弱凝胶流动规律及其提高采收率机理新认识

为了研究弱凝胶在多孔介质中的流动规律及其提高采收率机理，采用线性填砂模型、平面填砂模型和微观透明填砂模型进行了宏观和微观的系统试验研究。线性填砂模型的研究结果表明，弱凝胶在多孔介质中有较强的流动性能和传播性能。由平面填砂模型试验得出，弱凝胶主要是通过降低高渗透层的渗透率来提高注入水的波及系数，从而提高采收率的。在微观透明填砂模型试验中，运用数字显微镜观察了弱凝胶在岩心薄片中的运移过程，发现弱凝胶受到岩石颗粒的拉伸和剪切作用及水的稀释作用，存在弥散现象；在弱凝胶注入大孔道初期，高渗透区域的渗透率暂时降低，但随着水驱的继续，弱凝胶的强度降低，并被水驱出大孔道或高渗透区域。分析了弱凝胶在孔隙介质中的运移过程和形态变化，认为弱凝胶的主要作用是驱，而调只是前期或暂时作用。     

多孔介质性质对弱凝胶深部调驱作用的影响

为了克服常规实验装置的不足，明确多孔介质性质对弱凝胶体系深部调驱作用的影响，研究了弱凝胶体系通过玻璃微珠与石英砂填砂模型时的性能及其深部调驱作用的变化。结果表明，动态条件下2种介质中的弱凝胶体系均可发生交联反应，经过水驱后2种介质中的弱凝胶均呈颗粒状。在玻璃微珠模型中，弱凝胶的动态成胶时间较短，生成的弱凝胶均匀分布于整个孔隙空间，残余阻力系数较大，在水驱作用下弱凝胶能够向深部运移并能在深部再次形成封堵，实现其深部调驱作用；而在石英砂填砂模型中，弱凝胶的动态成胶时间较长，生成的弱凝胶主要集中在近入口端，残余阻力系数较小，在水驱作用下弱凝胶能够向深部运移但被剪碎成细小颗粒，不再具有封堵作用，其深部调驱作用较差。多孔介质的剪切破碎作用是影响弱凝胶性质以及降低其深部调驱作用的主要原因。     

弱凝胶调驱的宏观作用及微观机理认识

为了提高对弱凝胶在"三采"中调驱作用的综合认识,利用微观刻蚀模型和并联岩芯物理模型,从微观和宏观两方面对弱凝胶的调驱机理进行室内实验研究。微观驱替实验结果表明:弱凝胶的调驱机理主要是,弱凝胶能选择性进入大孔道、能使液流改向和黏弹性负压吸油等。并联岩芯物理实验从宏观方面印证了微观驱替实验的结论,并联填砂管在实施调剖后,弱凝胶有选择性地优先进入高渗透水淹层,使低渗透油层得到了十分明显的启动。与此同时,由于弱凝胶是水溶性的,高渗透油层也未发生"堵死"现象。从弱凝胶在孔隙介质中的运移过程和形态变化看,弱凝胶的主要作用是驱,而调只是前期或暂时作用。     

弱凝胶在多孔介质中的微观驱替机理

利用室内微观驱替实验装置,采用透明的单层油砂充填模型研究了弱凝胶驱和后续水驱过程中不同时刻各相流体在多孔介质中的分布。微观驱替实验结果表明,弱凝胶沿原先被水占据的大孔道流动,并且可以通过变形被挤入窄小孔喉,在弱凝胶的前沿存在稳定的水胶界面。在后续注水过程中,存在于大孔道的弱凝胶迫使后续注入水改向进入未被注入水波及的小孔隙,驱替的残余油滴聚集并形成油墙。弱凝胶的流体改向作用是提高微观波及效率和采收率的主要因素;弱凝胶的粘弹作用有利于在油藏深部进行深度调剖。     

