润湿性对低渗透油层采收率影响的实验研究

为了探索润湿性对低渗透油层采收率的影响,利用不同的化学处理液对人造及天然岩心进行处理后制备了润湿性不同的实验用岩心,并在室内进行了驱油实验.实验结果表明:对人造和天然低渗透岩心,接触角分别为67.17°和69.77°～72.60°(弱水湿)时水驱采收率最高;接触角分别为100.78°和81.68°～85.48°(中间润湿)时聚表二元驱(400 mg/L的聚合物+0.1%质量浓度的Bs13活性剂)提高采收率幅度最高.润湿性对低渗透岩心水驱采收率比对二元驱的影响大;不同渗透率岩心水驱采收率最大值所对应的接触角值有区别,润湿性对中高渗岩心水驱采收率影响大,对低渗岩心影响小.     

分子沉积膜驱剂对油藏矿物润湿性的影响

分子沉积膜驱油 (简称MD膜驱油 )是一种新的提高原油采收率技术 .为考察MD膜驱剂吸附对不同性质的矿物表面润湿性的影响 ,利用Washburn法分别研究了水和正庚烷在这些矿物上的润湿性变化 .结果表明 ,具有强亲水活性中心的表面吸附MD膜驱剂后 ,亲水性会减弱 ;亲水性较弱的表面吸附MD膜驱剂后 ,水润湿性变化不大 ;中间润湿性的表面吸附MD膜驱剂后 ,水润湿性增强 .MD膜驱剂处理前后不同矿物表面亲水性和亲油性的变化幅度不尽一致 ,说明研究油藏矿物表面MD膜润湿性时需同时考察亲水性和亲油性 .     

相对渗透率调节剂提高采收率优化控制条件研究

相对渗透率调节剂(relative permeability modifier,RPM)可以选择性降低油水相渗透率以提高注入水的波及系数;并改变岩石表面的润湿性,提高采收率。研究了一种阳离子聚合物型的相对渗透率调节剂,测定了RPM对表面润湿性以及油水相渗透率的影响。通过岩心驱油试验考察了不同油藏渗透率、地层润湿性、原油黏度、RPM注入时机、注入水注入速度等条件下RPM驱的驱油效果。实验结果表明,RPM可以将油湿的石英表面润湿性改变为弱水湿,且对水相渗透率降低程度更大;RPM驱适合渗透率大于50×10-3μm2地层;RPM在油湿岩心中具有更高的采收率增值;原油黏度在20 mPa·s时,采收率增值幅度最大;在相似的渗透率条件下,注入速度增大时,水驱采收率与最终采收率均增大;较早注入RPM有更好的最终采收率效果。     

分子膜驱提高原油采收率机理研究

分子膜驱是一种新型的纳米膜驱提高原油采收率技术。采用多种实验手段,通过大量实验研究表明,分子膜驱的驱油机理有别于传统的化学驱（聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱及其复合驱等油方法）。它是以水溶液为传递介质,膜剂分子依靠静电相互作用为成膜动力,膜剂有效分子沉积在呈负电性的岩石表面,形成纳米级超薄膜,改变了储层表面性质和与原油的相互作用状态,使得注入流体在冲刷孔隙过程中,原油易于剥落和流动而被驱替液驱替出来,达到提高采收率的目的。分子膜剂作用机理主要表现在吸附作用、润湿性改变、扩散作用、毛细管自吸作用等几个方面。     

有机聚阳离子分子膜驱油剂合成与驱油效果评价

通过环氧氯丙烷和二甲胺在过硫酸钾-亚硫酸钠引发体系引发下,在水溶液中按自由基和开环聚合同时进行的聚合方式合成了一种有机聚阳离子双季铵盐分子膜驱油剂,并进行了红外光谱和核磁共振分析.分析结果证明:产物为设计的有机聚阳离子分子膜驱油剂.通过微观岩心光刻模型分析了膜驱剂在驱替过程中的运移和分布规律.并结合河南油田双河北块II4-5层系天然岩心的驱替实验来评价膜驱剂的驱油效率.实验结果表明:最终采出程度达到59.19%,水驱后采收率提高了10.7%.证明合成的分子膜驱油剂能很好地提高原油采收率.     

