二元复合驱孔隙动用规律核磁共振实验研究

利用取自大庆油田高台子区块的中-高孔、中渗储层岩心,通过核磁共振定量分析岩心聚合物、表面活性剂(SP)二元复合驱后大、中、小孔隙的采出程度、剩余油饱和度等。结果表明,水驱后二元复合驱主要动用中、小孔隙剩余油,其中中等孔隙驱油效率提高最大;二元驱后剩余油主要分布在中等孔隙中,中等孔隙是剩余油挖潜的重点方向;对于高台子储层,适当提高二元体系聚合物浓度可以提高孔隙驱油效率,提高采收率。     

超低渗油藏超临界CO2驱油特征及原油动用能力

为明确超临界CO_2驱替特征,结合核磁共振技术对比了超低渗透油藏超临界CO_2非混相、混相驱及水驱对储层孔隙原油动用效果,明确了长庆超低渗油藏岩心内原油分布特征,对比了不同注入介质对不同孔喉内原油采出程度的贡献程度。结果表明:超临界CO_2混相及非混相驱的见气阶段是采出程度迅速增加阶段,气窜后驱油效率大幅降低,对比了不同驱替方式采出程度,油藏条件下水驱主要动用大、中孔隙;CO_2非混相驱主要提高中、小孔的采出程度;水驱及非混相驱均无法动用小于0.1μm的微孔内原油;而CO_2混相驱对小、微孔提升较大,在混相气驱后,大、中孔隙动用程度接近100%,小孔和微孔分别达到34%和10%。混相气驱效果最佳,其次为非混相驱与高压水驱,低压水驱对原油动用能力较差。研究为超低渗油藏驱油方式的选择提供了理论依据。     

核磁共振研究聚合物微球调驱微观渗流机理

利用核磁共振研究聚合物微球调驱渗流机理,设计了不同粒径微球的注入实验,从微观角度分析了聚合物微球的驱油效果与驱油机理.对驱替后岩心不同直径孔隙内的流体分布进行了研究,得到了水驱、聚合物微球驱、后续水驱阶段驱出油的孔径范围以及剩余油分布.实验结果表明,聚合物微球调驱能够有效动用岩心中不同孔径中剩余油.不同尺寸聚合物微球对岩心的适应性不同,微米级微球主要适用于高渗岩心,纳米级微球主要适用于低渗岩心.     

室内注二氧化碳微观驱油机理研究

通过大庆外围特低渗透储层岩芯一维物理模拟实验,研究注水、注气、注水转注气这3 种方式的驱油微观机 理,对现场注水转注CO2 提出可参考性建议。实验中主要利用了CO2 的萃取、降黏等特点,与水驱相比,CO2 驱驱油 效率更高,增油效果明显。实验表明：对于低渗透储层,注水开发效果最差,约为40%;不同注水时机转气驱效果均好 于水驱,而且注水时机越早采出程度越高,在10% ～20% 含水率转注气能有较好的经济效益;注气驱采出程度最好且 采出程度都能达到67% 左右。通过核磁信号测量,对比不同开发方式的剩余油分布可以得出,水驱和气驱动用的主要 都是大孔隙中的油,而水驱转气驱由于CO2 的波及范围更广,能对小孔隙中的部分原油进行动用。     

基于三维网络模型的聚合物驱后微观剩余油研究

摘要：利用三维网络模型模拟了饱和油、水驱和聚驱三个驱替过程,研究了聚驱后的微观剩余油分布状态,分析了孔隙半径、配位数、形状因子、润湿性等孔隙结构参数对聚驱后剩余油分布的影响。结果表明：随着孔隙半径、配位数、形状因子的增大,聚驱后剩余油百分含量降低;水湿油层的聚驱采收率高于油湿油层的聚驱采收率。 关键词：网络模型;聚合物驱;剩余油;微观分布     

化学驱微观机理及体系优选实验研究*

通过微观仿真刻蚀模型,结合河南油田某区块的孔隙结构,在水驱基础上进行表活剂驱、聚合物驱、聚合物/表活剂二元驱。分析研究了每种驱替体系对水驱产生的盲端、膜状、吸附、簇(柱)状、孤岛状的启动机理,同时量化三种化学体系对各类剩余油在模型中的驱替效率。实验结果表明,盲端剩余油适合高黏聚合物体系,针对不同形状盲端不同界面张力的体系作用效果不同;孤岛状剩余油适合高黏体系,界面张力对其影响不大;吸附状剩余油适合聚合物体系的黏度为(10~20)m Pa·s,且降低体系界面张力有利于启动此类型残余油,但在模型中多会形成此类残余油;膜状剩余油在低黏度聚合物体系下即可以很好启动,适宜体系界面张力数量级在10-1~10-2之间;化学驱启动剩余油,后续油启动运移过程中易形成小径簇状油,其含量在剩余油中占的饱和度较大。     