聚合物凝胶体系在孔隙介质中交联及运移封堵性能研究

聚合物凝胶体系是由部分水解聚丙烯酰胺和XL有机铬交联剂交联而成。采用ESEM2020型环境扫描电镜、聚合物凝胶动态交联和渗流规律实验装置及不同规格的填砂管模型对聚合物凝胶体系的微观交联机理、在孔隙介质中动态交联性能及在岩心中的封堵运移性能进行了研究。实验结果表明,聚合物分子在微观上呈星状结构排列,而聚合物凝胶在微观上呈链状分形结构,是Cr3+与聚丙烯酰胺分子中的羧基交联的结果。动态交联实验结果表明,聚合物凝胶体系在孔隙介质中流动状态下可发生交联,初始交联时间为7～8h,最终交联时间约为70h。聚合物凝胶体系在运移过程中,从填砂管前4个测压段的压力指数来看,各段压力系数均有不同程度的上升,说明聚合物凝胶体系具有良好的运移封堵能力;其在填砂管中的封堵系数随着注入孔隙体积倍数的增大而增大;但随着体系运移距离的增加,封堵能力降低。     

多孔介质中示踪剂微观可视化实验研究

为了更好地适应多孔介质示踪剂复杂渗流描述,针对微观孔道级别的示踪剂渗流机理和运移特征,应用孔隙结构仿真微观模型,设计完成了多孔介质示踪剂微观可视化实验,直接观察了多孔介质微观传质扩散过程和机理。实验结果表明：示踪剂运移微观上具有不同尺寸级别的绕流效应,且随着示踪剂在多孔介质中的推进,绕流尺寸明显增大;随着示踪剂向前推进,因混合作用明显,其质量浓度前缘梯度减小,且不再规则,同时横向宽度明显增大。示踪测试解释建模过程中,必须综合考虑示踪剂的混合作用、单个孔道的迂曲度、多个孔道的网络结构及小—大规模的绕流效应等情况。     

CMC与丙烯酸聚合物注入性能与运移性能

注入性能和运移性能是评价油田化学驱用聚合物的主要指标.介绍新型聚合物羧甲基纤维素钠(CMC)和丙烯酸共聚物在多孔介质中的注入性能与运移性能.采用直径2.5 cm标准小岩心和直径为2.5 cm长度为100 cm多测压点填砂管实验,通过阻力系数和残余阻力系数表征该新型聚合物在多孔介质中的波及能力.根据注入孔隙体积倍数和压力...     

下二门油田微凝胶驱微观驱油机理实验研究

微凝胶驱油技术是将传统的凝胶堵水调剖与聚合物驱的特点综合于一体,可解决聚合物驱中聚合物用量高、耐温抗盐性差、污水配制困难的问题。结合下二门油田油藏特点与开发状况,利用微观真实砂岩模型进行了驱油实验,研究了微凝胶在多孔介质中的流动规律以及微凝胶调驱提高采收率的微观机理。实验结果表明,微凝胶在多孔介质中流动时,优先进入大孔道,然后变形通过窄小孔喉;改向作用和黏弹作用是微凝胶调驱提高采收率的主要微观机理。     

部分支化预交联凝胶颗粒在多孔介质中的运移规律

在考察部分支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)增黏性、流变性以及抗剪切性的基础之上,分别研究了B-PPG溶液在单管渗流模型和双管串联渗流模型中的运移规律,并自制微观玻璃刻蚀模型进一步验证了其在多孔介质中的运移规律.结果表明:B-PPG溶液的增黏性能较好,溶液的表观黏度随剪切速率的增加而降低;溶液以储能模量为主,且具有一定的抗剪切稳定性;B-PPG溶液在多孔介质以"累积封堵→压力升高→变形运移"交替堵驱的方式运移,溶液中的黏弹性颗粒在运移时可在外力挤压下变形通过孔喉,从而实现深部运移;微观玻璃刻蚀模型实验表明B-PPG溶液具有较好的均衡驱替、扩大波及体积的能力.     