基于DLVO理论的低矿化度水驱对岩石润湿性的影响

为明确润湿性改变机制的主控因素,基于胶体稳定性(DLVO)理论和扩散双电层理论,建立表征岩石-水膜-原油系统界面间相互作用的分离压力数学模型,从微观受力角度对水驱矿化度与离子价型等分离压力影响因素进行敏感性分析;结合Young-Laplace方程和相互作用势能理论,计算不同水驱矿化度与离子价型下的稳定水膜厚度和岩石润湿角。结果表明:水驱离子价型是影响岩石润湿性的主控因素,少量二价阳离子即可产生极负的分离压力,形成厚度为0.375 nm的较薄水膜,水相润湿角维持在约20°;采用一价阳离子水驱时,随着矿化度的降低,分离压力逐渐增大并产生较高的正峰值,形成厚度为5.334 nm的较厚水膜,岩石润湿性转变为完全水湿(水相润湿角为0°),原油最终脱离岩石表面;在油田注水开发过程中,采用一价阳离子的低矿化度水驱在提高采收率上具有更高的潜能。     

多倍水驱下岩心接触角变化

疏松砂岩在水驱开发过程中,由于水长期冲刷,有的油田驱油效率比初始预测的采收率还要高,而润湿性是影响多倍水驱后油水在岩石孔喉中的微观分布和决定着极限驱油效率的关键因素。但是油层岩石的润湿性很复杂,至今没有令人满意的方法来测量油藏岩石的润湿性,实验室中主要依靠接触角法、吊板法、阿莫特法、自动吸附法等。为了研究多倍水驱条件下水驱倍数和黏土含量对润湿性的影响水平,先进行多驱替倍数水驱油实验,并对不同黏土含量的人造岩心驱替不同倍数后分别切薄片,把薄片置于白油中用上海中晨数字技术公司生产JC2000D3的视频光学接触角测量仪采用座滴法测量不同薄片的接触角,这样即可知道水驱倍数及黏土含量分别对润湿性影响的规律。实验结果表明,多倍水驱下驱替倍数和黏土含量都会影响岩心的润湿性,多倍水驱后水滴在岩心薄片上接触角变小,黏土含量增加,接触角变化幅度增大。因此,长期多倍水驱后润湿性基本上从亲油状态向亲水状态转变,这对储层中油相的运移是有利的。     

自组单分子纳米膜提高驱油效率及微观机理研究

鉴于某些含阳离子基团的物质可通过静电吸附作用在带负电的硅质矿物表面上形成无润湿纳米膜,使油湿或水湿变为中间润湿或弱水湿,明显提高驱油效率.作者提出在注入水中加入一种含阳离子基团物质的塞段,该物质可在带负电荷的砂岩矿物表面形成可在后续水中脱附的自组单分子纳米膜,通过取代水膜和沥青膜除去各种形式的残油.室内试验表明,该法无论在水湿或油湿,高渗或超低渗储藏中均可获得良好的驱油效果.     

海相稠油油藏高倍数水驱岩心润湿性实验及微观机理

中国南海珠江口盆地海相砂岩强边底水稠油油藏,采用水平井、大液量和天然能量开发。由于水驱倍数高,储层经过强烈冲刷,储层润湿性发生改变,从而影响水驱渗流特征。目前关于高倍数水驱储层润湿性变化的研究集中于陆上稀油油藏,对于海相沉积的稠油油藏研究偏少,且微观机理解释不多。本文改进了常规润湿角实验规范和流程,首先利用不同黏度油样和地下岩样进行高倍数水驱实验,然后测定高倍数水驱后岩心润湿性,研究原油黏度和驱替速度对岩心润湿性变化影响。结合X-衍射定量分析、扫描电镜、稠油四组分含量测定实验结果和分子动力学模拟方法,从矿物成分变化和极性物质含量方面,分析了润湿性变化的微观机理。结果表明:原油黏度越大,高倍数水驱前油湿性越强,高倍数水驱后接触角变化的绝对值越大;当原油黏度为150 mPa·s时润湿性改变的潜力最大;水驱过程岩心黏土矿物含量的变化和岩心表面油膜的破坏是润湿性转变的重要因素。该成果对海相稠油油藏提高采收率具有指导意义。     

