高凝油渗流特性的实验研究

选择２块人造岩心和２块取自于沈北油田的天然岩心，分别在不同条件下饱和地层水，进行了油驱水实验，实验用油具有较高的含蜡量和凝固点；由实验观察可知，温度是决定高凝油渗流特性的决定性因素，当温度高于反常点时，原油呈牛顿流体，粘度在整个渗流过过程不变，反之则呈非牛顿流体，粘度对温度非常敏感，随温度降低，原油粘度升高，油相渗透率和驱油效率降低，在析蜡前后，变化尤为明显；高凝油的渗流特征还受压力梯度的影响，最     

沈84-安12块高凝油注水开发后期原油变化特征

沈84-安12块为辽河油区典型的高凝油注水开发区块,为了系统掌握长期注水开发对高凝油性质变化的影响,采用流变仪、差示扫描量热仪(DSC)、气相色谱仪等分析技术对该区块高凝油开展了析蜡点、熔蜡点、流变性、含蜡量及族组成等方面的系统分析,并利用沈检5井的岩心抽提物进行原油流变性及析蜡点研究。结果表明:该区块高凝油含蜡量为31.73%~39.59%,凝固点为46~50℃,析蜡点为51.60~68.60℃(平均为65.65℃),比开发初期高6.60℃以上;结合取心井中原油析蜡点可知,该区块地层原油析蜡点为70.00℃,已逐渐接近油藏温度,建议采取注热源或其他降低析蜡温度的措施来避免油层的冷伤害。该项研究为高凝油油藏后期注水开发方式调整提供了技术指导。     

基于热力学模型的油井井筒析蜡规律

含蜡原油的开采通常受井筒结蜡问题的影响,预测生产过程中井筒析蜡深度和析蜡量对油井清防蜡作业具有重要意义。基于预测蜡析出的热力学模型,结合井筒多相流理论,提出了井筒析蜡量的计算方法。结果表明,井筒析蜡量分布受油井产量、原油含蜡率、含水率和油管内径等因素的综合影响。产量和含蜡率的增大使井筒析蜡量增加,但高产量条件下受井筒温度增加的影响,析蜡区域显著减小;油管内径对井筒析蜡的影响较小;油井进入中后期高含水阶段时,析蜡量明显降低。在实际生产过程中,可以通过调整油井生产参数减少井筒中的析蜡问题。该方法可为高含蜡油井的清防蜡作业提供理论依据,实现高含蜡原油的正常开采。     

高凝油油藏自生热压裂液技术在河南油田的应用

河南油田高凝油油藏原油有含蜡高、凝固点高、低含硫的特征,压裂施工中,进入地层的工作液对地层有冷却作用,对于高含蜡、高凝固点的原油,工作液的冷却作用就会造成地层温度低于析蜡温度,使蜡、胶质沥青质析出,堵塞出油孔道,严重影响压裂增产效果。针对高凝油油藏注入流体易造成冷伤害的问题,开展高凝油油藏自生热压裂液体系的研究,研究出胶囊包裹催化生热压裂技术,现场应用2口井,取得较好的效果,可为类似作业提供参考。     

静35块浅层高凝油热水加溶剂驱油物模实验及其效果分析

沈阳油田静35块浅层高凝油油藏于1995年投入开发，目前开发矛盾十分突出，存在的主要问题是地层温度仅高出原油析蜡温度2－4℃，原油在采出过程中由于脱气造成油层内析蜡堵塞渗流通道，导致全块开发形势十分被动。本文主要针对区块当前的开发现状，从室内实验、开发实践入手，明确了以维持该块长期开发的两个必要条件，即保持地层温度高于原油析蜡温度及使地层压力尤其是近井地带压力高于或保持在饱和压力附近。为满足上述两项必要条件而开展了热水加溶剂的物模实验，其研究成果对静35块的全面开发具有重要意义，对同类油田的开发也具有一定的参考价值。     

魏岗油田高凝油油藏开发实践

河南魏岗油田原油的主要特点是高含蜡（45．1％～48．0％）、高凝固点（46．0～47．0℃）和低含硫。油藏埋藏深,地层条件下原油粘度低,属于高凝油油藏。通常把含蜡量在8％以上的原油称为高蜡油。在开发过程中,通过矿场试验、数值模拟及实际温度监测,探索出一套高效开发这类油藏的方法,认为对这类高凝油油藏应采用常规注水开发,井筒防蜡降凝就可以了。     

微波对高凝油作用规律的实验研究

高凝油即为含蜡较多的高凝点原油，如大庆、胜利、任丘和南阳等原油。此类原油在油温高于析蜡温度时，粘度较低，且随温度变化不大，属于牛顿流体；当温度接近凝点时，粘度急增，具有非牛顿流体的特性。高含蜡原油集输过程中，由于石蜡析出并不断沉积于地面集输管线、阀门、分离器和储罐等的金属表面，减小了油流通道，增     

