裂缝性油藏低渗透岩心自发渗吸实验研究

裂缝性低渗透油藏注水开发时,注入水沿裂缝窜流,油井含水率高,地下注水波及效果差,油层水淹后仍有大量原油滞留在基质岩块中.渗吸排油是裂缝性低渗透油藏重要的采油机理,为研究各种因素对渗吸效果的影响,采用胜利油区纯梁采油厂天然低渗透岩心,通过在地层水和表面活性剂溶液中的自发渗吸实验,研究了润湿性、温度、粘度、界面张力等因素对渗吸的影响规律.实验结果表明:温度不是影响渗吸的直接因素,而是通过改变模拟油的粘度来间接影响渗吸;润湿性、模拟油粘度以及界面张力是影响自发渗吸的主要因素,岩石越亲水,模拟油粘度越低,渗吸采收率越高;对于亲水岩心,渗透率和界面张力控制着渗吸发生的方式;不同渗透率级别对应一个最佳的界面张力范围,在该范围内,渗吸的采收率最高;对于亲水—弱亲水岩心,岩心渗透率越大,所对应的最佳界面张力越低.     

低渗透油藏渗吸采油主控因素

渗吸采油是利用低渗透油藏自身的毛管压力,强化基质与裂缝间的油水置换,从而有效提高采收率的一项新技术。目前关于渗吸采油的基本规律缺乏系统研究,对其主控因素不明确。使用高温高压渗吸仪,以渗吸采收率为指标,系统评价储层特性、流体性质和边界条件等3类7项参数对岩心自发渗吸作用的影响。使用灰色关联分析法对各影响因素进行权重分析。结果表明：低渗透油藏渗吸采收率随着岩心渗透率和长度的增大而减小。油藏温度升高,原油黏度降低,渗吸作用增强,渗吸采收率增大;两端开启岩心渗吸采收率高于周围开启岩心;油水界面张力越低,岩石表面亲水性越强,渗吸采收率越高;裂缝越多,渗吸采收率越高。各影响因素权重由大到小依次为：岩石润湿性、油水界面张力、裂缝条数、油藏温度、端面开启位置、岩心渗透率和岩心长度,其中油水界面张力、岩石润湿性和裂缝条数与渗吸采收率的关联度均在0.95以上,为渗吸采油主控因素。     

渗吸驱油型清洁压裂液技术研究

为实现低渗透油藏"压裂施工-渗吸驱油"一体化开发,室内成功开发出渗吸驱油型压裂液R60。该体系基于黏弹性表面活性剂,具有良好的增黏、交联性能,可以实现在线混配连续施工;压裂液在50℃、170 s-1下黏度大于35 mPa·s,与长8原油间的界面张力可达到3.4×10-3mN/m,能将亲油岩石表面的润湿性向亲水方向转变,岩心静态渗吸驱油效率达到35.64%,显示出良好的静态渗吸驱油效果。本实验研究结果,为进一步提高低渗透油藏增产改造效果提供新的实验支撑。     

低渗透油藏自发渗吸驱油实验研究

通过低渗透亲水岩心自发渗吸实验,探讨了低渗透油藏不同界面张力体系的渗吸驱油过程。研究结果表明,注入水渗吸体系因毛细管力较高、毛细管力与重力比值较大,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸。与注入水渗吸结果相比,化学剂溶液因降低油水界面张力,在孔隙介质中能使更多的原油参与渗流过程,使更多的剩余油变为可动油,提高了渗吸平衡时的原油采出程度,因而提高了低渗透油藏原油的采收率。     

低渗透裂缝性油藏自发渗吸渗流作用

裂缝和基质中流体渗吸作用是低渗透裂缝性油藏注水开采依据的重要机理。通过自发渗吸实验研究低渗透裂缝性油藏在不同渗透率级别下岩心的渗吸驱油机理,结果表明,该类油藏的油层渗吸体系因毛细管力较高,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸,毛细管力在吸渗过程中可作为驱油的动力;渗吸早期产油量高,约50 h后产油量明显降低,最后基本不产油。低渗透裂缝性油藏岩心自发渗吸采出程度平均为12%,其自发渗吸采出程度随渗透率的增大而增大,当渗透率大于2×10-3μm2时,自发渗吸采出程度的增加并不明显,孔隙结构越好越有利于自发渗吸作用发生。由于岩心和油藏储层尺寸存在差异,因此对实验结果进行等比例关系处理,使实验值可以用来预测实际油田开发指标。     