分子膜（MD）在岩石粉表面的吸附特征及提高采收率研究

分子膜驱油技术因其操作运用简单、不伤害储层、价格便宜等优点而成为提高油田采收率的重要方法之一。采用紫外分光光度计法研究了分子膜(MD)在陆梁油田白垩系呼图壁河组岩石粉上的静态吸附特征以及在模拟岩心中的动态吸附规律,采用Zetasizer2000研究了分子膜(MD)吸附在石英砂表面的Zeta电位变化;并进行了分子膜(MD)室内驱油实验研究。研究结果表明:1分子膜(MD)在岩石粉上12 h后吸附可达到平衡,吸附量受液固比、膜剂浓度影响,动态吸附特征曲线可分为3个阶段;2分子膜(MD)吸附在石英砂表面后会提高石英砂表面的Zeta电位,使石英砂表面呈电中性或弱正电性;3分子膜(MD)驱可降低注入压力及后续水驱注入压力,总体采收率在水驱的基础上再把采收率提高8%左右。     

安塞特低渗油田微生物驱油室内研究及先导试验

在室内对拟用微生物菌液开展了从油砂中脱油能力、改变岩石表面润湿性和原油性质研究,并用驱油实验研究了注入参数和驱油效果。研究表明脱油效率较高的菌液浓度是3%~5%,微生物改变岩石润湿能力比水快17%~28%,菌液驱的毛管阻力下降程度远比水驱时大,岩石变为亲水时,菌液驱时水指进减缓。提高采收率较佳的注入量是(0.3~0.45)PV。现场微生物驱实施后试验区已累计增产原油526.44 t。室内和现场试验表明安塞特低渗油田适合于微生物提高采收率。     

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     

不同润湿性条件下稠油热水驱微观驱油效果对比

尽管润湿性是储层物性的重要参数,对驱油效果也有显著影响,但关于润湿性对稠油热水驱微观驱油效果的影响却很少进行研究。创建并采用稠油热水驱微观驱油效果定量评价新方法——"解-合"(cutout-flattent image)法,分别从微观波及系数、微观驱油效率和微观采收率三个方面对水湿和油湿模型中不同温度下的稠油热水驱微观驱油效果进行定量评价和对比。实验数据表明,油湿利于提高微观波及系数,较高温度下水湿利于提高微观驱油效率;较低温度下微观波及系数大于微观驱油效率对微观采收率的贡献,而较高温度下微观驱油效率的贡献较大。润湿性对微观采收率的影响不如温度显著,且受温度影响,但随着温度升高影响减小。     

阳离子/非离子复合表面活性剂改变油湿性砂岩表面润湿性机制

通过表面张力、接触角及Zeta电位测量首次研究并提出阳离子/非离子复合表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)/辛基苯聚氧乙烯醚(TX-100)改变油湿性砂岩表面润湿性的吸附模型及机制。结果表明:阳离子/非离子复合表面活性剂CTAB/TX-100改变油湿性砂岩表面润湿性的效果比单一阳离子表面活性剂CTAB及非离子表面活性剂TX-100的效果更显著;CTAB与TX-100间存在良好的协同效应,CTAB分子预先吸附在油湿性砂岩表面充当锚粒子,TX-100分子通过疏水作用与其形成聚集体,从而提高了TX-100及CTAB在油湿性砂岩表面的吸附量;TX-100的存在也提高了CTAB与油湿性砂岩表面羧酸类物质形成离子对的能力,并使离子对的解吸附能力增强,因此改变油湿性砂岩表面润湿性的效果更显著。     