沈阳油田高含蜡高凝固点油藏注热水开发可行性研究

本文通过沈阳油田高含蜡高凝固点原油的实验,观察原油在不同温度下的渗流规律,分析了原油在析蜡前后的渗流特征和差别以及产生差别的原因,得到了高含蜡高凝固点原油在低于析蜡温度条件下的渗流,造成析蜡和伤害油层孔隙的结论,建立了反映高含蜡高凝固点油析蜡影响的两维(R,Z)两相油藏数值模型,并研究了析蜡影响的处理及析蜡量的计算.通过模拟计算还得出对高含蜡高凝固点油藏早期注冷水会在油层中近井地带发生析蜡伤害的结论.对这种油藏,本文提出了采用先注热水后注冷水的开发方法,并对温度的选择,热水段塞的大小提出了确定的方法和依据.最后提出了热电联产联供,与原油热力开采一体化,实现能量综合利用开发油田的建议.     

超低渗油田清防蜡技术的研究与应用

华庆油田油井结蜡井比例高,油井受原油含蜡量高、析蜡温度高、间歇性出油等因素影响,结蜡严重,同时受生产气油比高、套管压力大等因素影响,人工投加清蜡剂的方式,已无法满足井筒清防蜡需要。本文从分析华庆油田油井结蜡机理、影响因素出发,探索研究适合华庆油田油井清防蜡的工艺技术。     

地层原油组成差异对高压物性参数的影响

地层油高压物性参数主要受温度、压力等因素的影响,而地层油自身的组成也对其有着重要影响。对S48井、G942井和F154井的地层油进行了一系列的高压物性实验研究。结果表明：相同气油比,原油含蜡量越高,地层油泡点压力越高,体积系数越大;当压力高于泡点压力时,原油含蜡量越低,溶解气量越多,地层油体积系数和密度受压力的影响越显著;含蜡量越高,体积系数和密度受压力的影响越小。含蜡量高的地层油溶解天然气后的降黏效果明显好于含蜡量低的地层油。     

热水驱开采高凝油数模研究

方法 利用数值模拟方法，研究了热水驱开采高凝油油藏中注水温度对油藏温度、油层开采效果、注水井井底压力及油层吸水能力等的影响。目的 掌握不驱开采高凝油的一般规律，为提高热水驱开采效果作参考。结果 在高凝油油藏中，注水温度影响地层半径有限。当注水温度在析蜡温度以下，原油中的蜡晶析出，堵塞孔隙介质通道，渗流阻力增大，注入进进底压力下不去，注入速度上不来，导致油藏中能力低；注水温度在析蜡温度以上，渗流阻小     

吉林油田高含蜡稠油油藏有效开发方式研究

C 油田为吉林油田新发现的浅层稠油油田,由于埋藏浅而引起油层低温、低压,油层条件下原油 流动性差,开采过程中储层易受析蜡冷伤害,造成常规开采产能低,甚至无产能,严重影响了油田的正常 生产,制约了该区储量的有效动用。针对这一现状,对该油田重点开展了原油析蜡实验、热采物理模拟实 验、热采数值模拟研究,从理论上明确了提高地层温度、保持地层压力、预防原油析蜡是实现C 油田有效 开发的关键。结合现场蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等多种热采试验的开发效果,明确了主体资源可采用 热水驱开发,局部低温、高含蜡区可采用火烧油层的开发方式。     

注水对高凝油藏温度场影响的数值模拟研究

针对某高凝油油藏原油含蜡量高、析蜡点高、凝固点高和原油物性对温度敏感的特点,根据石蜡沉积油层孔渗伤害大、注常温水使得渗流规律发生变化等开发现状,依据油藏参数建立数值模型,采用数值模拟方法研究不同注水温度、不同注水量、不同井网对温度场分布规律的影响,最终确定合理的注水参数。研究结果表明,最佳注水温度为66℃,注水量为60...     

含气活油高凝油相渗曲线测定及特征

目前,油水相渗曲线测量实验中普遍采用脱气原油作为实验用油,无法模拟实际储层中原油含气,设计实验使用含气高凝油,通过在恒温箱中利用高压活油瓶进行转样来保持原油高温高压条件和原始含气量,利用非稳态法测量得到含气活油高凝油相对渗透率曲线,并对曲线的特征规律及其影响因素进行研究。结果表明:含气活油相渗曲线与脱气原油相比,油相相对渗透率较高,水相相对渗透率较低,残余油饱和度降低,水驱油效率增加,含水上升变慢;随着实验温度降低,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率提高,残余油饱和度显著升高,含水上升快,驱油效率降低;储层渗透率在高温条件下对相渗曲线特征影响较小,但在析蜡温度以下时,低渗储层的残余油饱和度与束缚水饱和度都要明显高于高渗储层,水驱油效果较差,该研究实现了对高凝油油藏相渗曲线的精准刻画。     

