两亲聚合物泡沫在多孔介质中的渗流及分流特性

为了研究两亲聚合物泡沫在地层中封堵大孔道的能力及驱油性能,利用填砂管模型模拟地层环境,通过改变两亲聚合泡沫的气液比、注入速度等条件,探讨了两亲聚合泡沫的渗流特性。结果表明:两亲聚合物泡沫在多孔介质中的阻力因子随着气液比的增加先增大后减小,最佳气液比在1∶1到2∶1,此时两亲聚合物泡沫的封堵能力最强。两亲聚合物泡沫在多孔介质中的阻力因子随渗透率和注入速度的增加而变大;原油存在和温度升高时两亲聚合物泡沫在多孔介质中的渗流阻力变小;两亲聚合物泡沫可以有效封堵储层中的高渗透层,减小高、低渗透层的渗透率差异,从而使注入流体在不同渗透率层内比较均匀地推进,且对不同渗透率级差的岩心具有良好的适应性。     

防水锁剂处理效果评价实验设计

通过分析室内岩心中含水饱和度建立方法的可重复性和难易程度,提出了评价过程中储层初始状态、水锁伤害、防水锁剂处理三部分含水饱和度建立的简化处理方法。在此基础上,设计了通过岩心正向驱替和反向注入测定相应产能流体渗透率的评价流程和相应的效果分析方法。通过实验分析4种防水锁剂的处理效果。结果表明,不同防水锁剂产品在同批次岩心伤害率基本相同的情况下渗透率修复率不同,表明所设计的防水锁剂评价方法不仅是在模拟水锁伤害-防水锁剂处理过程基础上的合理简化,具有原理合理性和操作简便性,而且能够判别不同性能防水锁剂产品的处理效果。     

低渗砂岩水淹层水敏效应对电阻率的影响机理——以新立油田为例

为了探究水敏效应对低渗砂岩储层电阻率的影响机理,以新立油田为例,通过CT扫描图像建立三维立体重构,并与岩心渗透率比值随矿化度变化曲线相结合,利用黏土矿物成分、储层孔喉类型、孔隙半径分布等,从微观层面探究水敏效应对岩石电阻率的影响规律。结果表明：新立油田岩石电阻率变化规律实验中,高矿化度注入水条件下曲线呈“L”型;低矿化度注入水条件下呈“U”型,水敏效应造成了低矿化度注入水条件下其变化曲线呈上升趋势,在加入水敏保护剂后曲线下降趋势相较于之前有所改善,但无法完全恢复至初始状态。且通过孔隙半径分布图像变化可知,水敏效应对岩心孔隙半径分布影响较大,新立油田在以后的注水开发工作中可通过加入水敏保护剂或控制注入水矿化度低于临界矿化度来降低水敏效应对岩石电阻率的影响。     

胡12断块特殊岩心分析资料类属方法研究

以储层流动单元分类为基础建立分段储层品质指数分类方法,将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了岩石与流体相互作用关系的表征。研究结果表明,4种岩石类型基本覆盖了胡12断块的高、中、低渗储层,各类储层的毛管压力和相渗关系反映了该类型特殊岩心资料的一般特征,即中高渗岩心的毛管压力的阈压和束缚水饱和度相对较小,而低渗岩心则较大。同时各类相渗曲线的特征主要表现为低渗岩心的束缚水饱和度与残余油饱和度较高,渗流进入两相区后,油相相渗透率降低较快。基于分段储层品质指数的岩石分类方法对于油藏动态研究中充分表征特殊岩心分析资料的非均质性具有重要的实用价值。     

胡12断块特殊岩心分析资料类属方法研究

以储层流动单元分类为基础建立分段储层品质指数分类方法，将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了岩石与流体相互作用关系的袁征。研究结果表明，4神岩石类型基本覆盖了胡12断块的高、中、低渗储层，各类储层的毛管压力和相渗关系反映了该类型特殊岩心资料的一般特征，即中高渗岩心的毛管压力的闽压和束缚水饱和度相对枝小。而低渗岩心则较大。同时各类相渗曲线的特征主要表现为低渗岩心的束缚水饱和度与残余油饱和度较高，渗流进入两相区后，油相相渗透率降低较快。基于分段储层品质指数的岩石分类方法对于油藏动态研究中充分表征特殊岩心分析资料的非均质性具有重要的实用价值。     

