通过润湿性改变提高致密油藏采收率
Prateek Kathel等
摘要：在裂缝性油藏，注水效率受水自然渗吸至含油基岩块中的控制。当基岩是
油湿或混合润湿型时，由于渗吸作用，几乎开采不到原油。本次研究的目的就是
确定出可以添加到注入水中的化学剂，使其可以渗吸到初始的混合润湿、致密裂
缝性砂岩油藏中。评价了在油藏温度和矿化度情况下水稳定性的一些表面活性剂。
测试了富含粘土的砂岩接触角。在储集岩上进行的自吸测试表明，使用稀释（0.1%
重量）的表面活性剂溶液可以将矿物板上的润湿性从油湿性改变为更亲水的条件。
通过在致密（?10μD）油湿/混合润湿的砂岩储层岩心进行自吸实验，提高采收率
高达68%OOIP。利用数值模拟进行参数研究表明，采收率随着润湿性的改变、裂
缝密度的增加和原油粘度的降低而增加。
1 引言
由于常规石油资源的快速衰竭，迫切需要开发诸如致密原油这样的非常规石油资源。北美致密原油24个油藏估算储量超过300亿桶，其中只有14个油藏正在开发中（Forrest等，2011）。大量的致密地层油藏仍然未开采。即使采用了长井段水平井及大型压裂（Manrique等，2010年）之后，初期的开采量仍低至原始石油地质储量的5.0%-10.0%。致密油湿裂缝性砂岩油藏的开采就是一个挑战。如果地层是油湿和裂缝性的（驱油效率较差），水驱采收率非常低，因为油没有通过自吸采出，并且岩石基质仍然被油饱和。裂缝性致密油藏的采收率主要取决于岩石基质的润湿性能。这类油藏一次采油后仍有大量的剩余油，促使人们具有强大的动力去开发新的二次采油方法。对致密地层许多研究者采用压裂的方法（Miller等，2008；Buffington等，2010）提高采收率。也曾有研究聚焦于在致密油藏中注入二氧化碳（Arshad等，2009；Ren等，2011）。但地层裂缝的存在不利于CO2驱（Arshad 等，2009），会导致驱油效率差，并发生早期突破的现象。本文研究了裂缝性致密油砂岩地层基于混合润湿/油湿的润湿性改变的提高采收率技术。
润湿性是影响岩石流体性质的一个重要的储层物性，如相对渗透率、毛细管压力和流体相的分布。润湿性取决于盐水、石油、矿物组分以及温度（Anderson等，1986；Buckley, 2001；Gupta，2010）。Wang和Gupta（1995）研究了温度和压力对储层岩石润湿性的影响。压力对接触角并没有明显的影响；相反，温度对原油/盐水/石英系统的湿润性有明显的影响。Kumar等人（2008）利用原子力显微术表明，岩石的润湿性受吸附在矿物表面的沥青成分的控制。
在裂缝性储层，如果把润湿性改变为水湿，大量的原油可以通过自渗吸作用而采出。
岩石的润湿性可以使用表面活性剂、低矿化度盐水（Nasralla等，2013）的热采和化学法以及通过选择性离子的方法来改变（Zhang等，2006；RezaeiDoust等，2009；Gupta 等，2011）。热采方法需要很高的温度（?200℃）；即使是低矿化度盐水过程也需要较高的温度（RezaeiDoust等，2010）。在低和高温条件下表面活性剂可以潜在的改变润湿性，并且还可以降低油-水界面的IFT（界面张力）。过去的研究已经确定了阳离子（Austad 等，2003；Standnes和Austad，2000a,b）、阴离子（Seethepalli等，2008；Adibhatla等；2008；Gupta等，2010年）和非离子表面活性剂（Xie等，2004年；Gupta等，2010；Sharma等，2011）作为润湿性改变剂。阴离子表面活性剂是砂岩油藏润湿性改变的最好选择，因为它们在砂岩表面形成一个负电荷，导致吸附性降低。
文献中假定润湿性变化有不同的机理。Kumar等人（2008）提出，吸附的有机组分由阴离子表面活性剂而产生了胶束增溶。Standnes和Austad (2000)指出，从来自白垩系地表的石油中可以看出，湿润性的改变使阳离子表面活性剂与吸附带负电荷的羧酸盐之间产生了离子对。这些离子溶解在油相和微粒中。他们还认为，由于毛细管力的作用，渗吸机理取决于有机质从岩石表面的解吸以及水在多孔介质中的渗吸。有机分子解吸与表面活性剂在油-水-岩石边界的扩散有关，并认为初始渗吸阶段确定了整个过程的速率。
这项工作的目的是要寻找一种在油藏温度（59°C）下，使致密砂岩润湿性改变的表面活性剂。研究了在油藏温度条件下几种盐度的含水稳定的表面活性剂。使用旋转液滴张力计测定了在不同盐度的油-水界面张力以及粘土矿物上油-表面活性剂溶液的接触角。经两个不同盐度的多次自吸实验测试了表面活性剂的功效。还对文献中提出的渗吸的标定数据组（Mattax等，1962；Ma等，1997）用我们的实验数据进行了测试。用以前开发的室内数值模拟器进行数值模拟（Adibhatla等，2005）。基于实验数据验证了模拟结果，并且分析了自吸过程中对采收率影响的不同参数。其方法和结果描述如下。
2 方法
2.1 材料
本次研究测试了八种阴离子表面活性剂（A1至A8：烷基醚硫酸盐和内烯烃磺酸盐）和三种非离子表面活性剂（N1，N2和N3）。本研究中，由于是阴极表面电荷的砂岩，所以没有使用阳离子表面活性剂。这些表面活性剂是室内研发的表面活性剂和可商购的表面活性剂的组合。该地层盐水含可溶解盐的132,000 ppm（毫克/升）。盐水的详细组成列于表1中。所有实验采用的都是脱气原油。接触角测试是在方石英矿物板上进行的（含有石英和高岭石的矿物，它与现场岩性的矿物组成类似）。自然渗吸试验是在渗透率10-100μD范围内的储层岩心中进行的。研究中使用的是实际未稀释的现场油罐中的原
油。油藏温度下的原油粘度为2.7 cp ，比重是0.78。并通过测量地层盐水的IFT （大约为21.8达因/厘米），检查原油的污染情况。（Hirasaki 和Zhang ，2004年）。
表1 地层盐水组分
2.2 水稳定性试验
表面活性剂溶液是用地层盐水及地层盐水中盐度一半的水来制备的，并且在油藏温度条件下至少贮存两周。观察其水溶液的沉淀和悬浮液的形成。清澈的溶液意味着水溶液稳定。
2.3 界面张力测试（IFT ）
使用旋转液滴张力计测量盐水和油相之间的界面张力。表面活性剂（0.1%重量）与所需盐度的盐水混合，然后与油平衡。 在水相和油相平衡期间进行IFT 测量 2.4 接触角测量
在油藏温度下，水溶液稳定后测试使润湿性改变的表面活性剂。把方石英板在600目钻石抛光机上抛光（图1）。首先将方石英板在地层盐水中放置一天，再在80℃的油中放置7天左右，然后将它们浸泡在表面活性剂溶液中，至少2天后观察其接触角的变化。
图1a 矿物板表面 图1b 充满表面活性剂的可视
试管中放置的带油滴的矿物板
2.5 自吸测试
将方石英板上改变润湿性的表面活性剂应用于现场岩心的渗吸实验。这可作为检验表面活性剂功效的最后检查。首先将岩心在地层水中浸泡，再注入原油。然后在80℃的原油中浸泡约一个月。再把岩心放置
在装有不同盐水和表面活性剂溶液的一个渗吸试管中（图2）。盐水渗吸
图 2 由表面活性剂浸
泡的岩心渗吸试管
到岩心后，原油排出，然后浮至可以监测其体积量的试管颈部。渗吸实验进行了10次，不同实验中的岩心性质和使用的流体都列于表2中。
3 结果与讨论
3.1 水稳定性
阴离子表面活性剂。图3显示了在油藏温度下阴离子表面活性剂的水稳定性结果。醚硫酸盐（A1，A2，A5，A6）与内烯烃磺酸盐（A7，A8）相比，显示出较好的水稳定性。高盐度降低了阴离子表面活性剂水溶液的稳定性。八种表面活性剂中只有两个测试了在地层盐水条件下的水稳定性。表面活性剂中乙氧基团的数量在较高盐度下起着水溶液稳定性的主要作用。据观察，表面活性剂的乙氧基团数量越多，水的稳定性就越高。
