Lohrenz剩余粘度模型的改进及其应用

用Peng-Robinson状态方程计算的密度和典型原油粘度的实测数据对Lohrenz等提出的剩余粘度模型中对比密度多项式的系数进行了重新关联,并通过引入C7^ 组分的有效相对密度和CO2的有效摩尔分数,使改进后的剩余粘度模型成功地用了预测油藏原油和注CO2原油的粘度,预测精度可满足工程应用要求。     

油气藏流体—CO2体系粘度的实验测与计算

应用RUSKA落球式高压粘度测试装置,测定了某油藏原油在油藏温度下粘度随压力的变化,着重研究了CO2注入量对该油样的减粘效果,实验结果表明,注CO2对该油样的减粘效果明显,当注入的CO2与原始油样的摩尔比为0．33时,粘度为原始油样的60．9％,但CO2注入量继续增加油样粘度下降的幅度变缓,当CO2注入量与原始油样的摩尔比2．00时,油样粘度为原始油样的40．9％,用PR粘度模型对含CO2明确组合分体系和注CO2油气藏流体体系的粘度进行了预测计算,对CO2－n-C10H22二元体系,PR粘度模型的总均误差为7．2％,对注CO2油气藏体系,PR粘度模型的总均误差为12．59％,结果表明,PR粘度模型可用于预测注CO2油藏体系的粘度,计算精度显优于石油工程中常用的其他粘度模型。     

油气藏流体-CO_2体系粘度的实验测定与计算

应用RUSKA落球式高压粘度测试装置 ,测定了某油藏原油在油藏温度下粘度随压力的变化 ,着重研究了CO2 注入量对该油样的减粘效果。实验结果表明 ,注CO2 对该油样的减粘效果明显 ,当注入的CO2 与原始油样的摩尔比为 0 33时 ,粘度为原始油样的 6 0 9%。但CO2 注入量继续增加油样粘度下降的幅度变缓 ,当CO2 注入量与原始油样的摩尔比为 2 0 0时 ,油样粘度为原始油样的 40 9%。用PR粘度模型对含CO2 明确组分体系和注CO2 油气藏流体体系的粘度进行了预测计算 ,对CO2 nC10 H2 2 二元体系 ,PR粘度模型的总均误差为 7 2 % ,对注CO2 油气藏体系 ,PR粘度模型的总均误差为 12 5 9%。结果表明 ,PR粘度模型可用于预测注CO2 油藏体系的粘度 ,计算精度显著优于石油工程中常用的其他粘度模型     

油藏原油及其注CO_2体系粘度的研究

实验测定了油藏原油及其注ＣＯ２体系在油藏温度下的粘度数据５６点．建立了饱和液相粘度随ＣＯ２注入量间的变化关系．并应用ＬＶＩＳ粘度模型对实验体系在不同压力下的粘度进行了预测．     

影响CO2吞吐采油效果的若干因素研究

为了研究CO2吞吐的生产规律及其影响因素,进行了一系列室内实验.着重研究吞吐时机(水驱后CO2吞吐,自喷后CO2吞吐)、降压方式(一次降压,多级降压)、原油粘度(11.7,20,100,1 430,2 540mPa*s)及CO2注入量、井底流压等因素对产油量的影响.得到了实验条件下所研究的因素与周期产油量的关系曲线.研究认为增加CO2注入量或降低井底流压、一次降压能够提高产油量;对稀油油藏,水驱后CO2吞吐的周期采出程度可达2%～3%;对稠油则因其粘度的大小,换油率的大小不同而有差异,原油粘度增加吞吐效果变差.该研究对CO2吞吐现场应用的设计具有一定的参考价值.     

利用BP神经网络预测原油粘度

神经网络是一种抽象的数学模型,研究BP神经网络的特性并利用该网络预测原油粘度,建立了一个BP神经网络模型,最后利用MATLAB环境下的神经网络工具箱开发相应的程序。并最终将其用于原油粘度的预测。     

影响CO2吞吐采油效果的若干因素研究

为了研究 CO2 吞吐的生产规律及其影响因素 ,进行了一系列室内实验 .着重研究吞吐时机(水驱后 CO2 吞吐 ,自喷后 CO2 吞吐 )、降压方式 (一次降压 ,多级降压 )、原油粘度 ( 1 1 .7,2 0 ,1 0 0 ,1430 ,2 5 4 0 m Pa·s)及 CO2 注入量、井底流压等因素对产油量的影响 .得到了实验条件下所研究的因素与周期产油量的关系曲线 .研究认为增加 CO2 注入量或降低井底流压、一次降压能够提高产油量 ;对稀油油藏 ,水驱后 CO2 吞吐的周期采出程度可达 2 %～ 3% ;对稠油则因其粘度的大小 ,换油率的大小不同而有差异 ,原油粘度增加吞吐效果变差 .该研究对 CO2 吞吐现场应用的设计具有一定的参考价值     

