量氯。     

非混相泡沫段塞细分层注水关键技术

油藏储层内药剂吸附有效性和泡沫细分层注水长段塞连续注入方式容易导致气窜和吸液剖面反转,影响整体措施效果,采用目标油田油砂填制模型,考察药剂动态吸附后再生能力和泡沫综合性能,分析泡沫小段塞间隔注入和长段塞连续注入分流增产效果.结果表明:在多孔介质吸附后,不同药剂再生能力和泡沫综合性能下降,但随着驱替体积增大有效性逐步增强;泡沫小段塞间隔注入好于泡沫大段塞连续注入方式.渤海SZ36-1油田非混相泡沫段塞细分层注水单井试注表明,泡沫小段塞间隔注入比长段塞连续注入方式日增油提高23m3,日降水率提高2.6%,累计增油提高1.72×104 m3,有效期提高7个月以上,进一步验证泡沫小段塞间隔注入的技术优势.