高压条件下含气高凝油析蜡特征

目前脱气含蜡油研究成果对析蜡带来的影响认识不够清楚，在油藏开发或管道加气输送设计中过于保守；在高压条件下析蜡特征研究也存在测试手段单一、测试压力低以及测试温差间距大的不足。基于前人研究成果，提出了一种基于激光法的含气高含蜡原油析蜡特征预测新方法，该方法采用激光法获得含气原油与脱气原油激光衰减测试曲线，基于Beer-Lambert定律将不同条件下激光衰减曲线的标度进行统一，然后在脱气原油研究成果的基础上实现对高压含气条件下析蜡特征的研究与分析；同时设计了一套高压取样装置验证了预测结果的可靠性。实验结果表明：激光法测试结果准确度高；溶解气的存在能有效降低高含蜡原油析蜡点、凝固点，地层条件比地面条件下平均析蜡速率下降19%；饱和压力之上，随着压力下降，析蜡点在12~18 MPa区间降幅较大，凝固点在15 MPa以下近乎不变，蜡晶颗粒平均等积圆直径和宽度系数在波动中分别呈上升和下降趋势；压力低于15.8 MPa后沥青质以分散态的形式析出并影响原油析蜡特征，在抑制蜡晶析出的同时加速原油胶凝过程。     

高压条件下含气高凝油析蜡特征

目前脱气含蜡油研究成果对析蜡带来的影响认识不够清楚,在油藏开发或管道加气输送设计中过于保守;在高压条件下析蜡特征研究也存在测试手段单一、测试压力低以及测试温差间距大的不足。基于前人研究成果,提出了一种基于激光法的含气高含蜡原油析蜡特征预测新方法,该方法采用激光法获得含气原油与脱气原油激光衰减测试曲线,基于Beer-Lambert定律将不同条件下激光衰减曲线的标度进行统一,然后在脱气原油研究成果的基础上实现对高压含气条件下析蜡特征的研究与分析;同时设计了一套高压取样装置验证了预测结果的可靠性。实验结果表明：激光法测试结果准确度高;溶解气的存在能有效降低高含蜡原油析蜡点、凝固点,地层条件比地面条件下平均析蜡速率下降19%;饱和压力之上,随着压力下降,析蜡点在12~18 MPa区间降幅较大,凝固点在15 MPa以下近乎不变,蜡晶颗粒平均等积圆直径和宽度系数在波动中分别呈上升和下降趋势;压力低于15.8 MPa后沥青质以分散态的形式析出并影响原油析蜡特征,在抑制蜡晶析出的同时加速原油胶凝过程。     

高凝油井筒温度场计算及流态转变分析

高凝油含蜡量高,凝固点高,在沿井筒向上流动的过程中,当油流温度低于所含蜡的初始结晶温度时,蜡容易析出并聚集,使原油逐渐失去流动性,最终阻塞管线,严重影响开采效果。为解 决这一问题,根据传热学基本原理,建立了适合高凝油井的井筒温度场数学模型,通过实验得到了高凝油的黏温曲线,进而对潍北油田的高凝油井筒温度场及流态转变进行了研究,指出了解决该油田油 井结蜡问题的途径,对实现高凝油的正常生产具有一定的指导意义。     

南海西部北部湾区域地层原油黏度预测方法

目前海上油田受多方面因素制约,地层流体取样少或无取样,而南海西部北部湾区域油藏流体性质变化较大,导致地层原油黏度难以准确预测。针对上述问题,通过收集北部湾区域已开发油藏地面及地层流体性质资料,分析影响原油黏度的主控因素,从主到次依次为含硫量、胶质含量、沥青质含量、含蜡量,其中胶质含量、沥青质含量和含硫量组合因素对原油性质影响显著,原油黏度对温度敏感,原油脱气前,压力对其影响小;运用数理统计学原理,建立了地面原油参数团、原油密度、地面脱气原油黏度与地层原油黏度间的3种评价方法,经乌石油田群15个样本点检验,平均绝对误差在0.5 mPa·s左右。该预测方法可为流体评价和油藏开发提供较为科学可靠的地层原油黏度资料。     

高含蜡原油生产中析蜡和熔蜡规律实验研究

运用激光测试高压原油析蜡点的最新方法,对井筒中原油的析蜡规律和地层中原油的熔蜡规律进行了研究。研究结果表明：含气原油比脱气原油的析蜡点温度低;井筒中压力高于泡点压力时,原油析蜡点随压力下降而下降;压力低于泡点压力时,原油析蜡点随压力下降而升高;地层条件下熔蜡温度比析蜡温度高。