多井协同开发水侵规律物理模拟实验研究

为了能够认清多井协同开发时,边、底水气藏的水侵规律与开发效果,选取多个岩心进行串、并联组合在不同开发模式下模拟边、底水气藏的开采过程。研究结果如下:在开发过程中要限制高渗区储层的采气速度,避免因为过高的采气速度导致地层水体沿着高渗储层快速锥进,造成气藏的过早水淹;不同的开发顺序水侵量和产水量差别不大,但是先开发低渗区储层再开发高渗区储层具有更高的无水采出程度和最终采出程度;高渗区储层水侵见水后气井继续生产能有效提高气藏的整体采出程度。实验结果为深入了解不同因素对多井开发水侵规律的影响,优化边底水气藏的生产提供依据。     

平方王油田中区南部沙四段储层伤害实验研究

平方王油田中区南属于中低渗透砂岩储层,容易发生储层伤害。分别通过计算机软件模拟和室内实验评价两种方式对平方王油田中区南沙四段储层进行岩心伤害评价研究。结果表明,计算机软件模拟分析渗透率伤害率为52.71%,室内实验评价渗透率伤害率为56.31%,两种方式评价钻井液伤害程度基本一致,伤害程度均较浅,储层伤害可通过射孔方式解除。     

非常规油气储层敏感性评价方法

将回收率实验创新性地加以改进并引入到储层敏感性评价中,通过测定样品在不同溶液中的回收率,对储层的酸敏、碱敏以及盐水敏特性进行评价。结果表明:岩心流动实验结果与回收率实验结果具有很好的一致性,适合于测定岩心的酸敏、碱敏以及盐水敏特性,同时给出了利用回收法测定储层酸敏、碱敏以及盐水敏特性的敏感指数划分标准。此方法操作简单、重复性好、实用性强,是对非常规油气储层敏感性评价方法的有益补充。     

非均质气藏水侵规律物理模拟实验研究

非均质气藏开发难度大,边底水的侵入更增加了气藏开发的复杂程度,因此为了能够深入认清非均质边、底水气藏的水侵规律与开发效果,设计了水侵规律物理模拟装置,开展了不同渗透率级差及不同布井方式对气藏开发效果的影响,实验结果如下:无、边底水时,同一气藏不同区域渗透率级差越大,采出程度越高;存在边底水时,气藏采出程度随着渗透率级差的增加先增大后减小;当低渗区域渗透率为0. 01 m D时,同时在高渗区储层与低渗区储层布井,气藏整体采出程度最高,当低渗区域渗透率为0. 1 m D时,仅在低渗区储层布井,能够获得最大的无水采出程度。实验结果对非均质气藏的高效开发具有指导和实践意义。     

纳米聚合物微球在裂缝型碳酸盐岩储层油/水选择性封堵性能评价（英文）

目的:对聚合物微球(PM)在碳酸盐岩基质岩心与裂缝型岩心中封堵效果和油/水选择性进行综合评价。创新点:1.制作裂缝型碳酸盐岩模型并进行等效缝宽度计算;2.显微评价PM的水化膨胀特性;3.进行聚合物微球深层封堵性能评价;4.进行聚合物微球油/水选择性封堵评估。方法:采用纳米级聚合物微球溶液,并以哈萨克斯坦北特鲁瓦裂缝型碳酸盐岩油藏储层温度(54°C)和碳酸盐岩天然裂缝尺寸(0.02～0.03 mm)为实验条件;通过碳酸盐岩裂缝型岩心模型制作、PM基本性能测试、岩心流动实验以及扫描式电子显微镜(SEM)和能谱分析仪(EDS)等微观手段,对PM在碳酸盐岩基质岩心与裂缝型岩心中封堵效果和油/水选择性进行综合评价。结论:1. PM在水中具有良好的分散性和溶胀能力,3 d溶胀率高达300%以上,且对高矿化度盐水具有较强的耐受性。2.PM在基质岩心和裂缝型岩心均具有较好的深部封堵效果;30cm长岩心模型封堵实验表明,封堵后的分段压降均匀分布,岩心基质和裂缝型岩心封堵后的残余阻力系数介于3.29～5.88,封堵率介于69.58%～83.01%,且残余阻力系数越大,封堵率越高;PM在岩心中水化膨胀后可形成有效封堵,且平均封堵率高达70%以上。3.PM封堵的油/水选择系数Rw/o均小于1.0且接近于0,说明PM具有较强的油/水选择性封堵效果;这主要是因为油/水与PM作用机理不同;PM遇水后溶胀且表面粘性增加而粘连在碳酸盐岩壁面,并且不同微球之间相互团聚形成较大体积的颗粒,因此增加了对注入水的封堵效果;PM在煤油中则性能稳定,不产生溶胀和粘连效果,因此对反向注入煤油具有较低的封堵效果。4. SEM成像结果分析认为,PM在岩心喉道或天然微裂缝中的封堵机理主要包括三个方面:(1)PM单体在岩石颗粒表面吸附,降低喉道的尺寸,同时多个单颗粒小球增大了层内比表面积、降低了层内渗透率;(2)PM溶胀后在小尺寸孔道形成了机械捕集;(3)多个PM单体颗粒团聚成网状结构堵塞了大孔道。EDS元素分析技术进一步验证了其作用机理。     

