低渗透油藏渗流物理特征的几点新认识

对于低渗透油藏,油水界面张力、岩石润湿性和孔喉比是影响产量和采收率的重要因素,而润湿指数和润湿角通过毛管数与驱油效率有直接的定量关系。该文提出了一个关联着界面张力、润湿性和孔喉比的修正毛管数概念,建立了基于Amott润湿指数与USBM指数的润湿角表征方法,继而推导出低渗透储层毛管数表达式,并通过岩心实验确定出其与残余油饱和度的关系。以此为基础给出不同界面张力与润湿情况下的相对渗透率曲线、驱油效率和注入能力的计算公式,揭示了各种油藏物理参数之间的关联性,为优化低渗透油层化学驱改变界面张力、润湿性控制参数,进而为提高驱油效率和采收率提供了理论依据。     

部分水解聚丙烯酰胺共混体溶液的黏性和弹性研究

实验研究了大庆工业品HPAM聚合物三元共混体溶液的黏性和弹性。用0.241%NaCl盐水配制溶液,以1.0 g/kg溶液45℃、7.34 s-1黏度表征溶液黏性,以45℃储能模量-频率关系和拉伸细丝直径-时间关系表征溶液弹性。共混聚合物的平均相对分子质量m由工业品聚合物的η按质量权重平均法计算。由η在5.0×106-3.8×107、HD=23%的8种聚合物混配的m=2.5×107的6个三元共混聚合物,[η]和溶液黏度均低于η=2.5×107的单一聚合物,其中低η聚合物组分含量高时[η]和黏度更低,但除了[η]和黏度最低的2个共混体外,溶液弹性均高于单一聚合物。由η为1.5×107、2.8×107、3.3×107的3种聚合物混配的m=2.8×107的5个共混聚合物,[η]和黏度与η=2.8×107的单一聚合物相当,弹性则在不同程度上得到改善。由此得到结论:在等基础上与单一聚合物相比,工业品聚合物共混体在聚合物η和混配比例适当时,其增黏性能不降低而溶液弹性提高。图5表2参8。     

部分水解聚丙烯酰胺对α-烯烃磺酸钠泡沫性能的影响

选择油田广泛使用的表面活性剂α-烯烃磺酸钠作为发泡剂,系统研究了部分水解聚丙烯酰胺对α-烯烃磺酸钠的发泡性能和泡沫稳定性的影响.部分水解聚丙烯酰胺加入α-烯烃磺酸钠溶液中,在提高体系黏度的同时,使体系的表面张力略有增加.用气流法评价二元体系的泡沫性能发现存在最佳的表面活性剂浓度,α-烯烃磺酸钠的最佳浓度在1 000 mg/kg左右,此时产生的泡沫体积和泡沫稳定性最大.在最佳表面活性剂浓度下,少量部分水解聚丙烯酰胺的加入可以明显提高α-烯烃磺酸钠泡沫的稳定性,泡沫性能的增效作用最好.虽然黏度较大体系的泡沫稳定性较好,但是用罗氏泡沫仪评价时该体系的发泡能力降低,产生的泡沫较大且不均匀.部分水解聚丙烯酰胺仅是通过增大体系黏度来提高泡沫的稳定性,体系黏度相同时,部分水解聚丙烯酰胺的相对分子质量对α-烯烃磺酸钠的泡沫性能没有明显的影响.图7参11     

超低界面张力泡沫驱油方案的优化

超低界面张力泡沫体系配方中气液比对泡沫驱采收率的影响最大,其次是聚合物浓度.优选的泡沫体系配方为表面活性剂浓度0.3%,聚合物浓度2 000 mg/L,气液比为3:1.气体和二元液混合注入的压力升幅最大,耗时最短,泡沫驱采收率也较高.气体、表面活性剂与聚合物三种物质完全分开交替分段塞注入时压力升幅最小,耗时最长,采收率最小;气体与二元液交替注入时的压力和采收率居中.结合现场实施工艺,优选气体与二元液交替注入的方式,交替周期越短,泡沫驱采收率越高.     

基于扩展毛管数理论的化学驱相渗曲线研究

为了体现润湿性和孔隙结构对表活剂驱渗流特征的影响,在传统毛管数理论的基础上,通过物理模拟与数学处理相结合,提出了低渗透油藏包含润湿性和孔隙结构特征的扩展毛管数理论模型,并通过试验获得了不同低渗岩心对应的扩展毛管数与残余油饱和度,绘制了两者之间的关系图版,据此建立了基于扩展毛管数的相渗曲线非线性处理方法,并进行了油藏工程应用。研究表明,扩展毛管数理论能够体现出低渗透油藏中润湿性和孔隙结构的影响,而低渗透油藏化学驱油需要降低界面张力和改变储层润湿性的共同作用。扩展毛管数与残余油饱和度具有非线性递减函数关系,并只有当其超过临界值时,残余油饱和度才会随其增加而大幅度地下降。基于扩展毛管数的残余油饱和度非线性表征方法,与实验计算结果吻合很好。低渗透油藏化学驱相渗曲线处理新方法能够体现润湿性的影响和表活剂体系的驱替特征,为低渗透油藏化学驱油藏工程和数值模拟研究提供了依据。     