低渗透碳酸盐岩稠油油藏岩石渗吸试验研究

岩心自发渗吸对提高低渗稠油油藏采收率具有重要意义。采用自吸排油试验方法,对低渗透碳酸盐岩岩心开展了不同条件下的渗吸试验,研究了影响岩心渗吸的因素及影响程度。研究表明:对于低渗透碳酸盐岩稠油油藏,岩心渗吸采出程度受到低渗透率、高原油黏度及润湿性的影响,采出程度在10%以内;对于同一口取心井,渗透率对岩心渗吸影响较大,渗透率越大,岩心渗吸采出程度越高;当岩心渗透率很低时,原油黏度对渗吸的影响程度较小,随着渗透率的增加,原油黏度对渗吸的影响程度增加;在渗透率相近的情况下,岩心的水湿程度越高,渗吸最终采出程度越高。     

低渗透裂缝性砂岩油藏多孔介质渗吸机理研究

低渗透裂缝性油田开发比较复杂,其中水的自发渗吸对原油的开采十分有利。影响渗吸的因素有岩样大小、岩石特性(孔隙度、渗透率)、流体特性(密度、粘度和界面张力)、润湿性、初始含油饱和度以及边界条件等。利用常规室内渗吸实验和先进的核磁共振技术,系统地研究了低渗透裂缝性砂岩油藏中以上各种因素对渗吸的影响程度,得到了一些变化规律,从而为低渗透裂缝性砂岩油藏的开发提供了理论根据.     

低渗透裂缝性砂岩油藏多孔介质渗吸机理研究

低渗透裂缝性油田开发比较复杂,其中水的自发渗吸对原油的开采十分有利。影响渗吸的因素有岩样大小、岩石特性(孔隙度、渗透率)、流体特性(密度、粘度和界面张力)、润湿性、初始含油饱和度以及边界条件等。利用常规室内渗吸实验和先进的核磁共振技术,系统地研究了低渗透裂缝性砂岩油藏中以上各种因素对渗吸的影响程度,得到了一些变化规律,从而为低渗透裂缝性砂岩油藏的开发提供了理论根据.     

子长油区致密砂岩储层渗吸驱油主控因素分析研究

对于致密砂岩储层渗吸驱油的研究,多致力于各影响因素与岩心驱油效率、驱油速率等之间的关系,为进一步量化表征各影响因素对于致密砂岩储层渗吸驱油影响的强弱,以鄂尔多斯盆地子长油区天然致密砂岩样品为例,通过自发渗吸实验,研究了岩心尺寸、品质系数、界面张力、润湿性、矿化度、初始含水、原油黏度等因素对于渗吸驱油作用的影响,并通过实验数据回归分析,得到了各主控因素与驱油效率之间的数学关系式。研究结果可为致密储层注水补充地层能量、渗吸采油开发决策提供参考依据。     

低渗透油藏裂缝动态渗吸机理实验研究

根据低渗透油藏裂缝与基质交渗流动的理论模型和物理模型,建立了裂缝与基质之间动态渗吸的实验方法并就裂缝内驱替速度、油水黏度比、润湿性,初始含水饱和度等参数对动态渗吸效果的影响进行了实验研究.对于低渗透裂缝性油藏,在压力梯度作用下水在裂缝内流动,同时由于毛细管力作用水渗吸到基质内,渗吸到基质中的水将油替换出来渗流到裂缝中,注入水再将裂缝中的油驱替到出口端,这就是裂缝与基质之间的交渗流动.动态渗吸实验结果表明:在本实验条件下,存在一个最佳驱替速度(3.0 mL/h),渗吸效率最高为35.5%;在一定的驱替速度范围内,由干毛细管力与黏性力的共同作用,渗吸效果最好.亲水岩心的动态渗吸效果最好.油水黏度比越小,动态渗吸效果越好.初始含水饱和度越高,毛细管力越小,动态渗吸效果越差.图6参20     

油田注水吞吐采油的可行性分析

Graham.J．W．的自吸理论公式揭示了裂缝性油藏自吸水驱油量与基质的物性、润湿性、油水界面张力、原油粘度以及油水接触面积的关系。根据这一理论公式，阐明了注水吞吐采油井应选择地层能量不足、原油粘度低、剩余可采储量高、油层亲水并具有1～2个物性好的主力油层，最好是反韵律所组成的裂缝发育的油组。亲油岩心、高粘度原油的全模拟实验证明，在注入水中加入表面活性剂和粘土防膨胀剂，可有效地保护储层、降低油水界面张力、改变岩石润湿性．可大幅度提高原油采出程度。     