鄂尔多斯盆地盐池西部长2油层组储层特征及有利区优选

对研究区浅层长2储层的精细研究,对于浅层储层油气潜力评价至关重要.利用钻井岩心观察、岩石铸体薄片鉴定、扫描电镜、样品物性分析和常规高压压汞实验,对储层展开精细评价研究.(1)储层岩性组成主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩,填隙物成分主要为黏土矿物,其中主要组分为高岭石、绿泥石、水云母.(2)延长组长2平均孔隙度14. 51%,平均渗透率5. 01 mD.渗透率主要分布范围在0. 5～30 mD.(3)通过鉴定储层孔隙主要为粒间孔和溶蚀孔,溶蚀孔中以长石溶孔最发育,长2为5. 99%,延长组浅层长2储层孔隙结构以小孔、微细喉为主.(4)研究区共筛选出23个有利目标区,其中建议目标区8个,总面积24. 76 km~2.     

鄂尔多斯盆地环江地区延安组延10储层特征及主控因素分析

为研究鄂尔多斯盆地环江地区侏罗系延安组延10储层特征及主控因素,通过大量岩心观察、测井曲线对比分析、显微镜岩石薄片鉴定、扫描电子显微镜及压汞分析等手段,对环江地区延10砂岩储层的岩石学特征、孔隙特征、物性特征及主控因素进行了详细分析。结果表明：延10砂岩储层以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主,长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩次之,成熟度一般;区内不同区域间,填隙物的含量存在一定差异,由北至南、自西向东,填隙物含量整体呈降低的趋势;储集空间类型以粒间孔为主、长石溶孔次之,孔隙结构以Ⅱ型为主,平均孔隙度为13.08%,渗透率为54.49 mD;储层物性受沉积环境与成岩作用等多种因素影响;南部地区平均孔隙度和渗透率最高,储层物性最好,有利于油气资源富集。     

聚丙烯酰胺溶液在渗流过程中的流变性实验研究

通过岩心渗流实验,研究了不同相对分子质量、不同质量浓度的聚丙烯酰胺(聚合物)溶液在多孔介质中的渗流特性;根据不同渗流速度下的渗流压力变化,计算了不同聚合物溶液在多孔介质渗流过程的有效粘度;分析了不同质量浓度和相对分子质量的聚合物溶液在多孔介质中的流变性变化。结果表明:在达西渗流速度范围内,聚合物溶液在渗流过程中岩心两端的压差随流量的增加表现出先上升后上翘的趋势;聚合物溶液在多孔介质中的有效粘度随剪切速率的增加先减小后增大;溶液的相对分子质量越大、质量浓度越大,有效粘度越大。     

多功能大尺寸真三轴储层改造实验装置的开发与应用

储层改造技术是目前实现低渗透和非常规油气藏及中深层地热资源高效开采的核心技术.为更好地满足储层改造技术的教学科研工作需求,自主设计了多功能大尺寸真三轴储层改造实验装置,创新性地实现了针对不同尺寸人造或露头岩心,不同温度、围压和孔压,不同流量的固液两相泵入,以及不同井筒完井工艺条件下的储层改造及渗流模拟实验,提供了主/被...     