非离子表面活性剂。本研究中所用的非离子表面活性剂的形式是R-EOX，其中R 是碳氢化合物，它隶属于包含x个乙氧基团的一个链接。三次表面活性剂测试R都是相同的，但乙氧基团数（x）不同。三次测试的表面活性剂，其浊点都高于油藏温度，从而导致即使是高盐度也具有稳定的水溶液。如图4所示。
表2 不同实验的岩性特性和自渗吸结果
图3 阴离子表面活性剂水稳定性结果图4 非离子表面活性剂水
稳定性结果
3.2界面张力
图5显示了原油-盐水-表面活性剂系统中，随着盐度的变化，水相和油相之间的界
面张力（IFT）。这两种阴离子表面活性剂的界面张力随盐度的增大而降低。盐度的增加
使得水中表面活性剂和盐之间的增溶性更具挑
战性，因此更多的表面活性剂单体趋于移至界
面，而界面更多的单体导致随着盐度的增加界
面张力降低的现象。
3.3接触角
图6显示的是在可视试管的表面活性剂/
盐水溶液中浸泡的方石英板上的油滴图片。表
3给出的是接触角值。非离子表面活性剂N1、
图5 随着含盐量的变化表面活性剂A2和A6的IFT值N2和N3能改变接触角，但不是针对所有范围。
据观察，乙氧基团的数量越多（大多数在N3，至少在N1），接触角变化越大。但是没
有一种非离子表面活性剂使方石英板为水湿型（θ<80°）。六种组合的阴离子表面活性剂
含水稳定；5种可从油湿改变为水湿。两种表面活性剂（A2和A6）改变了我们测试的
（地层盐水和一半的地层盐水）两种盐度的润湿性。观察到两种盐度的平均接触角几乎
相同。针对界面张力随盐度的变化以及反复的自吸实验，又对这些表面活性剂进行了详
细的研究
图6 浸泡在表面活性剂/盐水溶液中的方石英板上的油滴
3.4 自吸
用可改变方石英板润湿性的表面活性剂进行渗吸实验。图7 展出的是亲油储层岩心。置于陈化岩心顶部的水滴不渗吸，说明岩心是亲油的。
表2列出了渗吸试验结果。该表列出了含油岩心段塞用不同盐水浸泡后每次渗吸实验获得的原油采收率。实验1使用的是地层盐水。原油采收率为15%，
这表明，该基岩主要是以亲油组分为主的混合润湿。三次渗吸实验（实验2-4）都是在地层盐水（FB ）中用表面活性剂A2进行的。实验2和3最终采收率值类似，实验4则明显较高。然而，用表面活性剂A2的三次实验采收率都很高（54%-68%），这意味着表
面活性剂A2作为润湿性改变剂是有效的。最终采收率的差异可以归因于岩心的非均质性。因为这些实验采用的是相同油藏的不同岩心段。同样，实验5和6应用的是在地层盐水一半盐度（FB/ 2）中的表面活性剂A2，自吸实验的采收率也很高（61%-67%）。实验7和8使用的是地层盐水条件下的表面活性剂A6，原油采收率为46%-52%OOIP 。在一半地层盐水盐度中的表面活性剂A 5（实验10）获得的采收率最低（42%）。表面活性剂A2、A5和A6的自吸实验石油采收率明显提高（42%-68%OOIP ）。
宏观的逆邦德数被定义为毛细管力与重力之比，即
（1）
其中σ是界面张力，φ是孔隙率，k 是渗透率，ρ是密度差，H 是岩心高度。此渗吸实验数据列于表2中。实验获得的较高的逆邦德数值是因为岩心渗透率较低，这意味着毛细管力大于重力。
图8展示的是在表面活性剂溶液中放置的岩心之一。经盐水渗吸后，岩心各个方向渗出油滴。这表明，由于润湿性变化引起的毛细管压力梯度，其主要的渗吸机理为逆流渗吸。高逆邦德数值意味着与浮力相比，毛细管力较高。如果润湿性得以改变，毛细管力则有助于盐水渗吸在柱形岩心中（Gupta 等，2008）。
图9显示了10次自吸实验随时间变化的原油采收率。实验中不使用表面活性剂时采收率最低（15%）。渗吸试管中的原油待9天后，收集试管颈中的原油。在此期间，油滴出现
在岩心的外围，但并没有分离，而是集中在试管颈部。用表面活性剂溶液，第20天最终采收率为80%。随着岩心中水相
饱和度的增加，采收率逐渐降低。实验期间初始石油采收率显著变化。
某些岩心使用相同的表面活性剂但含盐量不同情况下进行渗吸实验时，初始含油饱和度几乎相同。因为盐度的变化，油/水间的界面张力也发生了变化。图10和图11展示的是不同盐度、相同的表面活性剂进行渗吸实验的采收率曲线。据观察，IFT 越大，采收率就越高。同样，相同条件下，IFT 越大，最终采收率也会越高。
图7 显示原油润湿性的陈化岩心顶部的水滴
图8 在表面活性剂溶液进行自渗吸实验中柱形岩心段塞外表面的油滴
3.5 标度数据组
标度数据组就是用来分析自吸数据及预测现场采收率和采油速度的一种方法。一些
研究者（Mattax和Kyte，1962；Ma等，1997）已经确定了不同类型的多孔介质的相似
准则。Schmidt等人（2012）试图寻找一种通用的、与所有条件具有良好相关性的水湿
系统的标度数据。M a t t a x和K y t e
图9 自渗吸实验的原油采收率
图10 应用表面活性剂A2的采收率对比图11 应用表面活性剂A6的采收
率对比
（1962）的标度方程由下式给出：
（2）Ma等1997给出的标度方程如下：
（3）
式中t D是无量纲时间，t是实际渗吸时间，μo是原油粘度，μw是水的粘度，L c是特征长
度。使用Mattax和Kyte的标定方程（公式2）以及Ma等人（公式3）提出的标定数据
组，我们绘制了实验数据曲线图。图12和图13表明，所有的数据都不在同一条曲线上，
但Ma等人的标定数据组的相关性稍好于Mattax 和Kyte (1962)的数据。用于强水湿多
孔介质的两个标定方程，不足以解释从油湿向水湿改变的动态变化。
3.6 模拟
使用以往研究开发的机械模拟器（Adibhatla等，2005）对实验室成功标定验证的参
数进行分析。模拟器使用三维有限体积、两相、四组分隐式数值方案。系统在进行油/
盐水/表面活性剂相态特性实验中，没有观察到三相态的形成。因此该系统基本上是两
相的。数值模型考虑了表面活性剂对流/扩散，以及随后IFT和接触角的变化。注入的
表面活性剂移至基岩中，是由于润湿性的改变和界面张
图12 渗吸数据与Mattax 和Kyte无量纲时间的关系曲线图13 渗吸数据与Ma等人（1997）给出
的无量纲时间的
关系曲线
力降低而产生的流动。
主要的输入参数包括毛细管压力（PC）、相对渗透率曲线（KRJ）以及随表面活性
剂浓度而变化的变量。假定毛细管压力取决于一个幂律模型的饱和度。
（4）在方程4中，P CA和P CB确定毛细管压力曲线的端点。n c是指数参数，S DW是由下式
确定的无量纲含水饱和度。
（5）根据下式，毛细管压力取决于界面张力（σ）和接触角（θ）：
（6）毛细管压力、界面张力和接触角的下标'0'表示为初始油湿系统值。相对渗透率曲线
由改进的Brooks-Corey模型来描述，即：
（7）
式中k0rj是相态j的端点相对渗透率，n j是相态j的指数参数。端点渗透率和指数随
下式接触角而变化。
（8）
（9）θj是通过相态j测定的接触角；k o r,wet是对应于润湿相端点的相对渗透率；k o r,nw对应
于非润湿相端点的相对渗透率。当IFT降至超低值时，假定残余饱和度都为常数。
随表面活性剂浓度而变化的IFT和接触角分别用多项式和线性函数来模拟。端点参
数则由实验数据获得。表4列出了在模拟中使用的不同参数值。
模拟器的可靠性是通过将岩心比例的模拟结果与实验室渗吸实验2的结果（图14）
对比确立的。通过模拟，我们分析了三个参数的影响：润湿性改变的程度、裂缝间距和
原油采收率。
