拟合恒压驱替实验数据计算相对渗透率方法研究

针对利用恒压驱替实验数据解析计算油水相对渗透率过程中数据拟合难度大的问题，首次借鉴Sarma和Bentsen拟合恒速驱替实验数据计算油水相对渗透率中使用的多元回归通式，经变形后用来处理恒压驱替实验数据．研究结果表明，用这种方法来拟合实验数据不仅可以满足实验规律，而且可以提高实验数据的回归质量，从而为准确测定油水相对渗透率提供可靠的基础．     

致密储层弹性采收率规律及影响因素研究

新疆吉木萨尔盆地芦草沟组致密储层埋藏深、压力系数高,属于异常高压油藏,地层具有较高的弹性能量,弹性开采潜力大。由于该储层开发较晚,弹性采收率规律及其影响因素资料十分匮乏,因此有必要进行深入的研究。 文章采用室内岩心衰竭模拟的实验方法,对该地区的天然岩心进行研究,结果表明：随着时间的变化,压力变化分为以指数形式高速递减和近似线性低速递减两个区;井底压力越小,压力和流量的降落速度越块,压力梯度变化率和采出程度越大。弹性采收率与井底压力呈二项式变化关系,最终采收率在3%~15%之间;随着渗透率的增大,弹性采收率呈指数形式增加,孔隙度越大,弹性采收率越大。通过研究,对该地区弹性采收率规律及影响因素有了一定的认识,为该致密储层弹性开采时,制定合理的开发方案、确定生产压差及采取合理的措施改善储层渗透率以提高弹性采收率提供了理论支持。     

致密油岩心渗吸机理及表面活性剂提高采收率实验

目前随着三塘湖油田致密油注水吞吐轮次的增加,油水置换效率急剧降低。为研究合适的表面活性剂,提高致密油渗吸采收率,通过采用核磁共振技术,并发明定量测量黏附油的渗吸实验装置,研究致密油岩心渗吸机理及表面活性剂吐温20、吐温80和仲烷基磺酸钠+椰子油二乙醇酰胺(WLW)溶液对致密油渗吸采收率的影响。结果表明:过渡孔喉中的渗吸滞留和岩石表面黏附油产生的原因是随着渗吸的进行毛管动力减弱,无法克服流动阻力;分散乳化油滴、降低界面张力、改善润湿性、降低黏附功降低因子,可以降低流动阻力、提高渗吸动力或者提高渗吸的毛细管动力与阻力差值,提高油水置换效率,实现表面活性剂提高渗吸采收率的目的。研究结果为采用表面活性剂提高渗吸采收率的深入研究及致密油藏的高效开发提供了理论参考。     

油田长期停产渗流规律及开发特征研究

针对油田停产后地下流体如何运移分布、地层能量如何恢复、产能如何变化等问题开展油田停产后油水渗流规律及地层能量恢复程度等研究。研究中综合利用了物理实验模拟、数值模拟及油藏工程等多项方法。研究表明,油田停产期间仍存在微观油水运移,油水重新分布,油藏压力逐渐回升,地层能量逐步恢复。因此油田经过较长时间的停产后,单井产能呈先升高后降低,含水先降低后上升的特征。研究结果对长期大范围停产油田的渗流机理和开发规律认识有一定的借鉴意义。     

基于激光法的含气高含蜡原油熔蜡规律

为获得高含蜡原油溶蜡规律,同时进一步探索含气原油溶蜡特征,采用了显微观测法和激光法进行实验。首先通过显微观测法获得了升温过程中蜡晶变化特征;其次采用激光法对脱气原油进行了测试并与显微观测法进行对比联系,验证了激光法的可靠性;最后采用基于Beer-Lambert定律的激光衰减曲线获得了含气原油溶蜡点以及升温过程中蜡含量、平均等积圆平均直径和颗粒宽度系数等参数的变化特征。实验结果表明:脱气原油蜡晶升温溶解过程以凝固点为界可划分为慢速和快速两个溶解阶段;原油溶蜡特征与不同碳数的正链烷烃熔点有着密切联系,质量累积计分数曲线上97%所对应的烷烃熔点接近或高于实测原油溶蜡点,质量累积计分数曲线相近的原油溶蜡点相同;含气原油凝固点比地面条件下脱气原油低约7℃,溶蜡点低约2. 5℃,并且凝固点后含蜡量以平均0. 15%/℃的快速下降,后稳定在0. 076～0. 087%/℃。该研究可以预估和评价不同温度、压力下原油黏度以及清蜡速率,避免保守设计带来的经济损失。     