鄂尔多斯盆地致密油储层微观孔隙及渗流特征研究

通过储层物性特征、油水相渗参数特征、高压压汞测试结果及分析,对鄂尔多斯盆地致密油储层特征进行研究.研究储层孔隙度主要分布区间为6. 5%～10%之间,渗透率主要分布区间为(0. 04～0. 3)×10~(-3)μm~2之间,属于低/特低孔、特/超低渗透储层.研究区储层岩石样品等渗点饱和度均大于50%,表现为以亲水性特征为主.渗透率与最大喉道半径和平均喉道半径在半对数坐标中具有较好的线性关系,渗透率与分选系数相关性较差.     

压汞法研究岩心孔隙结构特征

人造岩心广泛用于各类驱油实验,针对人造岩心与天然岩心的孔隙结构问题,选取不同渗透率的人造岩心及天然岩心进行常规压汞实验,研究了表征岩石孔隙结构特征的各项参数,分析了不同孔隙半径区间的孔隙体积及孔喉比等特点,给出了人造岩心和天然岩心的孔隙结构特征。研究结果表明,高渗透率的人造岩心与天然岩心的孔隙结构相近,孔隙体积大部分集中在半径区间为(5μm,20μm];而中低渗透层的人造岩心,在孔隙半径较小区间的孔隙体积所占比例小于天然岩心的,孔隙结构有一定差异。     

定压稳态气测渗透率仪的研制

为保证测定结果的唯一性和稳定性,借鉴了储气筒活塞均匀移动稳压的原理,采用高精度玻璃筒代替传统的外接高压气瓶供气,气筒中密封可移动活塞,活塞在储气筒中匀速移动时受力平衡,储气筒中气体压力不变,通过对储气筒活塞加重块重量的设定,可以改变测量压差。在测定岩石渗透率的过程中,出口端压力为大气压,气体以稳定的状态通过岩心,得到相对稳定的渗透率值。虽然测定中采用的进口压力不同,结果有很大差异,然而当岩心在同一压差下测量时,测得的渗透率的误差可以保持在1％范围内,对不同的岩心在同一压差下测得的渗透率值大小也有了可对比性。     

薄互层层间干扰三维物理模拟实验研究

为了深化对薄互层层间干扰规律的认识,明晰非均质性对水驱油效果的影响,用恒速法对人造三维胶结物理模型进行水驱油试验,研究了层间严重非均质条件下各类储层的水驱条件及效果。实验结果表明:在合注的情况下,高渗模型在进水量、速度、动用程度都明显大于低渗模型,渗透率级差较小的两个高渗模型相互干扰,且受重力影响注入水沿底部推进明显,关闭高渗模型可有效改善低渗模型的水驱效果,因此应尽量控制渗透率级差,合理组合层系和控制压差以提高采油效果。三维物理模拟实验结果实用性强,更符合油田实际,所得规律认识对于相似油田的实际矿场生产应用具有一定的指导意义。     

基于CT扫描技术的岩心孔隙配位数实验研究

应用CT扫描技术对岩心的孔隙结构进行了研究,根据灰度值范围的选取,得到了储层岩心的孔隙度;通过二维横截面图片,对岩心孔喉比进行了研究;并且明确了岩心配位数的查找方法,给出了岩样的配位数分布特点。研究结果表明,渗透率为370×10-3μm2的配位数主要在5～13之间,而且有50%以上的比例在7～9;而渗透率为554×10-3μm2的配位数在6～15之间,有60%以上的比例在10～13;CT扫描得出的孔喉比由几变化到几十,最大孔喉比可达60,而随着渗透率的增加,孔喉比在降低,这与恒速压汞实验得出的结论基本是一致的。     

低渗透气藏酸化改造可行性分析

对鄂尔多斯盆地东部神木-双山双51井盒8段气层岩心进行了静态酸溶蚀性、酸液体系和酸化效果动态评价,对一定浓度的盐酸、土酸、有机磷酸、氟硼酸、潜在复合酸和低伤害酸进行了筛选,并对酸化后岩样的孔隙结构和渗透率进行了分析。结果表明,土酸较为适合区块储层酸化,其酸液体系为：土酸＋3％HS-1（或3％HS-2）＋1％LT-5＋2％DTE,土酸中HF浓度约为3％,HCl与HF比例为3：1～4：1均较为适合储层。酸化后岩样的孔隙结构和渗透率得到了明显的改善。