图14 实验和模拟结果对比
图14显示了数值模拟和实验2之间的比较。模拟的原油采收率和实验数据匹配很
好。早期由于测出的开采量有误差，使得数据吻合稍有偏差。当油湿岩心放置在渗吸试
管中，并用盐水/表面活性剂溶液浸泡时，入口的毛细管压力与来自底部水流的重力相
反，并超过了其压力。因此盐水不会立即吸收。当表面活性剂扩散到岩心时，IFT和岩
心的润湿性发生变化。在我们的系统中，IFT不会降到特低的值，因此，即使毛细管压
力从负值转为正值，润湿性改变后，毛细管压力仍然很大，从而导致出现明显的逆流渗
吸。当润湿性朝着水湿方向变化时，油相的相对渗透率提高，原油采收率也就提高了。
通过将接触角从初始值150°改变到最终的90°（中等湿）、88°（微水湿）、75°（水
湿）和60°（强水湿）的方法，研究润湿性改变对采收率的影响。所有其它参数包括IFT
也同样如此。据观察，通过提高润湿性变化的程度，可提高原油采收率，如图15所示。
主要的提高采收率机理就是，毛细管压力驱使逆流渗吸，因此，即使朝着水湿（88°）方向稍有变化，与中等润湿相比，也会得到很高的原油采收率。随着接触角减小，毛细管压力增加，原油的相对渗透率也会增加，而水的相对渗透率就会减少。综合这些因素提高了渗吸速率。
图16显示了通过改变裂缝间距获得的模拟结果：1x表示的是岩心的原始直径，2x 为原岩心直径的两倍等。当裂缝间距增大时，输送流体的距离就增加，原油采出量就会降低（根据原始石油地质储量）。图17展示了通过改变原油粘度对原油采收率的影响。原油粘度提高致使原油采收率降低，
图15 润湿性改变的程度对原油采收率的影响图16 裂缝间距对原油采收率的影响
图17 原油粘度对原油采收率的影响
因此渗吸驱动开采方法更适用于轻质油。原油粘度增加导致原油的流动性降低，但可以通过提高润湿性改变的程度来补偿，以此减小裂缝间距，保持理想的原油采收率。
4 结论
1）阴离子表面活性剂A2、A5和A6改变了富含粘土砂岩的润湿性。
2）在渗吸实验中观察到，在非常低的渗透性砂岩，原油采收率很高（42%-68% OOIP）。
3）其主要开采机理是，实验中，由于润湿性改变，毛细管压力梯度驱动逆流渗吸。
4）随着IFT的增大，采油速度增加。
5）使用数值模拟进行的参数研究表明，随着润湿性改变的增加，裂缝密度增加，且原油粘度降低。
牛宝荣译自SPE 166281
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算 # 一、常规砂岩油藏采收率计算 1）石油行业标准1(俞启泰,1989年） T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ 式中各项参数的分布范围 2）石油行业标准2(陈元千,1996年） S K E o R 003871.03464.0lg 084612.0058419.0+++=φμ 式中各项参数的分布范围 适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。 # HIDD_H1
3）万吉业（1962年） R R K E μlg 165.0135.0+= 4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年） h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年） 2159 .01903.00422 .0)()1(3225.0--??? ? ???????? ???? ? ? ???-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。 6）俄罗斯的Кожакин（1972年） h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0* +-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2 S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m 7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年） h T S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=* μ 适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m 8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式 Z S S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0* --+++++-=μ 以上各式中参数： E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数； V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算 # 一、常规砂岩油藏采收率计算 1）石油行业标准1(俞启泰,1989年） T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ 式中各项参数的分布范围 2）石油行业标准2(陈元千,1996年） S K E o R 003871.03464.0lg 084612.0058419.0+++=φμ 式中各项参数的分布范围 适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。 # HIDD_H1
3）万吉业（1962年） R R K E μlg 165.0135.0+= 4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年） h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年） 2159 .01903 .00422 .0)()1(3225.0--??? ? ???????? ???? ? ????-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。 6）俄罗斯的Кожакин（1972年） h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2 S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m 7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年） h T S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ 适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m 8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式 Z S S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0* --+++++-=μ 以上各式中参数： E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数； V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；