中洛管道混合原油凝点和粘度的测量与计算

针对由于原油流向调整,中原油田—洛阳炼油厂输油管道（中洛管道）输送混合原油安全经济运行的需要,测试了进口原油与中原原油按不同比例混合后的流变参数,表明即使将混合比例调至4：1,混合原油的凝点仍高达14℃,不能实现全年常温输送。基于不同比例混合原油的物性,优选了混合原油凝点和粘度计算模型,与线性模型和刘天佑模型Ⅰ、Ⅱ相比,李闯文混合原油凝点预测模型的计算误差最小,其最大预测偏差仅1.5℃;在14种混合原油粘度预测模型中,Bingham修正模型Ⅱ的计算误差最小,其绝对平均预测偏差为6.6%,最大绝对预测偏差为22.1%。     

CO2在超稠油中的溶解特性实验

考察了CO2在不问含水率的超稠油油包水乳状液中的溶解度及不同溶解度下超稠油的体积系数、密度、粘度。结果表明：CO2在胜利油田郑411西区超桐油中的溶解度随压力的升高而增大,但远小于普通原油,超桐油的体积系数随溶解CO2量的增加而线性增加,密度却与之相反;饱和压力较低时温度越高超稠油溶解CO2的能力越弱,但饱和压力较高时与之相反;温度升高溶解CO2的超稠油体积系数略有增大,但密度有所减小;含水率升高超稠油溶解CO2的能力减弱,相同溶解度下超稠油体积系数减小而密度增大;超稠油溶解CO2后粘度急剧降低,且原油含水率越高CO2降粘效果越好。     

水、油接触过程中原油粘度变化的试验研究

应用高温、高压液体粘度装置 ,模拟了水、油接触时地层原油的轻烃组分向地层水中扩散而引起地层原油粘度的变化过程。测定了原油与模拟地层水多次接触后原油粘度与模拟地层水体积数的关系。试验结果表明 ,随着油、水接触轮次的增加 ,甲烷的含量呈下降趋势 ,乙烷和C3 以上组分呈上升趋势。原油粘度变化与油水接触时间有密切关系。随着油水接触时间的增加 ,油中的轻烃组分逐渐扩散到水中并达到平衡状态 ;随着浓度差的减小 ,扩散速度逐渐减慢。原油中轻烃组分溶于水并随地层水产出是导致原油粘度上升的主要原因。这一结果可为水驱油田开发中有效控制原油的粘度、增加水油流度比及提高水驱效率提供理论指导。     

数据驱动建立地层原油黏度计算新方法

针对海上勘探评价阶段稠油油田地层流体取样少或无取样的问题,通过对大量渤海地区已取样稠油流体数据统计,应用数据矩阵分析探寻影响地层原油黏度的主控因素及不同参数与地层原油黏度的关系,采用非线性回归建立地层原油黏度与其他参数之间关系的经验公式,同时建立不同参数条件的地层原油黏度与地面密度的取值图版。新经验公式计算的地层原油黏度与实测地层原油黏度平均误差5.6%,同时应用经验公式和原油黏度确定综合图版对某海上稠油流体性质进行分析,两种方法研究结果相当,说明新方法的可靠性。基于数据驱动建立的地层原油黏度公式和图版成果可解决海上稠油油田地层流体取样少或无取样的问题,为油田开发方案编制、开发方式选择、采收率预测、平台设施设计及原油输送提供重要参考依据。     

芽孢杆菌L-32发酵条件优化及提高原油采收率实验研究

经筛选得到了一株能以原油为碳源进行生长繁殖的菌株 ,初步鉴定为芽孢杆菌 (L 32 ) ,对其发酵条件进行了优化 ,确定出最佳的发酵条件 ,并确定了厌氧条件下以原油为碳源时的培养基成分。通过补加葡萄糖使其浓度保持在8g/L的方法可以提高菌体的浓度。实验结果表明 ,L 2 3可以以原油为碳源生长 ,并能在降低原油粘度的同时使原油培养基内水相的pH值下降。L 2 3能提高实验岩心的原油采收率 ,即在关井 96h后 ,L 2 3可使原油采收率提高 9.6 %左右。     

磁场对原油粘度作用的探讨

本文介绍一种自行设计的利用数字式超声波粘度计和x-y记录仪、热电偶等仪器组成的测定原油粘度与温度关系曲线的自动测量方法。测试了磁场作用下的原油粘温曲线和没有磁场作用时的原油粘温曲线,结果表明,在试验条件下磁场能降低原油的粘度。     

原油-水混合体系的黏度特性及预测方法研究进展

在原油开采、集输过程中,原油、水两相发生乳化形成乳状液,会改变油水体系的有效黏度,从而对多相流的流动特性产生显著影响。原油-水混合体系的黏度特性与原油乳状液的形成条件及分散状态直接相关。系统阐述了外部混合条件、原油物性、水相物性、乳状液液滴粒径及分布等因素对原油-水混合体系黏度特性影响的研究进展。准确计算原油-水混合体系的有效黏度是一个重要的工程问题,系统解释了原油-水混合体系黏度预测方法的研究进展,并总结了现有黏度预测模型。此外,对原油-水混合体系黏度特性及预测方法的下一步研究方向进行了分析和展望。     

