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。     

ZC油田活性剂驱效果评价研究

通过实验物理模拟，确定HABS磺酸盐型阴离子表面活性剂作为化学驱三次采油的驱油剂，在ZC油田进行了为期一年的矿场先导性试验并做出效果评价，确证HABS表面活性剂驱在ZC油田起到了稳油控水、增产挖潜的作用，有明显的经济效益。     

高温高盐高黏油藏缔合聚合物-表面活性剂二元驱技术

针对大港油田孔南地区高温、高盐、中低渗、稠油等制约化学驱提高采收率的瓶颈技术问题,以官109 1断块枣Ⅴ油组为目标油藏,在优选适合缔合聚合物和表面活性剂基础上,进行聚合物-表面活性剂二元驱技术室内实验和现场应用研究。通过室内实验优选,缔合聚合物AP P7和表面活性剂BHS 01二元体系溶液与常规体系相比,具有较好的耐温抗盐性,拓展了常规二元驱适用油藏的温度和矿化度范围;缔合聚合物经过岩心剪切后仍能够有效建立阻力系数和残余阻力系数;通过岩心驱替实验,体系能有效提高稠油油藏的采收率,拓宽了聚合物驱适用的原油黏度范围;矿场单井试注后,注入井注入压力和启动压力升高,纵向吸水剖面得到改善,说明该体系在高温高盐条件下仍能保持较高黏度,能够有效改善水油流度比,效果明显。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气及注泡沫提高采收率研究

塔河油田开中后期,面临储层天然能量不足,注水开发稳产期短、油井含水率高及采收率偏低等问题针对这些问题。本文利用制作的三维立体仿真模型进行了注N_2驱与注N_2泡沫驱提高采收率效果评价实验。结果表明气水交替驱可提高采收率25.93%,高于恒速N_2驱的23.46%,这是由于气水交替注入不仅有注N_2补充能量的作用,还有注水压锥的效果、同时增加抬升油气界面的速度,延缓了气窜。但恒速N_2泡沫驱与泡沫段塞+后续水驱的提高采收率分别为28.59%和26.54%,明显高于N_2驱,这是因为泡沫破裂后N_2可以启动阁楼油,而表面活性剂能够剥离油膜,起到乳化、携带游离油滴的作用,所以N_2泡沫驱是更为有效的提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的技术手段。     

生物酶活性复合驱在杏子川采油厂王214油区的应用

杏子川采油厂王214油区属低孔、低渗储层,该区块以注水为开发方式。针对该区块储层欠压,非均质性强,注入水与地层水配伍性差等原因造成水驱采收率低的问题,对该区驱油方式进行调整,具体方法是：采用0.5%生物酶+0.5%表面活性剂的生物酶活性复合驱对王214油区储层进行了室内实验和现场试验研究。结果表明：0.5%生物酶+0.5%表面活性剂生物酶活性复合驱可有效改善注水井吸水能力,达到解堵、降低含水率,增加驱油效率,从而提高原油最终采收率的效果。     

表面活性剂对机械钻速的影响

通过实践发现:(1)洗井液中的表面活性剂可以提高金刚石钻进的机械钻速。但表面活性剂和岩石种类不同,其提高幅度也不同;(2)钻速随阴离子表面活性剂(?)电位值的提高而增加;(3)表面活性剂对岩石微裂纹的渗透作用有助于提高钻速。     

挪威Gullfaks油田聚合物辅助活性剂驱的经济可行性评价

介绍了为评价挪威Ｇｕｌｌｆａｋｓ油田进行聚合物辅助活性剂驱替（ＰＡＳＦ）的经济效益而进行的部分研究和定量分析工作,论述了ＰＡＳＦ室内实验和数值模拟研究情况,并全面评价了ＰＡＳＦ的潜力。实验部分包括不同温度,压力和气油比条件下进行的岩心驱替实验,以优选适合ＧｕｌｌｆａｋｓＢｒｅｎｔ地层条件下的ＰＡＳＦ系统,ＰＡＳＦ系统中采用表面活性支键磺酸盐和生物胶。活性剂聚合物段塞中伴有５００ｐｐｍ的生物胶以便控     

表面活性剂分子结构与润滑性能和抗破乳能力的关系

由于钻探工艺的特殊性，作为钻探润滑剂，对表面活性剂应有所选择。一、具备什么样条件的表面活性剂才适合作为钻探润滑剂。根据润滑的不同状态，可分为流体润滑、边界润滑和极压润滑。岩心钻中广泛采用水基润滑液作为钻杆和岩石间的润滑介质，属边界润滑范畴。水基润滑液是由于表面活性剂向摩擦面吸附，形成定向排列的分子膜而具有润滑性。可见，只要表面活性剂能牢牢地吸附在钻杆的表面，就会起到良好的润滑作用。根据浮选理论，只有表面活性剂分子中的亲水基能与钻杆表面Fe~(2 )（Fe~(3 )）产生化学反应，生成难溶有机铁盐时，才能产     