泡沫油衰竭开采后续水驱提高采收率实验研究

通过物理模拟实验研究转驱压力和水驱速度对泡沫油衰竭开采后续水驱开发效果的影响,考察泡沫油水驱机制。结果表明:泡沫油流阶段是稠油溶解气驱过程中的主要产油阶段,在这一阶段的采出程度占最终一次采收率的90.91%;衰竭开采后续水驱中,溶解气驱采收率随转驱压力的降低而逐渐增大,水驱采收率随转驱压力的降低而呈阶梯式规律逐渐减小,总采收率在拟泡点压力3.1 MPa附近的开发效果最好,可达35.71%;转驱压力可能通过影响泡沫油流中油气两相在孔隙介质中的分布影响水驱稳定性,并且这种影响在高含水期前较为明显,对高含水期影响较小;水的渗吸作用是水湿性多孔介质中见水后水驱泡沫油的主要动力,水驱速度越小,渗吸作用相对越强,水驱采收率越高,水驱速度由2.5降为0.01 mL/min时水驱采收率可提高13.11%。     

季铵盐型表面活性剂的驱油机理研究

研究了季铵盐型表面活性剂的驱油机理:表面张力和界面张力、表面润湿性、表面电性。认为在用季铵盐型表面活性剂驱油时,存在低界面张力机理,润湿反转机理和表面电性反转机理。在驱油剂浓度达到600 mg•L-1时,采收率可提高5%~6%。可以推测,具有吸附性的阳离子表面活性剂都可有这几种驱油机理,并具有一定的驱油潜力。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

长6油层表面活性剂驱油效果研究

针对长6油层组地质条件及储层物性,通过室内模拟实验,研究了长庆2号表面活性剂对驱油效果的影响,使用不同渗透率的天然岩心进行水驱后表面活性剂驱油实验,分析了驱替过程中的压力、采收率及含水率的变化规律。结果表明:水驱后采用表面活性剂驱可以有效地提高原油采收率,平均提高采收率8个百分点左右。     

聚合物驱后提高采收率方式实验研究

结合孤岛油田注聚区块地层情况,优选出了适于聚合物驱后进一步提高采收率的驱油剂─—阳离子聚合物,研究了其驱油机理、在均质岩心中的驱油效果、均质岩心聚合物驱后水驱不同倍数时的驱油效果;研究了非均质地层聚合物驱后进行调剖或不调剖的驱油效果,并与具有超低界面张力的驱油剂的驱油效果进行了对比.研究表明,聚驱后注入的阳离子聚合物通过吸附、絮凝等作用可使后续水驱波及体积进一步增加,聚驱后转水驱阶段越早注入阳离子聚合物其驱油效果越好,非均质地层聚驱后对高渗层进行适当的封堵再注入阳离子聚合物可较大幅度地提高采收率.     

低渗致密油藏适度温和注水技术研究与矿场实践

为解决低渗致密油藏注水过程中,水相沿着裂缝水窜水淹、基质原油难采出、水驱采收率低等技术难题,以鄂尔多斯盆地延长组长₆储层为研究对象,开展驱替速度对水驱采收率影响的驱替实验并进行核磁测试分析,建立考虑毛管力的非稳态油-水两相水驱前缘推进数学模型,形成适度温和注水强度优化图版。结果表明,水驱油过程存在最佳驱替速度使得水驱采收率最大,实验中最佳驱替速度为0.06~0.08 mL/min。以延长油田ZC区块为例,调整注水强度为0.85~1.20 m³/（d·m）,采油泵沉没度控制在100~150 m,技术应用后水驱采收率从20%提高到24%。适度温和注水技术对低渗致密油藏提高采收率效果显著,研究成果为类似油藏高效注水开发提供了借鉴。