二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油气水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘温特性进行了实验研究,测量了不同气油比条件下油气混合液的粘度,分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明,在相同压力下,原油及其混合液粘度与温度存在指数关系,原油粘度与压力基本呈线性关系。在同一温度下,油气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低;在达到泡点压力之后,随压力的升高而增大;油气混合液的粘度随气油比增加而减小;油气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。     

延长油田特低渗透浅层油藏注CO_2提高采收率技术研究

针对延长油田特低渗透浅层油藏储层物性差、破裂压力低、注水开发效果差等开发难点,为探讨注二氧化碳提高采收率的可行性,利用复配原油通过室内实验研究了地层条件下溶解不同含量CO2对原油高压物性的影响,并通过数值模拟技术对注气量、注入速度、注入方式、段塞大小及气液比等注气参数进行了优化.结果表明:CO2能很好地改善原油性质,CO2溶解能力强,能有效增加地层弹性能量,降低原油黏度;但是注气参数对最终采收率影响较大,气水交替注入方式优于连续注气开发,最优注气量为0.3PV,最佳注气速度为8 103m3/d.采用变气液比的方式开采,可以缩短投资回收期.该研究结果对延长油田特低渗油藏及类似油田的注气高效开发具有一定的指导作用.     

CO_2吞吐增油机理及矿场应用效果

对国内几个油田的原油样品进行了CO2 —原油体系的高压物性测定及室内CO2 吞吐实验 ,评价并分析了原油溶解CO2 后体积膨胀、黏度降低、油 /水界面张力降低 ,以及CO2 对原油萃取的作用、岩石润湿性的改变、酸化解堵作用、形成内部溶解气驱等增产机理 .根据矿场试验结果 ,分析了CO2 吞吐的增产潜力 ,将现场作业增油机理划分为解堵型和增能型两类 .第一类油层含油饱和度高 ,能量充足且渗透率较高 ,处理后日产量急增 ,有效期长 ;CO2 的主要作用是清除井底的各类污染 .第二类油层含油饱和度低 ,地层能量不充足或渗透率低 ,处理后日产量有所增加 ,但有效期相对较短 ;CO2 处理的主要作用是增加地层能量     

普通稠油降粘剂驱物理模拟和数值模拟

为实现普通稠油热采转化学驱,通过物理模拟实验和数值模拟方法研究了降粘剂驱提高稠油采收率的驱替机理。首先通过实验评价了降粘剂的性能参数,然后通过岩心驱替实验开展了降粘剂驱注入特征和驱油效果研究,通过微观可视化实验研究了降粘剂驱提高采收率的机理,最后对物理模拟实验结果进行了数值模拟和历史拟合。研究结果表明,稠油降粘剂驱过程中能够形成稳定的水包油乳状液,稠油驱替过程可划分三个阶段：启动压力突破阶段,压力快速下降阶段,压力低位运行阶段;降粘剂驱可以降低稠油启动压力梯度,减小驱替压力,实施降粘剂驱后采收率提高了12.4%,总采收率达到46.6%;降粘剂提高采收率的主要机理是降低原油粘度,减少残余油饱和度;采用非线性混合规则拟合实验结果,表征了原油粘度随降粘剂浓度的变化规律,可以应用于数值模拟计算,模拟结果和实验值拟合得较好;先导试验表明该技术能够降低水井注入压力,降水增油效果显著,试验区内油井全面见效。     

原油的核磁共振弛豫特性

地下原油的成分复杂,粘度变化范围很大,具有很宽的核磁共振（NMR）弛豫分布特性。研究原油的NMR弛豫特性随原油粘度、NMR仪器测量频率以及测量回波间隔(TE)等的不同而发生的变化,对利用NMR测井资料准确识别和评价油水层具有重要的指导意义。利用两种工作频率（2MHz和23MHz）的NMR谱分析仪器测量了不同粘度原油样品的NMR弛豫时间。结果表明：轻质油的纵向弛豫时间（T₁）和横向弛豫时间（T₂）近似相等,且在双对数坐标系下与原油粘度、粘度/温度的比值成反比关系;稠油的T₁大于T₂,其T₁/T₂比值随测量频率、粘度/温度比值的增加而增大;仪器测量频率对轻质油弛豫影响很小,而对稠油的弛豫影响较大;随测量回波间隔的增加,稠油的视横向弛豫时间增大,且幅度减小。     

辽河稀油区注CO2提高采收率潜力实验评价

在油田开发过程中,注水开采以后,注气是提高采收率的一种重要方法。CO₂混相和非混相驱提高采收率的效果与地层原油的性质密切相关。通过PVT分析和混相压力的测定,研究地层原油性质和注气后地层流体性质变化情况可为注气决策提供基本依据。分别选取了不同采油厂有代表性的5个区块,进行地层原油相态特征和注CO₂后流体相态特征研究和对比分析,测定其中的两个区块地层原油的最小混相压力,评价辽河油田稀油区的地层流体性质和预测注CO₂提高采收率潜力。结果表明:辽河稀油区注CO₂吞吐提高采收率有一定的潜力,但难以到达CO₂混相驱效果。