微观剩余油仿真实验研究

针对仿真孔隙模型、人造砂岩模型和砂岩微观孔隙模型,通过模拟实验对微观剩余油分布进行了综合研究,探讨了水驱油微观机理,归纳出水驱后剩余油的分布规律,研究了活性水以及聚合物驱后的剩余油分布规律。研究认为：仿真孔隙模型是根据孔喉网络结构通过光化学刻蚀的方法制作而成,可视性强;人造砂岩模型具有真实砂岩储层介质的条件,可重复使用;砂岩微观孔隙模型保留了砂岩的原始孔隙结构,也保存了大部分胶结物和填隙物,具有真实性。     

特/超低渗透油藏不同气驱方式物理模拟

 选取大庆外围特/超低渗透储层岩心进行物理模拟实验,结合核磁共振,通过注水转注气、CO₂混相驱、CO₂非混相驱和周期注气4 种驱替方式,研究不同渗透率级别岩心的驱油效率和剩余油分布,以此对大庆现场注CO₂先导实验区开发提供参考意见。结果表明,在相同条件下,常规注水开发的效果最差,但转注气后能有较大的提升;对于特低渗岩心,周期注气的驱油效率最高;对于超低渗岩心,注水转注气的效果高于其他3 种方式。剩余油分布研究表明,注水转注气、CO₂混相驱和CO₂非混相驱3 种方式动用的主要是大-中孔隙中的油,对于黏土微孔隙中的原油很难进行动用,但是通过周期注气过程中的停注时间,在毛管力和弹性能的作用下,微孔隙中的原油向中-大孔隙中流动,从而增加小孔隙中难动用的原油的动用程度。     

水驱油孔隙动用规律的核磁共振实验研究

通常采用室内岩心分析来进行水驱油研究,但是常规方法无法给出水驱油过程岩石不同大小孔隙的动用情况.借助于核磁共振T2弛豫谱技术,将含油孔隙区间划分为弛豫时间小于10ms、10~100ms、大于100ms三个孔径区间,对长庆油田地区5块岩心样品进行了水驱油后不同大小孔隙动用规律的实验研究.实验结果表明,5块岩样水驱油剩余油主要存在于弛豫时间小于10ms的小孔隙和10~100ms的中等孔隙中,大于100ms的大孔隙内剩余油含量很小.提高水驱油压力梯度后,增采油量主要来自10~100ms的中等孔隙和大于100ms的大孔隙,小于10ms的小孔隙增采油量很小.     

应用核磁共振技术评价水驱开发效果

 通常的室内岩心分析不能给出岩心水驱油过程中油的动用特征及剩余油的分布情况,借助核磁共振T₂谱技术能够直观地观察到岩心经水驱后不同孔隙中油的动用规律及剩余油分布特征.对3类不同渗透率级别的岩心样品进行水驱油实验,并借助核磁共振T₂谱技术对其渗流机制进行分析,评价水驱后的采出程度.结果表明,对于低渗透、特低渗透的岩心,驱替过程中,大、中孔隙中的油优先被驱替出来,见水时水驱采出程度已较高,见水后可通过增大驱替压力进一步提高采出率,故此类油藏适合注水开发且效果较好.但驱替压力过高也会改变孔隙中剩余油的分布,将部分油挤进更小的孔隙中,很难再被开采出来.驱替结束后所有尺度的孔隙中都有残余油分布,即使大孔隙,T₂谱显示也有部分剩余油存在.对于超低渗透岩心,水驱过程中压力较高且见水时水驱采出程度很低,故此类油藏注水开发效果较差,需通过酸化、压裂等技术改善储层物性,或寻找其他途径有效开发.     

微生物提高采收率微观机制

在模拟油藏条件下,利用微观仿真平板模型和分支盲孔模型,对水驱、微生物驱油过程中剩余油形态及流动现象进行显微观察和分析,研究微生物驱油和置换盲孔内剩余油的微观机制;利用动态扩张黏弹性流变试验,定量考察菌体本身及生物表面活性物质对油水界面膜的作用及对原油流动能力的改善作用.结果表明:微生物通过降解原油和代谢产生生物气体、生物表面活性物质等改变剩余油形态及分布;微生物驱具有气驱、气液界面滑动和剥离油膜等微观驱油方式;生物气能够在生物活性物质的辅助作用下,进入水驱、聚驱、气驱都无法波及的盲孔,置换出其中的剩余油;微生物菌体本身具有界面活性,能与代谢活性产物共同降低油水界面膜强度,提高原油流动能力.     