一、名词解释 1.原油采收率：是采出地下原油原始储量的百分数，即采出原油量与地下原始储油量的比值。 2.所谓增溶作用是指由于表面活性剂胶束的存在，使得在溶液中难溶乃至不溶的物质溶解度显著增加的作用。 3.采出程度：累积采油量与动用地质储量比值的百分数。它是油田开发的重要指标，反映地下原油的 采出情况。采出程度高，地下剩余可采储量愈少，因而开采难度也愈大。 4.采收率：指在一定经济极限内，在当前工程技术条件和开发水平下，可以从油藏中采出的石油量占 原始地质储量的百分数。它是一个油田开发水平的重要标志。 5.采油速度：指年产油量占其相对应动用地质储量的百分数，它是衡量油田开采速度快慢的指标。 6.水驱采收率：注水达到经济极限时累计采出的油量与原始地质储量之比。 7.残余油：注入水波及区内水洗后所剩下的油。 8.剩余油：水未波及到的区域内所剩下的油为剩余油，其分布是连续的，数量较大。 9.一次采油：依靠天然能量开采原油的方法。 10.二次采油：继一次采油之后，向地层中注入液体或气体补充能量采油的方法。 11.三次采油：采用向地层注入其他工作剂或引入其它能量的方法。 12.聚合物：由大量的简单分子化合而成的高分子量的大分子所组成的天然的或合成的物质。 13.聚合物的水解度：聚丙烯酰胺在NaOH作用下酰胺基转变为羧钠基的百分数。 14.聚合物驱：是把聚合物加到注入水中，增加注入水的粘度，降低水相渗透率，从而降低注入水流度 的一种驱油方法。 15.表面活性剂：分子具有两亲结构，可自发地浓集于相界面，显著降低界面张力的物质。 16.微乳液：由油、水、表面活性剂、助表面活性剂（醇）和盐五种组分组成的油水高度分散体系。 17.活性剂稀溶液：活性剂浓度低于CMC的溶液称为活性剂稀溶液。 18.乳状液：一种或几种液体以小液珠的形式，分散在另一种不能互溶的液体中所形成的分散体系。 19.胶束：当水的表面聚集的表面活性剂分子得到饱和时，溶液中大部分活性剂的烃链便相互吸引而缔 合成以烃链束为内核、亲水基外露的分子聚集体，这种聚集成团状的活性剂称为胶束。 20.临界胶束浓度(CMC)：开始形成胶束的表面活性剂浓度为临界胶束浓度CMC； 21.拟三元相图：在实际应用中，为表示方便，常将油、水、表面活性剂和助剂分别视为三个独立的组 分，有它们候车的三元相图称为拟三元相图。 22.碱水驱：通过将比较廉价的化合物（如氢氧化钠）掺加到注入水中以增加其PH值，碱与原油反应 降低原油之间界面张力，使原油乳化，改变岩石润湿性并溶解界面薄膜，以提高采收率的方法。23.ASP复合驱：就是利用表面活性剂及碱降低界面张力，并结合聚合物进行流度控制，从而提高洗油 效率和波及系数。 24.初次接触混相：注入的溶剂与原油一经接触就能混相。 25.多次接触混相：由于物质传递作用，即使采用的不是初次接触混相溶剂，注入的流体与油藏原油经 过多次接触也能达到混相驱替，称为多次接触混相。 26.凝析混相：凝析混相要求注入流体必须富含～成分，即富气，因而又称为富气驱。注入流体不断凝 析进入原油，使原油与注入流体达到混相。 27.汽化混相：汽化混相要求油藏原油必须是轻质原油，对注入气的要求并不高，因此常采用价廉的贫 气，又称为贫气驱或干气驱。注入流体不断抽提原油中的轻质组分富化而达到混相。 28.混相驱：是指在油层任何位置，驱替流体与被驱替流体之间是完全混相的驱替。 29.最小混相压力：简称MMP，是指气体溶剂与油藏原油达到混相的最小压力值。 30.蒸汽吞吐：也称循环注蒸汽，是单井作业，在一口井中注入一定量的蒸汽，随后关井让蒸汽与油藏 岩石进行热交换，然后开井采油的方法。 31.蒸汽驱油：以井组为基础，向注入井连续注入蒸汽，蒸汽将油推向生产井的采油方法。 32.热力采油：凡是利用热量稀释和蒸发油层中原油的采油方法统称为热力采油（Thermal recovery）。 这是一类稠油油藏提高采收率最为有效的方法。
Value Engineering 0引言 胜利油区断块油藏目前已进入特高含水期，平均采收率32.4%，同美国等国家同类型油藏采收率（40%～50%）相比，采收率差距较大，说明断块油藏蕴藏着较大潜力[1-2]。作为廉价、高效的驱油流体和地层压力维持介质，以及操作相对简单安全、技术成熟的开发方式，注水开发目前仍然是复杂断块油藏首选的高效开发技术[3]。长期以来，断块油藏为胜利油田持续稳定发展做出了重要贡献[4]。 截止2010年底，胜利油田断块油藏已累计动用地质储量和累计产油量分布占到胜利 油田的31.5%和38.2%，在胜利油田占有重要地位。因此，研究胜利断块藏特高含水期提高水驱采收率影响因素，对于提高水驱采收率，对降低采油成本、稳定油气产量、满足国内经济发展要求意义重大。本文试图从水驱采收率定义出发，基于现场应用的角度对胜利断块油 藏特高含水期提高水驱采收率影响因素作一探讨。 1水驱采收率的定义对于水驱油田来说，采收率为水驱驱油效率及波及系数的乘积[5-6]，可表示为：E R =E D ·E V =E D ·E A ·E H （1）该公式基本反映了提高采收率的机理，即要提高采收率就要增大波及体积、提高驱油效率。可见，影响水驱油效率和水驱波及系数的因素即为影响水驱采收率的因素。对某一水驱油田，其驱油效率主要取决于油层的固有性质；波及系数除取决于油层性质外，还取决于油藏的开采方法[7]。2影响水驱采收率的主要影响因素2.1驱油效率的影响因素影响驱油效率的因素主要包括孔隙结构、原油性质、过水倍数等[7]。对于特定的油藏，原油性质和孔隙 结构改变难度较大。理论研究表明， 特高含水开发阶段，增加过水倍数，是提高驱油效率的主要途径[8]。永安油田永12断块永12平3 井经过提液，使其单井可采储量从7.61×104t 增加到9.25×104t ，增 加1.64×104t ，采收率提高8.56%，累计增油近0.8×104t ，取得较好的 开发效果。现场应用表明，矿场强化提液与注水是提高过水倍数的 主要手段。2.2纵向波及系数的影响因素影响纵向波及系数主要因素是 油藏纵向非均质，即层系划分合理，层间干扰减缓，波及系数大，反 之亦然。换句话说，层系划分是否合理是影响纵向波及系数最主要 的因素。 2.2.1层间非均质性对胜利断块油藏来说，层间非均质主要是 指储层物性、原油性质及含油条带宽度等。油藏数模研究结果表明：①层间渗透率级差越大，剩余油的富集状态差异越大，不同级别渗透储层，级差对剩余油的控制是不同；渗透率越高，开发效果越好。 ②稠、稀油合采，稠油层剩余油富集较多；原油物性越好，由原油物性差异导致的开发效果差异越不明显。③含油条带窄，平面波及较小，井间剩余油富集，采收率偏低； 条带宽度大于300米后条带宽度对采收率影响减小。 2.2.2层内非均质性层内非均质则主要表现为储层韵律性及 隔夹层分布等。 油藏数模研究结果表明： ①正韵律层注入水沿底部窜进，见水早，含水上升快，顶部剩余 油富集较多；反韵律水洗充分，见水晚，含水上升慢。 ②至于夹层对水驱采收率的影响主要表现在射孔方式的选择上：当水井钻遇夹层，水井全部射开，油井则可以采取局部射孔方 式效果较好（图1）；而当油井钻遇夹层，油井全部射孔开发效果好 （图2）。 