低渗透/致密油藏驱替-渗吸数学模型及其应用

在亲水性低渗透/致密油藏注水开发过程中存在驱替和渗吸双重作用开发机理。为定量表征驱替和渗吸作用在低渗透/致密油藏注水开发中的贡献，明确影响低渗透/致密油藏注水开发过程关键因素，基于毛细管束模型，开展驱替和渗吸双重作用下驱油过程力学机制分析，明确驱替压力梯度、孔喉大小、润湿性、油水黏度、界面张力等因素对驱油速度的影响；基于孔喉分形分布特征，考虑束缚水和残余油赋存特征，构建岩心尺度驱替-渗吸数学模型，给出不同驱替压力梯度下岩心尺度驱油流量和采收程度随时间变化关系；构建驱替压力梯度-渗透率双对数图版，将低渗透/致密油藏注水开发分为驱替为主、渗吸为主和驱替-渗吸共同作用3类不同注水开发机理。驱替压力梯度-渗透率双对数图版可以判定低渗透/致密油藏任一点处注水开发机理类型，定量表征驱替与渗吸对注水开发驱油速率的贡献，为低渗透/致密油藏注水开发方案设计与调整提供一定依据。     

低渗透/致密油藏驱替-渗吸数学模型及其应用

在亲水性低渗透/致密油藏注水开发过程中存在驱替和渗吸双重作用开发机理。为定量表征驱替和渗吸作用在低渗透/致密油藏注水开发中的贡献，明确影响低渗透/致密油藏注水开发过程关键因素，基于毛细管束模型，开展驱替和渗吸双重作用下驱油过程力学机制分析，明确驱替压力梯度、孔喉大小、润湿性、油水黏度、界面张力等因素对驱油速度的影响；基于孔喉分形分布特征，考虑束缚水和残余油赋存特征，构建岩心尺度驱替-渗吸数学模型，给出不同驱替压力梯度下岩心尺度驱油流量和采收程度随时间变化关系；构建驱替压力梯度-渗透率双对数图版，将低渗透/致密油藏注水开发分为驱替为主、渗吸为主和驱替-渗吸共同作用3类不同注水开发机理。驱替压力梯度-渗透率双对数图版可以判定低渗透/致密油藏任一点处注水开发机理类型，定量表征驱替与渗吸对注水开发驱油速率的贡献，为低渗透/致密油藏注水开发方案设计与调整提供一定依据。     

鄂尔多斯盆地长7段页岩油渗吸驱油现象初探

鄂尔多斯盆地长7段陆相页岩油储层孔渗小,连通性差,通过单纯的水驱作用难以采出,盆地页岩油的开发主要通过大规模体积压裂增加油水置换面积进而增加采收率。开发实践与室内实验证明,储层流体与井筒流体之间存在渗吸置换现象,且通过油水渗吸置换采出的页岩油占比为15%~40%,为页岩油的有效开发提供了新的思路。通过岩心外边界敞开实验,对比不同渗透率岩心的吸水排油能力,定量研究孔隙半径、界面张力、岩心渗透率等因素对渗吸置换有效性的影响。实验显示,小于10 μm的孔隙中采出的原油占渗吸采油量的56%~80%;当界面张力为1.18 mN/m时,页岩油储层的渗吸采收率最大;在界面张力较小（小于2 mN/m）时,渗透率与渗吸采收率成正比关系,而当界面张力大于4 mN/m时,渗透率与渗吸采收率没有明显的相关性。     

Wettability Modification of Fractured Carbonates Using Sodium Metaborate Part II: History Match Results and Sensitivity Simulations

Abstract

Chemical-based wettability modification has become important for the worldwide abundance of fractured carbonates with the potential to enhance water imbibition to expel more oil from a matrix to the fractures. A systematic experimental and modeling approach on the combined benefit of wettability alteration for enhanced water imbibition and interfacial tension reduction is presented. Brine, alkali, and alkali–surfactant solutions are injected sequentially to improve oil recovery from a fractured mixed-wet carbonate core. The experiment was successfully modeled with a 3D chemical flooding reservoir simulator with wettability alteration capability. Part I discussed the laboratory results and presented the modeling approach and the waterflood history match results. The history match procedure and results for wettability modification using an alkali agent and interfacial tension (IFT) reduction with surfactant are discussed in this article. Sensitivity simulations to some key parameters are also presented.     

表面活性剂对低渗透油藏渗吸敏感因素的影响

界面张力和岩石润湿性是影响毛细管压力大小的决定性因素,因此研究表面活性剂对这两个因素的影响,可以充分发挥渗吸作用、提高低渗透油田原油的渗吸采收率。利用7块不同渗透率的亲水人造岩心,通过渗吸试验、旋滴法和动态接触角法研究了表面活性剂对油水界面张力、水湿表面润湿性、毛细管压力以及渗吸采收率的影响。试验结果发现:随着表面活性剂RS-1质量分数的增大,油水界面张力先有较大幅度降低后略有升高,最后趋于平稳;表面活性剂具有很强的改变水湿表面润湿性的能力,且能降低毛细管压力、提高渗吸采收率。研究结果表明:表面活性剂降低界面张力效果明显,并且复配表面活性剂降低界面张力的效果比单一活性剂好,岩样渗吸采收率与油水界面张力和毛细管压力的对数呈线性负相关关系。