化学驱表面活性剂对特低渗透砂岩储层表面荷电性能的影响:以鄂尔多斯盆地陇东地区上三叠统延长组长8储层为例

在油-水-岩石多相体系中,通过改变岩石表面性质来提高原油采收率已成为目前能源行业和化学工业的研究热点。油藏砂岩表面带负电,通过加入不同类型表面活性剂影响砂岩表面带电行为,可以提高原油采收率。分析了3种典型表面活性剂TX-100(辛基苯基聚氧乙烯醚)、SDS(十二烷基硫酸钠)、CTAB(十六烷基三甲基溴化铵)对岩石表面性质的影响。通过计算表面活性剂在砂岩表面的吸附量和溶液表面张力的变化,分析了表面活性剂对砂岩表面润湿性、表面带电行为的影响。研究结果为提高特低渗透储层原油采收率提供了科学指导。     

储层非均质性影响空气泡沫驱注入效果研究——以鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6油层组为例

空气泡沫驱是重要三采技术,为了了解该技术适用储层类型,笔者等通过文献调研、机理分析、室内实验及油藏生产动态数据分析研究其注入效果与储层非均质性关系,结果表明：该技术通过泡沫体系产生阻力提高波及系数,泡沫中包含的表面活性剂降低界面张力提高驱油效率,泡沫特性“遇油消泡,遇水不变”可有效调剖堵水并改善流度比,非均质性强的储层具有大小不一的孔喉、较大的孔喉比和较强的贾敏效应,使上述增加波及系数、驱油及堵水效果更强,从而在水驱基础上可以进一步大幅提高采收率。实验和生产动态资料都说明,储层非均质性越强,表现为渗透率级差较大,增产和堵水效果越好,因此空气泡沫驱适用于储层非均质性较强的储层。该研究成果为空气泡沫驱的推广提供借鉴。     

原油粘度变化对水驱油开发动态影响的数学模拟方法

为了研究注水开发油田原油粘度升高对开发效果的影响, 通过对实际油藏原油粘度统计, 回归出了原油粘度增长模型.在三维三相黑油渗流模型的基础上, 建立了一个原油粘度随含水和压力变化的油藏渗流数学模型, 并采用有限差分方法建立了相应的数值模型, 采用超松弛法对该模型进行了求解, 用Fortran90语言开发了一个新的数值模拟器.应用该模拟器模拟了不同的原油粘度变化规律对水驱效果的影响, 并与常规模拟器的结果进行了对比.结果表明: 初始水油粘度比为1∶10、含水达到98%时, 粘度增长指数由0增加到0.02, 对应的原油采出程度由44.80%降低到34.29%.目前商业软件中忽略了原油粘度随含水升高而增加的因素, 使得预测的采收率明显偏高.      

储家楼油田开发阶段研究

采用采油速度和油田综合含水率相结合的方法,研究储家楼油田不同断块的开发阶段及特征,指出中北断块已处于开发结束阶段,油藏剩余潜力较小;中南断块尚处于开发下降阶段初期,油藏剩余潜力较大。并根据剩余油的分布特点,提出了中北断块调剖堵水,中南断块强注强采,扩大开展ＷＰＳ表面活性剂水驱矿物应用试验,实现稳油控水,提高油田最终采收率的措施。     

电化学导流法提高原油采收率试验研究

电化学导流提高原油采收率技术,在油田各个开发阶段都可达到增油降水的效果.目前多数主力油层内部剩余油分布零散,注水效果差,新增储量的油层大多数是渗透率低、物性差的薄油层.现场试验证明,应用电动法这一新技术,已初步实现了增加原油渗流速度、提高油水流动的相对渗透率和解除油层堵塞等的效果,工艺上是可行的.且用导线传输直流电场与其它传输方式相比,对井口及地面通电设备的安全性也较好.     