2.2.3开发非均质性开发非均质也是影响纵向波及系数的重—————————————————————— —基金项目：国家科技重大专项项目“大型油气田及煤层气开发”科技重大专 项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”（编号：2011ZX05011） 之专题三“断块油田特高含水期提高水驱采收率技术”（编号 2011ZX05011—003）。 作者简介：刘维霞（1973-），女，山东东营人，高级工程师，毕业于石油大学 （华东）油藏工程专业，现从事油气田开发技术研究和管理工作。特高含水期提高水驱采收率影响因素研究 ———以胜利断块油藏为例 Research on the Factors of Enhancing Water Drive Recovery at Extra High Water-cut Stage ： Taking Fault Block Oil Reservoirs in Shengli Oilfield as the Example 刘维霞①Liu Weixia ；胡罡①Hu Gang ；李鹏华②Li Penghua （①中国石化胜利油田地质科学研究院，东营257015；②中国石油与天然气勘探开发公司，北京100034） （①Geological Scientific Research Insititute of Shengli Oilfield ， Sinopec ，Dongying 257015，China ；②China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation ，Beijing 100034，China ） 摘要：特高含水油田水驱采收率的提高，对降低采油成本、稳定我国油气产量、满足国内经济发展要求意义重大。从水驱采收率定义出发，基于现场应用的角度研究了胜利断块油藏特高含水期提高水驱采收率影响因素。研究结果表明，过水倍数的高低及层系井网的合理与否是影响特高含水期断块油藏水驱采收率的主要因素。结论为特高含水期断块油藏提高水驱采收率指明了方向。 Abstract:Enhancing water drive recovery factor in extra high watered oilfield is very important to reduce costs and keep oil and gas production.Based on field application,proceeding from the basic definition of water drive recovery,the factors of enhancing water drive recovery at extra high water-cut stage were studied.Pore volume injection,layers and well pattern have effect on improving water drive recovery factor.The research provides a direction for enhancing water drive recovery in extra high watered oilfield. 关键词：特高含水期；断块油藏；水驱采收率；影响因素；过水倍数；驱油效率；波及系数 Key words:extra high water -cut stage ；fault block reservoirs ；water drive recovery ；influential factor ；displacement efficiency ；sweep efficiency ；relevent factor 中图分类号：TE65文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）01-0001-02 ·1·
1注烟道气、二氧化碳驱油机理 1.1注烟道气提高采收率 由于烟道气驱的成本较氮气驱高，因此发展缓慢。近年来随着人们对环境治理力度的加大以及原油价格的上涨，烟道气驱油技术又有了发展的空间。因为如果考虑环境效益，烟道气驱要比氮气驱经济划算。所以烟道气近年来也得到了较好的发展。 1.1.1烟道气驱提高采收率机理 烟道气通常含有80%～85%的氮气和15%～20%的二氧化碳以及少量杂质，也称排出气体，处理过的烟道气，可用作驱油剂。烟道气的化学成分不固定，其性质主要取决于氮气和二氧化碳在烟道气中所占的比例。烟道气具有可压缩性、溶解性、可混相性及腐蚀性。根据烟道气中所含气体的组成，提高采收率机理主要是二氧化碳驱和氮气驱机理。 1.1.1.1二氧化碳机理 由于烟道气中二氧化碳的浓度不高，所以不容易达到混相驱的要求，主要是利用二氧化碳的非混相驱机理。即降低原油黏度、使原油膨胀、降低界面张力、溶解气驱、乳化作用及降压开采。由于二氧化碳在油中的溶解度大，在一定的温度及压力下，当原油与CO2接触时，原油体积增加，黏度降低。CO2在原油中的溶解还可以降低界面张力及形成酸性乳化液。CO2在油中的溶解度随压力的增加而增加，当压力降低时，饱和了CO2的原油中的CO2就会溢出，形成溶解气驱。与CO2驱相关的另一个开采机理是由CO2形成的自由气饱和度可以部分代替油藏中的残余油[18]。 1.2.1.2氮气驱机理 注氮气提高采收率机理主要有：(1)氮气具有比较好的膨胀性，使其具有良好的驱替、气举和助排等作用；可以保持油气藏流体的压力；(2)氮气可以进入
水不能进入的低渗透层段，可降低渗透带处于束缚状态的原油驱替成为可流动的原油；(3)氮气被注入油层后,可在油层中形成束缚气饱和度，从而使含水饱和度及水相渗透率降低，在一定程度上提高后续水驱的波及体积；(4)氮气不溶于水，微溶于油,能够形成微气泡，与油水形成乳状液，降低原油黏度，提高采收率。 氮气与地层油接触产生的溶解及抽提效应，一方面溶解效应使原油黏度、密度下降，改善原油性质，使处于驱替前缘被富化的气体黏度、密度等性质接近于地层原油，气—油两相间的界面张力则不断降低，在合适的油层压力下甚至降到零而产生混相状态，在这种状态下，注氮气驱油效率将明显提高；另一方面，抽提效应使原油性质变差，这种抽提作用在油井近井地带表现更明显、更强烈。 烟道气驱更适用于稠油油藏、低深透油藏、凝析气藏和陡构造油藏。 1.2注CO2提高采收率 在各种注气方式中，注二氧化碳提高原油采收率的研究已经进行了几十年，特别是近年来，随着技术进步和环境要求的需要，二氧化碳驱显得越来越重要，包括我国在内的很多国家都开展了注二氧化碳驱的现场实验。 1.2.1 CO2驱油机理 将CO2作为油藏提高采收率的驱油剂已研究多年，在油田开发后期，注入CO2，能使原油膨胀，降低原油粘度，减少残余油饱和度，从而提高原油采收率，增加原油产量。CO2能够提高原油采收率的原因有： （1）CO2溶于原油能使原油体积膨胀，从而促使充满油的空隙体积也增大，这为油在空隙介质中提供了条件。若随后底层注水，还可使油藏中的残余油量减少。 （2）CO2溶于原油可使原油粘度降低，促使原油流动性提高，其结果是用少量的驱油剂就可达到一定的驱油效率。 （3）CO2溶于原油能使毛细管的吸渗作用得到改善，从而使油层扫油范围扩大，使水、油的流动性保持平衡。 （4）CO2溶于水使水的粘度有所增加，当注入粘度较高的水时，由于水的流动性降低，从而使水油粘度比例随着油的流动性增大而减少。 （5）CO2水溶液能与岩石的碳酸岩成分发生反应，并使其溶解，从而提高