致密油储层CO2驱核磁共振实验研究

针对致密油储层动用困难问题本研究以CO_2为注入介质,对致密油注气开发效果进行评价,并借助核磁共振技术,从微观角度阐述了致密油储层注CO_2的驱替特征。实验结果表明,CO_2驱可以有效启动赋存在致密孔隙中的原油,非混相压力下(10 MPa),CO_2突破快,小孔隙中原油未动用,驱替后原油饱和度分布不均匀,驱替效率低;而在混相压力之上(24 MPa),CO_2突破明显变慢,驱替后原油饱和度均匀下降,大小孔隙中的原油均被启动,采出程度较高。此外从采出原油组成可以看出,高压下CO_2抽提作用非常明显,原油组分以C7~C29为主,几乎不合C30+组分,这表明CO_2会导致原油中重质组分在孔隙中沉积。     

孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差.以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制.结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率.     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明,宏观影响因素主要有7种,其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差,易于形成剩余油;小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集,且向上驱油对油井生产有利;靠近断层的地带封闭性好,剩余油相对富集;注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差,剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成,其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中,宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用,它们决定油层孔喉结构及润湿性,提供水驱油动力,控制水驱油过程,影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

弱碱三元驱后剩余油定量分析

三元驱后地层中仍存在大量剩余油,明确剩余油类型及数量对进一步提高采收率具有重要意义。利用电子计算机断层扫描(computed tomograph,CT)及图像分析软件定量分析了水驱后、弱碱三元驱后不同渗透率岩心中各种类型的微观剩余油。结果表明:水驱后剩余油主要类型为簇状、柱状、盲端状;弱碱三元驱对水驱后各类剩余油均有不同程度的驱替作用,对簇状剩余油驱替效果最好;盲端状剩余油饱和度在三元驱后有小幅度升高。弱碱三元驱后剩余油形态与水驱后一致,簇状剩余油占比最高,需要进一步动用该类剩余油以提高采收率;     

基于离心法的油驱水和水驱油核磁共振分析

为了研究流体可动用性和评价水驱开发效果,通过高速离心的方法,对3类不同渗透率级别的岩样进行油驱水和水驱油实验,并借助核磁共振技术对2种驱替过程进行分析.分析得出,15块岩样可动流体T2截止值分布在8.03～41.06 ms,平均31.55 ms,可动流体饱和度分布在51.21%～75.92%,平均为68.19%.结合油驱水离心实验和核磁共振技术可以较好地评价流体可动用性.15块岩样水驱采出程度分布为39.23%～72.09%,平均为57.08%,证明了利用离心法进行水驱油是可行的,结合水驱油离心实验和核磁共振技术可以较好地分析水驱油孔隙动用规律和评价水驱开发效果.     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明，宏观影响因素主要有7种，其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差，易于形成剩余油；小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集，且向上驱油对油井生产有利；靠近断层的地带封闭性好，剩余油相对富集；注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差，剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成，其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中，宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用，它们决定油层孔喉结构及润湿性，提供水驱油动力，控制水驱油过程，影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

缝洞型油藏注水驱油可视化物理模拟研究

采用可视化物理模拟方法直观研究了缝洞油藏的注水驱油机理,考察了不同注入流体、注入方向、注入角度等多方面因素对注水效果的影响,直观了解了缝洞油藏注水驱油前后的油水分布,并进行了注气提高采收率实验。结果表明:缝洞位置对水驱效果产生明显的影响;重力分异在缝洞模型中具有重要的作用;对于缝洞型油藏,剩余油的形成和分布主要受缝洞通道不规则性和重力捕集的影响,水驱后剩余油主要分布在上部溶洞和下部溶洞顶部难以驱替的"阁楼空间"内,这部分剩余油也是注气驱替的主要驱替空间;实验发现,水驱油过程中一旦形成水流通道,孔洞中的剩余油就难以被驱替,改变注水方式或注入介质(如注气)等,有可能进一步驱替孔洞中的剩余油,提高采出程度。后续注气实验证明通过改变注气方式可以明显驱出"阁楼空间"中的剩余油。     

聚合物驱油合理溶液粘度预测

以聚合物驱油机理为基础,分析了聚合物驱油过程中影响聚合物驱油效果的主要因素,确定了水驱及聚合物驱油过程中流度的变化,利用油藏介质基本特性的分布规律研究聚合物驱油改善油藏垂向驱替效果及程度,对驱替效果进行必要的评价和分析,为聚合物驱油合理粘度的选择和效果评价提供了理论基础和实际分析方法.     

多种驱替方式后储层物性及剩余油变化规律研究——以GD油田中一区Ng3单元11-检11井区为例

目前GD油田中一区Ng3单元11-检11井区经历了水驱、聚合物驱、后续水驱及非均相复合驱等多种驱替方式开发。探索多种驱替方式后的储层物性及剩余油分布变化规律对高含水期油藏进一步挖潜,特别是GD油田中一区Ng3单元的进一步稳产、增产具有重要意义。以中一区Ng3单元中11-检11井区为研究对象,综合利用密闭取芯井及开发动态资料,对注水、注聚及非均相复合驱等多种驱替方式后的油藏物性变化规律及剩余油分布进行了研究。结果表明,与聚合物驱前相比,聚合物驱后的储层非均质性得到了一定改善;对正韵律储层,聚合物驱后底部层位储层非均质性在聚合物驱后进一步增强,而其他部分层位的储层非均质性减弱;对于复合正韵律储层,分段水洗明显,各韵律段中下部水洗较强,各韵律段上部水洗弱、剩余油富集。非均相复合驱前后的储层孔隙度分布变化差异小,但非均相复合驱后储层的非均质性变强。该研究对GD油田中一区及类似油藏的开发具有重要意义。