多孔介质中弱凝胶运移封堵特征研究

弱凝胶运移封堵能力的强弱是决定其能否实现深部调剖的关键因素之一。本文通过多测压点填砂模型中的封堵性能评价实验,研究了弱凝胶(酚醛交联部分水解聚丙烯酰胺体系)对高渗通道的运移封堵特征。结果表明,封堵能力较强体系应以残余阻力系数(Frr)为评价指标,封堵能力较弱体系应以渗透率封堵率(E)为评价指标。动态成胶状态对弱凝胶封堵能力影响较小,为了最大限度的实现深部调剖,凝胶溶液注入后可连续地进行后续注水而无需候凝。弱凝胶能通过自身运移对模型未注胶部位形成良好封堵。注胶深度为4.2 m、注入体积为2.0 PV时,其能在0数8.5 m形成较强封堵(E≥96.3%、Frr=27.0数385.7),在8.5数25.8 m形成部分封堵(3.0%≤E≤76.7%、Frr=1.0数4.3),在25.8数32.0 m则无封堵。与注胶部位相比,弱凝胶对未注胶部位的封堵能力显著降低。多孔介质的剪切作用导致弱凝胶黏度和粒度大幅减小,使其封堵能力随运移距离的增大而显著降低。     

玻璃板填砂模型大孔道形成过程模拟实验

为了系统深入地认识地层微粒运移出砂形成大孔道的规律及其对油田生产的影响，采用玻璃板填砂模型开展了平面驱替模拟实验，研究疏松砂岩油藏地层微粒运移与出砂的规律、影响因素及其后果。结果显示，大孔道的形成是一个在主流线上分枝发展的“灾变”过程，主要受胶结程度、非均质性、油水粘度比、流体冲刷、摩擦拖拽和携带运移作用等因素的影响。大孔道一旦形成，注入水沿大孔道快速突窜到生产井，使油田的开发更加困难，而且大大降低油藏的采收率，其后果是灾难性的。应当在系统研究的基础上采取适当的措施对大孔道加以控制。     

稠油溶解气驱渗流特征物理模拟和数值模拟

为了改善稠油冷采开发效果,通过物理模拟实验和数值模拟方法研究了稠油溶解气驱渗流特征。首先测定了稠油和气体在不同压力下的界面张力,然后通过微观可视化实验和填砂管驱油实验研究了溶解气驱不同阶段渗流特征,最后对室内实验结果进行了数值模拟。研究结果表明：溶解气驱过程中气体逐渐由分散相聚并形成连续相;泡沫油会增大流体的弹性能量,有利于维持溶解气驱地层压力和增大生产压差,从而改善稠油溶解气驱开发效果。在室内实验的基础上,通过3种气体组分（溶解气、分散气和连续气）的转化来描述稠油溶解气驱渗流过程,数值模拟值和物理实验值拟合效果较好。     

The influence of surfactants on the flow characterization of heavy oil

Flow characteristic of oil-in-water emulsion for heavy oil in porous media was studied. A surfactant was screened out and subsequently utilized as the emulsifier in sandpack flooding experiments with different oil-water ratio and permeability. The dual sandpack flooding experiment was conducted to investigate the effect of emulsion in porous media and the ability to enhance oil recovery. Results indicated that the selected surfactant gave a remarkable flow resistance in porous media. Higher oil-water ratio and lower permeability resulted in higher flow resistance. The surfactant increased ultimate recovery of 7.7% by diverting the fluid into low permeability sandpack.     

Simulation of WAG floods in an oil-wet micromodel using a 2-D pore-scale network model

In this paper, we describe some novel multi-cycle water-alternating-gas injection (WAG) floods in 2-D etched glass oil-wet micromodels, which we have simulated using our recently developed three-phase, 3-D mixed-wet network model. A similar approach was described previously for WAG floods in a water-wet system [van Dijke, M.I.J., Sorbie, K.S., Sohrabi, M., Tehrani, D., Danesh, A., 2002. Three-phase flow in WAG processes in mixed-wet porous media: pore-scale network simulations and comparison with micromodel experiments. SPE 75192, Proc. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, April 2002]. Although direct observation at the pore-scale is possible in the micromodel, some experimental data, required as input parameters for the network model, is not directly available. Therefore, a limited sensitivity study is performed, investigating the effects of the presence or absence of oil wetting films, around either gas or water, and the degree of oil wettability, leading to variation of the wetting order of gas and water. Based on these sensitivity calculations, oil wetting films are implemented around water only, in a limited fraction of all pores, such that the initial water pattern can be kept relatively sparse. Furthermore, the evidence support the micromodel being strongly oil-wet, since this more readily leads to gas displacing oil rather than water. With the estimated input parameters concerning films and wetting order, we then directly simulated the two oil-wet micromodel experiments, the first one starting with a water flood and the second one starting with a gas flood. Satisfactory agreement between simulation and experiment is found in terms of fluid distributions and oil recovery profiles. In addition, analysis of the displacement statistics, including the length (e.g. singles, doubles, multiples) and types of displacements (e.g. gas displacing oil), are broadly consistent with experiment, as far as this information is available. This paper illustrates the application of a network model to validate the local assumptions on the underlying pore-scale mechanism (on films and wettability), which are then used to predict what the emergent global properties are of the three-phase displacement processes in the micromodel.     