《提高采收率原理》习题 第一章：原油采收率及其影响因素 一、概念 1.EOR 2.原油采收率 3.面积波及效率 4.洗油效率 5.流度比 6.剩余油 7.残余油 8.毛管数 9.界面张力10.指进11.舌进 二、简答 1. 写出流度比与毛管数的定义式，说明流度比、毛管数与原油采收率的关系；从流度比与毛管数的定义出发，分析提高原油采收率的途径和方法。 2. 推导原油采收率E R与波及系数E V和洗油效率E D的关系，说明提高采收率的途径有那些？ 3. 影响体积波及系数的因素是什么？ 4. 影响洗油效率的因素是什么？ 5、用什么参数表征地层的宏观非均质性，它们是如何定义的？ 第二章：聚合物驱油 一、概念 1.聚合物 2.水解 3.水解度 4.不可入孔隙体积 5.机械捕集 6.阻力系数 7.残余阻力系数 8.特性黏度 9.机械降解10.化学降解11.筛网系数12.聚合物溶液的黏弹性13.堵水14.调剖15.单体16.聚合度17.构型18.构象19.流变性20.假塑性流体22.视黏度23.过滤因子 二、简答 1.聚合物溶液产生降解、溶液粘度下降的原因及预防措施。 2.影响聚合物溶液溶解性能的因素。 3.影响聚合物溶液黏度的因素。 4.影响聚合物溶液静吸附的因素。 5.选择聚合物时应考虑那些因素。
6、调剖堵水提高原油采收率的机理是什么？ 7、什么叫过滤因子和筛网系数？如何测定？ 8、比较残余阻力系数与阻力系数的大小，并解释原因。 9、影响聚合物稳定性的因素有哪些？可以采取哪些措施解决稳定性问题？ 10、当含盐量增加时，HPAM的吸附量如何变化？为什么？ 11、写出特性黏度的表达式，其物理意义是什么？实验室如何测量，并绘图说明。 三、计算 室内在绝对渗透率为0.8μm2的饱和水的天然岩心中用聚合物溶液进行驱替实验。实验步骤如下：首先在一定注入速度下注盐水，压力稳定后测得岩心两端的压差为0.5 MPa，然后以相同的速度注聚合物溶液，压力稳定后测得岩心两端的压差为5.5 MPa；最后又以相同的速度注盐水，压力稳定后测得岩心两端的压差为0.7 MPa。据实验结果确定聚合物溶液的阻力系数和残余阻力系数。并说明阻力系数和残余阻力系数的物理意义。
油藏工程常用计算方法
目录 1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (3) 2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (3) 3、预测塔河油田油井产能的方法 (3) 4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (4) 5、表皮系数分解 (4) 6、动态预测油藏地质储量方法简介 (5) 6.1物质平衡法计算地质储量 (5) 6.2水驱曲线法计算地质储量 (7) 6.3产量递减法计算地质储量 (8) 6.4Weng旋回模型预测可采储量 (9) 6.5试井法计算地质储量 (10) 7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (15) 8、预测凝析气藏可采储量的方法 (15) 9、水驱曲线 (16) 9.1甲型水驱特征曲线 (16) 9.2乙型水驱特征曲线 (17) 10、岩石压缩系数计算方法 (17) 11、地层压力及流压的确定 (18) 11.1利用流压计算地层压力 (19) 11.2利用井口油压计算井底流压 (19) 11.3利用井口套压计算井底流压 (20) 11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (22) 11.5地层压力计算方法的筛选 (22) 12、A RPS递减分析 (23) 13、模型预测方法的原理 (24) 14、采收率计算的公式和方法 (25) 15、天然水侵量的计算方法 (25) 15.1稳定流法 (27) 15.2非稳定流法 (27) 16、注水替油井动态预测方法研究 (34) 17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (38)
1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOF q ，就可以用下式计算不同压力R p 下的气井绝对无阻流量：()2 *i R AOF AOF p p q q =。 2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。当无阻流量小于50万时，两者相差不大。 3、预测塔河油田油井产能的方法 油井的绝对无阻流量：??? ? ? -=25.2b R o AOF FEp p J q （流压为0） 。 o J －采油指数，? ?? ? ??+-= S r r B Kh J w e o o o 5.0ln 543.0μ；R p －平均地层压力（关井静压），MPa ； FE －流动效率，wf R p p mS FE -- =87.01； o o o Kh B q m μ12.2= 。 油嘴产量公式一（类达西定理推导）：()h t o p p cd q -=2 油嘴产量公式二（管流推导）：h t o p p ad q -=2 油嘴产量公式三（试验+经验）：5 .02GOR d bp q t o = t p －油压，MPa ；h p －回压，MPa ；d －油嘴，mm ；GOR －气油比，m 3/m 3。参 数c ，a 和b 可以通过拟合得到。
低渗透油藏水驱采收率影响因素分析 摘要实验表明,低渗透油藏具有启动压力梯度,因此其渗流规律与中、高渗透油藏不同。通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的定压水驱进行数值模拟,分析了低渗透油藏水驱采收率的影响因素,包括多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距。分析表明,低渗透油藏的水驱采收率受到启动压力梯度的影响,启动压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越小,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率越低;而增大生产压力梯度,可以有效地降低启动压力梯度的影响,生产压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越大,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率越高;增大生产压力梯度的方法有增大注入量和减小注采井距两种,都可以提高低渗透油田的开发效果。 主题词低渗透储集层启动压力梯度两相渗流采收率水 驱数值模拟 对于低渗透油藏,由于渗流时存在启动压力梯度〔1、2〕(简称为TPG),因此这种介质中的单相及两相渗流规律不同于常规的中、高渗透油藏,对低渗透油藏中的单相渗流理论的研究渐渐趋于成熟,而相应的两相渗流理论的研究还处于探索阶段,因此需要更多的研究。另外,有试验表明,低渗透油藏的压敏效应比较严重〔3、4〕,而且介质变形为弹塑性的,一旦地层能量损失,造成孔隙度和渗透率的下降后,无法再恢复,使低渗透油藏的开采难上加难,所以早期注水开发对于低渗透油藏显得非常必要,生产急需低渗透油藏的两相渗流理论来指导。通过对定压注水井排和采油井排进行数值模拟,分析了影响低渗透油藏水驱采收率的影响因素。 