稠油乳化黏度测量曲线与乳液特性的关系

稠油化学驱过程中降黏剂浓度对稠油乳化影响明显,通过测量不同浓度降黏剂的稠油乳状液黏度-时间曲线,以黏度、降黏率为指标分析了黏度曲线与乳液特性的关系。结果表明,当降黏剂的浓度远大于临界乳化浓度时,形成稳定O/W乳状液,黏度低、降黏率大于95%。当降黏剂的浓度大于临界乳化浓度时,形成O/W乳状液,而后随着表面活性剂向油相的迁移,油滴聚并、分层。当降黏剂的浓度与临界乳化浓度相当时,乳状液油O/W转化为W/O,黏度大幅度提高。当降黏剂的浓度小于临界乳化浓度时,只能形成W/O乳状液。     

盐度对交联聚合物溶液性质的影响

采用核孔膜过滤和动态光散射手段，研究了盐度对部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)与柠檬酸铝(AlCit)交联反应过程的影响以及所形成的交联聚合物溶液线团(LPC)的大小。结果表明，HPAM与AlCit反应所形成的交联聚合物线团对1．2μm核孔膜的封堵程度与其反应时间有关。随着NaCl含量的增加，交联聚合物溶液(LPS)对1．2μm核孔膜的封堵程度先增加后下降，且存在一最佳值。HPAM与AlCit交联后形成的交联聚合物线团尺寸比相同条件下形成的HPAM线团尺寸小．并随着盐度的增加而减小。     

二元复合驱在江苏沙7低渗透油藏的研究与应用

针对江苏油田沙7低渗透油藏提高采收率的需要,开展了二元复合驱室内实验和矿场试验研究。室内实验和矿场试验均表明,二元复合驱在低渗透条件下具有良好的注入性,室内驱油实验提高采收率11.3%~14.2%,高于单一表面活性剂驱(5.4%)和单一聚合物驱(9.7%);矿场试验取得了初步效果,井口注入压力上升了3.8 MPa,纵向层间矛盾得到改善,5口生产井见到明显降水增油效果。     

稠油化学降粘复合驱提高采收率实验研究

受地层压力高、储层厚度薄、边底水活跃等油藏条件影响,部分稠油油藏热采时的热损失大、成本高、采收率低,难以得到有效开发。通过室内驱油实验,研究稠油降粘剂驱、聚合物驱以及化学降粘复合驱提高采收率机理,对比分析不同驱油体系对于稠油提高采收率效果的影响。实验结果表明:利用水溶性降粘剂和聚合物组成稠油化学降粘复合驱驱油体系,可以提高采收率16.04%,优于仅使用降粘剂或聚合物作为驱油剂。对于稠油化学降粘复合驱效果,从换油效率角度考虑,优化复合驱段塞中聚合物和水溶性降粘剂的质量分数分别为0.3%和1.0%;从提高采收率角度对比,优化采用前置聚合物段塞后置水溶性降粘剂段塞的注入方式,相比于前置水溶性降粘剂段塞后置聚合物段塞的注入方式,可提高采收率7.2%~10.7%;在此基础上,优化得到水溶性降粘剂与聚合物段塞的最佳体积比为3∶2。在非均质模型和微观可视化模型中,化学降粘复合驱不仅兼具聚合物和降粘剂的驱油机理,而且还产生了协同增效作用,对于稠油较单一化学剂驱可大幅度提高波及范围和洗油效率。     

低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度的表征

为研究低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度对渗流规律的影响, 通过稳态压差-流量法和毛细管平衡法, 研究了水驱油至残余油状态时岩心渗透率和聚合物溶液黏度对聚合物驱渗流曲线的影响, 建立最小启动压力梯度、 拟启动压力梯度与体系黏度、 岩心渗透率和流度的量化关系。结果表明, 在相同渗流速度下, 随着岩心渗透率降低、 体系黏度增加, 聚合物驱压力梯度增大; 随着体系黏度增加、 岩心渗透率或流度降低, 聚合物驱的最小启动压力梯度和拟启动压力梯度均增大, 且都大于相同条件下的水驱启动压力梯度值; 拟启动压力梯度与流度关系曲线的拐点为 17.89×10^-3μm²/mPa· s, 低渗透油藏进行聚合物驱的渗透率下限为 10×10^-3μm²。水驱拟启动压力梯度方法可以用于表征聚合物驱渗流曲线的拟启动压力梯度。图 9表1参 14