新型弱凝胶水基钻井液研制及作用机理分析

目前弱凝胶钻井液存在抗温、抗盐和封堵性能差等问题,限制了其推广使用。研制出一种新的弱凝胶成胶剂,其抗温达150℃,抗钙可达4 000 mg/L。以该成胶剂和优选出的降滤失剂IMPERMEX、封堵剂JA为主剂,以CX-215和KCl作抑制剂,形成了一种新型弱凝胶水基钻井液。评价结果表明:该钻井液在接近静止状态下的黏度可达90 000m Pa·s,剪切后黏度快速下降,且静切力表现出无时间依赖性,属于快的弱凝胶体系;具有好的降滤失和稳定井壁能力。环境扫描电镜和蔡司体显微镜分析结果表明,该钻井液微观结构由三维空间网状结构与包裹、镶嵌在网状结构节点上的溶胶颗粒组成,是一种具有独特空间结构的复杂胶体分散体系;该钻井液在微裂缝内能形成具有良好压缩性的致密封堵层,封闭岩石通道,具有良好的井壁稳定作用。     

相似理论在微观物理模拟实验中的应用可行性分析

在油田开发后期,微观物理模拟实验是研究剩余油形成机理的一种重要手段,蚀刻模型由于其仿真性好,设计灵活方便,从而得到较为广泛的应用。相似理论是进行模型实验所遵循的基本理论,蚀刻模型除了要与模拟岩心保持孔隙结构相似外,还应遵循其它相似准则。该文从渗透率和渗流速度两个不同的角度推导了蚀刻模型的另外两个相似准则,在这两个相似准则的指导下,蚀刻模型的设计更加灵活,实验结果也应该能更好反映实际情况。      

低毛管力助排液研究

压裂、酸化是油、气井增产的重要手段．它们的增产效果除取决于压裂、酸化本身的作用外，还与施工后残液克服毛管压力作用从地层中返排能力关系很大。本文系统考查了表面活性剂、阳离子有机聚合物，低级醇和有机硅化合物对填砂层及天然岩心中气体排液能力的影响。通过此实验，给出了各类物质助排能力的定量尺度。本文根据表面张力，接触角测定，红外光谱分析和扫描电镜观察，根据Laplace公式研究了上述物质通过降低表面张力，增加接触角（使接近90°）和增加岩心的有效孔喉半径降低毛管压力，增加返排能力的作用机理。通过大量实验，研究成功了一种叫做Jq3的有机硅助排剂，它通过化学键合于硅质表面具有使硅质增水（增加接触角），降低表面张力和稳定地层微粒的作用，它的水溶液可作酸化后洗液。本文还发现，EA和P4或Jq3复配可减轻缓蚀剂CT1—3对地层的损害，将Jq3和EA加入盐酸中，可作为酸化液或土酸前置液。     

聚丙烯酰胺类堵剂的堵水机理实验

真实砂岩孔隙模型驱替实验结果表明,聚丙烯酰胺类化学堵剂在储层孔隙中以优先选择封堵大孔道为主,堵剂进入孔道后的粘度变化为:大段塞低粘度、大段塞高粘度和小段塞高粘度。封堵机理及堵效产生过程表现为:孔道表面的吸附水膜机理凝胶网状絮凝体动力捕集机理物理堵塞粘弹封堵效应。另外,在相同堵水条件下,甲叉基聚丙烯酰胺(PHMP)与粘土复合堵剂更适合于大孔道和裂缝性储集层的化学调剖堵水,而PHMP与TP-920膨胀颗粒复合堵剂适宜于对大孔道大裂缝的封堵。