一、数学方程及其简化 将注水井排和生产井排之间的油藏简化为一维直线油藏,考虑地层温度不变, 忽略重力和毛管力的作用,在油藏两端定压注水和定压采液。考虑油水相启动压力梯度的影响。 二、产量、采收率影响因素分析 假设低渗透油藏中有一注采井排,注采井距为100m,油藏宽度和厚度分别为100m和10m,介质渗透率为0.01μm2,原始地层压力为12MPa,注入压力和采液压力为:pwi=15MPa,pwp=9MPa,油水粘度分别为:μw=1mPa·s,μo=5mPa·s。油水相启动压力梯度为:Go=0.01MPam,Gw=0.1Go,油水相对渗透率曲线如图1所示。用差分方程。(8)和(9),对此油藏进行数值模拟。 1,多孔介质孔隙结构特征的影响 多孔介质的孔隙结构,包括孔隙和喉道的大小、分布等,均对水驱的效果产生影响,其影响效果最终归结为油水相对渗透率曲线的影响。。文献〔6〕中详细分析了低渗透油藏的介质结构特性对水驱采收率的影响。 2,油水相对渗透率曲线的影响 同中高渗透油藏相同,影响低渗透油藏的注水采收率的主要因素是油水相对渗透率曲线。低渗透油藏相对渗透率曲线的特点是:束缚水饱和度大、共渗区域小和水相相对渗透率低,如图1所示。这决定了低渗透注水开发时,产液量不可能随时间大幅度上升,产液量呈下凹状,且后期上升缓慢。 3,启动压力梯度的影响 低渗透油藏的特点是,油井见水后,含水率急剧上升;启动压力梯度越大,产油量 和产液量越小,阶段采出程度和水驱采收率(至含水率98%时)越低。 4,注水强度的影响
《提高采收率原理》综合复习资料 一、名词解释 1、泡沫特征值：指泡沫中气体体积对泡沫总体积的比值。 2、最低混相压力：指气驱中气驱采收率超过90%的驱替压力。 3、波及系数：指驱油剂波及到的油层容积与整个含油容积的比值。 4、润湿现象：固体界面上一种流体被另一种流体取代的现象。 5、色谱分离现象：组合的驱油成分以不同的速度流过地层的现象。 6、流度：流度是指流体通过孔隙介质能力的一种量度，等于流体的渗透率与粘度之 比。 7、牺牲剂：在驱油过程中为了减少驱油剂在地层中的损耗而首先注入的廉价化学剂。 8、 PI值：PI值是由注水井井口压降曲线和PI值的定义求出的用于调剖堵水决策的 重要参数。 9、残余阻力系数：残余阻力系数是指聚合物溶液通过岩心前后的盐水渗透率比值。 10、 Jernnings碱系数：碱系数是指双对数坐标内油水界面张力对碱质量分数的关系 曲线和0.01～1.0 mN.m-1所包的面积与0.01～1.0 mN.m-1和0.001％～1.0%碱质量分数所包的面积之比乘6。 11、酸值：将1g原油中和到pH值产生突跃时，所需KOH的质量，单位是mg/g。 二、填空题 1、碱驱一般要求原油酸值大于0.2 mg/g 。 2、注蒸汽有两种方式，即蒸汽驱和蒸汽吞吐。 3、进行过聚合物驱矿场试验的两种聚合物为HPAM 、XC 。 4、原油采收率= 波及系数×洗油效率。 5、调剖是通过提高注入水的波及系数来提高原油采收率的。 6、在亲水地层，毛细管力是水驱油的动力，Jamin效应是水驱油的阻力；在亲油地层，毛细管力是水驱油的阻力。 7、地层越不均质，采收率越低。将注水采油的毛管数的数量级增至10-2，则剩余油饱和度趋于0。 8、CaCO3在含Na+、K+、Ca2+、Cl-的地层水中表面带正电。砂岩零电位点时的pH 为5，在pH=6.5的地层水中表面带负电。 9、调剖堵水是通过提高注入水的波及系数来提高原油采收率的。从水井注入地层的
目前EOR技术方法主要有哪些，分别论述其机理？ 1化学驱（Chemical flooding） 定义：通过向油藏注入化学剂，以改善流体和岩石间的物化特征，从而提高采收率。 1.1聚合物驱（Polymer Flooding） （1）减小水油流度比M （2）降低水相渗透率 （3）提高波及系数 （4）增加水的粘度 聚合物加入水中，水的粘度增大，增加了水在油藏高渗透部位的流动阻力，提高了波及效率。 高渗透部位流动时，水所受流动阻力小，机械剪切作用弱，聚合物降解程度低，则聚合物分子就易于缠结在孔隙中，增大高渗透部位的流动阻力。反之，低渗透率部位，聚合物分子降解作用强，，反而容易通过低孔径孔隙，而不堵塞小孔径。 1.2表面活性剂驱(Surfactant Flooding) （1）降低油水界面张力 表面活性剂在油水界面吸附，可以降低油水界面张力。界面张力的降低意味着粘附功的减小，即油易从地层表面洗下来，提高了洗油效率； （2）改变亲油岩石表面的润湿性（润湿反转） 一般驱油用表面活性剂的亲水性均大于亲油性，在地层表面吸附，可使亲油的地层表面反转为亲水，减小了粘附功，也即提高了洗油效率； （3）乳化原油以及提高波及系数 驱油用的表面活性剂的HLB 值一般在7—18范围，在油水界面上的吸附，可稳定水包油乳状液。乳化的油在向前移动中不易重新粘附润湿回地层表面，提高了洗油效率。此外，乳化的油在高渗透层产生贾敏效应，可使水较均匀地在地层推进，提高了波及系数； （4）提高表面电荷密度 当驱油表面活性剂为阴离子型表面活性剂时，它在油珠和地层表面上吸附，可提高表面的电荷密度，增加油珠与地层表面的静电斥力，使油珠易被驱动界质带走，提高了洗油效率； （5）聚集并形成油带 若从地层表面洗下来的油越来越多，则它们在向前移动时可发生相互碰撞。当碰撞的能量能克服它们之间的静电斥力时，就可聚并并形成油带。油带向前移
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究 水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术。但随着低渗透油藏开发程度不断加深，开发矛盾日益突出，如何不断改善开发效果、进一步提高水驱采收率将成为低渗透油藏产量稳定的关键。本文针对低渗透油藏采用注水开采技术中存在的各种问题，总结归纳了一系列低渗透油藏水驱提高采收率的相关技术，对提高低渗油藏开发水平具有一定的借鉴意义。 标签：低渗油藏；水驱开发；采收率 中国低渗透油藏经过长期的不懈探索和实践，在开发理论和开发技术方面都取得了很大的成就。但随着低渗透油藏开发阶段的不断深入、开发对象和储层改造的日益复杂，将面临一系列新的问题。水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术，提高水驱采收率是改善低渗油田开发效果，有效动用低渗储量，对油田持续稳产、效益发展具有重要现实意义。 1 井网优化及加密调整技术 2000年以后投入开发的特低渗透油藏，结合整体开发压裂，优化并采用了非常规的菱形和矩形井网。这种井网的优点是井排距灵活可变，适应不同开发物性、不同裂缝发育程度的低渗透油藏。并且在一定程度上抑制方向性水淹速度，提高侧向井见效程度及平均水驱均匀化程度。缺点便是与基质物性匹配难度大，调整余地小，对于天然裂缝多向发育的油藏风险较大。 动态缝的延伸、沟通是低渗透油藏方向性见效、水窜的主要原因，天然裂缝方向和人工裂缝方向及相互影响决定了水窜、水淹方向。裂缝侧向基质的有效驱替范围，主要取决于基质物性，是确定合理排距或注采井距的主要依据。类块状油藏井网对河道砂体的控制和多层油藏井网对非主力层的控制是提高水驱动用的关键。单砂体注采井网的合理性和完善程度是提高水驱波及的主要因素。注采井网与砂体分布形态的合理配置，尽量避免沿河道方向注采，造成基质水驱沿主河道高渗条带突破。 井网与缝网的合理匹配是改善低渗透油藏开发效果的关键，针对不同类型油藏、不同井型、不同改造方式，优化并确定合理注采井网系统。 2 层系优化重组技术 层间及层内非均质造成动用程度、水驱状况差异较大，层系优化重组技术，可以提高采油速度、水驱波及体积和采收率。层系优化重组技术可以通过3种模式来实现。模式一，分采合注，就是井网加密调整，在主力层和非主力层分采，在层系内分注。这种模式预计提高采收率8%～10%，在油层厚度大、层数多、跨度小的区块可以试验、推广。模式二，逐层段上返，逐层段、分主次，四阶段接替上返，预计提高水驱采收率8%。模式三，二三结合，改善Ⅱ、Ⅲ类层水驱，