加压时间对储层岩心渗透率的影响

目前储层应力敏感性研究仅限于有效覆压对渗透率的影响,忽略了加压时间对岩石变形的作用.在高压孔渗仪上用拟三轴岩心夹持器和天然岩心,考察了加压时间对岩石渗透率的影响,提出并计算了单位覆压下渗透率绝对变化速率和相对变化速率.结果表明,岩石变形或渗透率变化与时间有关,渗透率随加压时间的延长而降低.在加压初期渗透率变化幅度较大,随着时间的延长,渗透率变化逐渐变缓;幂函数在总体趋势上能拟合渗透率随时间的变化,其拟合误差在工程应用的合理范围内;基础渗透率大于4.6×10-3 μm2的岩心,渗透率下降主要发生在4 h内;渗透率绝对变化速率随时间的延长而降低;渗透率绝对变化速率和相对变化速率与岩石物性有关,岩心基础渗透率越高,渗透率绝对变化速率越大,相对变化速率越小.渗透率相对变化速率的建立,为储层应力敏感性评价提供了一个新的定量参数.     

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     

超稠油掺稀油开采实验及数值模拟研究

蒸汽吞吐是增加稠油产量的一种经济而有效的方法，但该方法存在热损失大等问题，使注汽效果达不到预期的目的。采用在注蒸汽过程中向地层掺入稀油的方法来降低地层稠油的粘度，实验研究了超稠油掺稀油后粘度的变化，并按非线性混合方法计算了稠油与稀油混合后的粘度。通过数值模拟，考察了掺稀油的注入量、注入方式、注入时机、注稀油后的生产时间等参数对开发效果的影响。结果表明，在掺稀油开发超稠油的过程中，焖井结束后可适当延长生产时间，以增加周期产油量；掺稀油的最佳注入时机应选在第3或第4周期开始；周期注入稀油的量为10-15m^3，在此范围内，换油率较大；稀油的注入方式按2-3个段塞注入比较合适。注汽过程中掺稀油的方法可在很大程度上改善超稠油的开发效果。     

基于多层次模糊综合评价的剩余油分布研究方法

大庆油田杏六区油藏经过43 a 的注水开发,现已进入高含水开发后期,总体采出程度高,水淹严重,地下油水 关系复杂,亟需对剩余油分布进行精细研究。在对影响剩余油分布的地质因素和开发因素综合分析的基础上,结合杏 六区油藏的动静态资料,筛选出4 个地质因素、5 个开发因素共计9 个动静态因素构成剩余油潜力评价因素集。依据 二次加密后取芯井资料和各小层水洗资料,对各因素进行层次划分和权重统计,运用多层次模糊综合评价法研究剩余 油分布。将最终计算出的S2 7 小层各单井点剩余油概率评价结果绘制成剩余油平面分布概率图,并与数值模拟结果 和现场取芯分析结果对比,单层剩余油识别符合率达到86.7%。该方法能够精确预测剩余油分布,具有较高的实用性 和可靠性,为类似油藏的剩余油分布研究提供了依据。     

CO2对原油的抽提及其对原油黏度的影响

采用高压PVT(压力-体积-温度)试验装置,模拟3种不同性质的原油油样非混相驱时CO2-原油的接触过程,重点考察CO2对原油的抽提作用以及CO2抽提后剩余原油的物性,测定抽提过程中进入气相的轻质组分的体积(抽提油量)、残余油黏度及组成.试验结果表明:CO2优先抽提原油中的轻质组分,原油越轻,CO2的抽提油量越大;抽提后残余油黏度普遍提高,残余油样黏度是原油黏度的1.1～2.0倍,且温度越低,黏度比越大;提高注入压力或降低CO2注入量可防止油气性质差异变大.研究认为,抽提作用对重质原油的黏度影响较大,导致CO2抽提后残余油的采出难度加大,建议CO2驱油技术应优先应用在轻质油藏.