储层非均质性影响空气泡沫驱注入效果研究——以鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6油层组为例

空气泡沫驱是重要三采技术,为了了解该技术适用储层类型,笔者等通过文献调研、机理分析、室内实验及油藏生产动态数据分析研究其注入效果与储层非均质性关系,结果表明：该技术通过泡沫体系产生阻力提高波及系数,泡沫中包含的表面活性剂降低界面张力提高驱油效率,泡沫特性“遇油消泡,遇水不变”可有效调剖堵水并改善流度比,非均质性强的储层具有大小不一的孔喉、较大的孔喉比和较强的贾敏效应,使上述增加波及系数、驱油及堵水效果更强,从而在水驱基础上可以进一步大幅提高采收率。实验和生产动态资料都说明,储层非均质性越强,表现为渗透率级差较大,增产和堵水效果越好,因此空气泡沫驱适用于储层非均质性较强的储层。该研究成果为空气泡沫驱的推广提供借鉴。     

断层岩发生张性破裂所需压力预测及油田安全生产建议: 以秦皇岛33-1南和33-2油田明下段控藏断裂为例

为了确保秦皇岛33-1南和33-2明下段油田的安全生产, 在实测围岩抗压强度和区域应力场特征研究的基础上, 采用把断层岩看作倾斜岩层, 再与围岩对比的方法, 建立了一套断层岩发生张性破裂所需压力的预测方法, 并利用该方法对秦皇岛33-1南和33-2油田主要目的层——明下段控藏断裂断层岩发生张性破裂所需压力进行了预测.结果表明: 秦皇岛33-1南和33-2油田明下段控藏断裂断层岩发生张性破裂所需压力为25.6~31.3 MPa, 平均为29.4 MPa.如果油田开发过程中注水压力经过从注水井至断裂带压力损失后仍小于25.6~31.3 MPa时, 秦皇岛33-1南和33-2明下段油田可安全注水生产; 否则将造成该油田中的断裂发生张性破裂, 油沿断裂向上逸散至海底.      

Interaction study of clay-bearing amphibolite–crude oil–saline water: Molecular level implications for enhanced oil recovery during low saline water flooding

Low saline water flooding (LSWF) had proved to be an efficient method for enhanced oil recovery in clay-bearing hydrocarbon reservoirs, but the interaction mechanisms among in-situ rocks – fluids and injection fluids within the reservoir – are not yet known properly. Understanding the molecular level interaction among these components is critical for designing and field scale implementation of LSWF in clay-bearing crystalline reservoir rocks, which is very limited in the existing literature. A weathered amphibolite rock and one dead crude oil from the Bakrol field (Cambay basin, India) have been used in this study. The presence of clay minerals in the weathered amphibolite rock was observed using a polarising microscope and characterised by the X-ray diffraction (XRD) and Fourier transform infrared (FTIR) techniques. The crude oil and its fractionated SARA components have been extensively studied by spectroscopic techniques for their characterisation. The interaction study among the rock powder, hydrocarbon crude oil and saline water has been performed in the present work for gaining better insight for designing the injection fluid for LSWF. The weathered amphibolite rock powder was mixed with the dead crude oil and kept for 30 days in room temperature (T) and pressure (P) for proper interaction. The XRD, FTIR and cation exchange capacity results clearly demonstrated the incorporation of crude oil components in the interlayer surfaces of clay minerals. The oil removal efficiency, from the oil-treated rock powder of three saline water samples having NaCl concentration of 3000, 5000 and 8000 ppm, was investigated using the UV–Vis and fluorescence spectroscopies. The low saline NaCl water is capable of removing the maximum amount of polar components from the oil-treated rock powder. These molecular level insights are valuable for designing effective injection fluid for enhancing the oil recovery from the clay-rich crystalline reservoir rock.     

Three-dimensional reservoir architecture modeling by geostatistical techniques in BD block,Jinhu depression,northern Jiangsu Basin,China

To reduce or avoid some of the ambiguities in a heterogeneous reservoir, a fine three-dimensional model would be inevitably established with the application of geostatistical techniques. BD oilfield is a low-permeability fractured reservoir with many fracture types, which composes a multi-azimuthal fracture system, causing strong anisotropy and heterogeneity. Moreover, fracture provides not only accumulation space for oil and gas but also channels for migration of hydrocarbons and water dashing and thus plays a leading role in controlling BD reservoir production. With the continuous exploitation of oil in reservoir for more than 30 years, BD oilfield has currently stepped into high water cut stage, exposing many problems such as low oil recovery, poor exploitation stability, rapid oil production decline, and one-way water intrusion. Therefore, a detailed reservoir characterization, constructed to describe reservoir behavior under strong water drive in a well-developed fractured reservoir, is urgently needed. In this study, combined with three-dimensional geostatistical techniques, an accurate and efficient reservoir parameter model that occurs in a strong heterogeneous fractured reservoir has been constructed through stratigraphic correlation and sedimentary facies analysis. Hence, all the study presented above will be available for well location, remaining oil potential-tapping and oil recovery improvement during the later study work.     

微生物采油及其作用机理

微生物采油经过70多年发展，已成为继热驱，化学驱，气驱之后的第四种提高采收率的方法，其提高采收集方式有地面法和地下法两种，特点是成本低，效果好，无污染。其采油机理为：一是改变原油组成，二是改善驱油环境，最终使原油流向井底，提高采收率。