凝析气藏开发的特点及技术 摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。 关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术 凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为 2.06×1012m3，可采储量为 1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。 1凝析气藏的基本特征 根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。 1.1 反常凝析现象 凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。 1.2 埋藏深、温度高、压力高 我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。凝析气藏的地层压力一般为25~56MPa，压力系数一般为1.0~1.2左右。塔里木盆地的凝析气藏埋深在4000~5000m 以上，埋藏最深的塔西南深层凝析气藏达6500m。新疆柯克亚深层凝析气藏压力高达123MPa，在世界上也是屈指可数的超高压气藏。气藏温度一般在70~100℃之间，少数凝析气藏温度高达100~145℃。因此，埋藏深、高温、高压是凝析气藏又一重要特点。 1.3 产出“四低一高”的凝析油 凝析气藏产出的凝析油具有低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡量和高馏分的特点。
试油试采特征及产出、注入能力研究开发方式研究 油田开发方式（或驱动方式）的选择，是油田开发方案设计的根本决策，它直接影响到开发层系的划分与组合、开发井网部署、注采系统配置和生产规模建设。对于一个具体油田，选择何种开发方式，由其技术经济条件（油田地质、渗流特征、流体性质、注入剂类型及来源、地面工程费用等）决定。 根据塔木察格19区块的实际情况，可供选择的开发方式主要有天然能量驱动开采和注水保持压力开采两种。 1、国内不同类型不同开发方式油藏的采收率 根据统计资料，我国陆上不同类型油藏平均采收率情况见表××。 表××中国陆上不同类型油藏平均采收率情况统计表（截止1997年底） 由表××可以看出，对比我国陆上不同类型、不同开发方式油藏的开发效果，注水砂岩油藏的开发效果最好，全国该类型油藏的平均采收率达35.5%，其次是底水驱碳酸盐岩油藏，为30%，其它依靠天然能量开发的油藏采收率状况较差。上述结果对塔木察格19区块油藏的开发方式选择具有借鉴意义。根据上述结论，塔木察格19区块若利用天然能量开采，其采出程度将比较低，而采用注水开发则会获得较高的原油采收率。 2、油藏驱动类型及天然能量评价 塔木察格19区块各断块油藏总体上属于具有弱边、底水、饱和程度较低的未饱和油藏，因此其驱动类型主要为弹性、溶解气驱动，天然能量主要为弹性、溶解气。
（1）弹性驱动能量评价 油藏弹性驱动能量大小可用弹性采收率来表示。弹性采收率可用下述零维模型确定： []()b i wi b i o p wc w oi o P P S P P C C S C S C ---+++= ) 1()(1Re （7-1） 式中：Re —弹性采收率，（%）； C o ,C w —原油、地层水压缩系数，（MPa -1 ）； S oi ,S wc —原始含油饱和度，束缚水饱和度，（f ）； P i ,P b —原始油藏压力，饱和压力（MPa ）； C p —岩石孔隙压缩系数，（MPa -1），由下式确定： 4358 .04 /10 587.2φ -?=Cp （7-2） 式中：φ—孔隙度，（f ）。 运用上述公式即可对塔木察格19区块各断块油藏弹性能量进行评价，平均弹性采收率为3.26％。其中地层油压缩系数取13.3×10-4/Mpa ，地层水压缩系数取4.4×10-4-4 在衰竭式开发过程中，当油层压力低于饱和压力时，可以利用其溶解气驱动能量开发。溶解气驱动能量大小可用溶解气驱采收率来表示。 （2）溶解气驱采收率计算公式 美国石油学会(API)采收率委员会，从1965年到1967年，对北美和中东地区得312个油田的采收率进行了广泛深入的统计研究。根据其中98个溶解气驱油田（包括砂岩、灰岩、和白云岩）的实际开发数据，建立了确定溶解气驱油田采收率的相关经验公式，表达式为：
【摘要】该文探讨了在采油的过程中提高采收率的方法，特别是对IOR 技术和FOR 技术进行了分析，指出了技术思路与技术实施的方法。 【关键词】IOR 技术FOR 技术蒸汽吞吐采油聚合物驱油 经济有效地提高油气采收率是油气资源开发的永恒目标，为此发展了许多提高采收率的方法及其配套技术。然而如何有效的应用这些方法和技术都是有待不断研究的课题。一些学者将提高采收率的方法可归结为两类不同范畴的技术，即：IOR 技术（改善采油Improvement Oil Recovery）和FOR 技术（强化采油Enhanced Oil Recovery），虽然它们共同的目标都是经济有效地开发剩余油以提高采收率。但从技术上讲它们却属于不同的技术范畴。因为其对象不同，技术思路不同，技术实施时机和方法也将会不同。 1.IOR 技术 IOR 技术的对象是相对富集的大尺度的未被驱替介质波及到的剩余油，主要用于改善二次采油，特别是提高多层非均质油藏的注水波及效率。虽然IOR 技术并未改变二次采油的驱替机理，但它已是二次采油技术的高度集成和综合应用的发展。其主要技术包括：调整井和加密井技术；改善水动力条件的技术（周期注水、间歇注水、水气交替注入等）；调剖技术；水平井以及复杂结构井技术以及老井侧钻技术。IOR 技术相对于FOR 技术，其技术成熟度高，操作成本低。 对于多层非均质油藏尽管进入高含水期，但仍然存在着巨大的应用潜力。 自从上世纪40 年代油田注水得到工业化应用以来经历了大约60年，技术上有了很大的发展，但仍然存在很大的发展潜力。因此，IOR技术仍然是大幅度提高采收率不可忽视的技术。 2.FOR 技术 FOR 技术的主要对象是被注入水波及地区以薄膜、油滴、油片、角滞油等形式仍然残留于地下的高度分散的小尺度的剩余油以及难以采用注水开发的油藏。FOR 技术主要包括：热采技术、注气技术、化学驱技术和微生物技术等。它们的驱油机理与水驱有所不同。 针对稠油油藏的热采技术在当前FOR 技术中占主导地位，其中又以注蒸汽为主，美国目前是热采产量最高的国家，我国仅次于美国和委内瑞拉，居世界第三位。注气技术是目前应用程度仅次于热采的另一项FOR 技术，它不仅可用于新油藏的开发，也可作为三次采油的手段用于水驱后油藏提高采收率。当用于水驱之后时，其开采对象主要是水淹带内被滞留在地下的残余油，采收率可提高10％以上，注气提高采收率方法中主要是二氧化碳混相驱，为寻廉价气源而注入氮气和空气（低温氧化）已开展了研究和矿场试验，并取得了进展。