文摘

iii型石油的形成在大庆油田中低渗透油藏的代表在中国的超高含水油田,特点是不好的连通性的毛孔和喉咙,残余油分布分散,难以有效地取代。为了产生残余油,我们提出一种新的三次采油(采油)方法是水力压裂的驱油剂在高压力。在本文中,首先,我们进行了三组实验在不同条件下的位移的分析提供了依据岩心孔隙结构、润湿性的改变。接下来,测试是用于分析地静压力、孔隙度、渗透率的影响在高压注入的驱油剂的核心物理性质。相应地,恒速压汞测试被用来确定孔喉半径分布和变化在不同的位移条件下的渗流阻力。此外,扫描电子显微镜(SEM)测试的核心进行了观察和分析孔喉大小和连接的变化,矿物粒子堆积,胶结水力压裂前后的驱油剂在高压力。最后,核心润湿性测试进行了讨论和分析核心润湿性变化的规则在高压水力压裂的驱油剂,润湿性的变化及其机制。研究表明,增加地层能量是最重要的机制由fracturing-seepage-displacement三次采油方法。此外,驱油的类型影响不大。后驱油剂在断裂形成高压注入,它不仅提供了高效的流道和大体积的驱油剂。 Under the flushing action of high-pressure injection fluid, the original way of line or point contact between mineral particles gradually changes to free particles. Therefore, the pore throat size increases, some larger pores are formed, and the overall flow resistance decreases. After the injection of fluid at high pressure, the energy in formation has increased and the core wettability changes from oil-wet to weakly water-wet. This is not only because the residual oil on the pore surface is flushed by high pressure; in addition, the adsorption of an oil displacement agent on the rock surface reduces the liquid-solid interface energy and changes the wettability, thus improving the oil displacement efficiency.

1。介绍

如今,中国约70%的石油生产仍然是利用从旧油田。在未来一段时间,老油田仍将是中国主要的石油供应(1- - - - - -5]。以中国大庆油田为例,目前,水驱动仍然是石油发展的主要途径。一般含水率约为92.7%,但回收率只有35%左右,因此,在这个领域有进一步三次采油的潜力(6- - - - - -9]。此外,主要存在于中低渗透油藏剩余油。而这些水库总是坏在物理性质和剩余油的分布相对分散,很难注入驱油剂,肯定,剩下的油是很难生产(10,11]。因此,迫切需要一个合理的石油形成的改进方法,该方法可以有效地生产石油和石油释放剩下的分散。

大油田的开发经验表明美国和俄罗斯石油产量是一个逐步改善的过程,主要体现在越来越多的水库层次划分和井网密度的增加12- - - - - -14]。的连续层次划分储层和多层砂岩油藏井间加密,注采压力系统不断改进和加强。石油生产过程中,从初级采油、二次采油三次采油,油藏能量补充一直是最重要的三次采油方法(15- - - - - -18]。弹性能量回收、溶解气体驱动、气开车,蒸汽蒸汽吞吐,等等,三次采油的机理是至关重要的维持或增加形成的能量。毕竟,足够的压力是原油发展的根本动力;足够的压差确保原油成功开发可持续发展。

水力压裂、直接和有效的刺激措施,已广泛应用于油田的世界各地。的勘探、开发和利用页岩和其他非常规储层水力压裂已成为必要手段导致复杂的断裂系统,而不是简单的平面骨折,为石油和天然气提供流动通道(19- - - - - -21]。很长一段时间,与高粘度压裂液和低过滤已广泛应用于压裂操作国内和海外22- - - - - -24]。这些压裂液通常有高粘度、低滤失的优点。常用的压裂液由胍或修改胍。植物胶水基压裂液是一种最常用的压裂液,这是早些时候使用。它的高粘度、低滤失能满足压裂的需要和携带沙子25- - - - - -27]。为了进一步提高压裂的性能效果,不同压裂液系统已经先后开发,如交联聚合物凝胶压裂液系统(28),泡沫压裂液系统(29日类型),压裂液系统(30.,31日),纤维素压裂液系统等(32]。这些发展改善了耐温度、剪切阻力,沙子承载能力和造壁性能的压裂液系统。

自第一水力压裂建于1947年,水力压裂一直是用于建立一个高速通道流动,增加石油和天然气生产和注入(33,34]。在油田开发的后期,很难有效地利用分散在中低渗透油藏剩余油。针对上述问题,我们的研究小组提出了一种新的三次采油方法:水力压裂与高压的驱油剂。在这种方法中,初始粘度较低的驱油代理作为压裂液,和驱油剂进行目标储层水力压裂的方式。驱油代理迅速推到浓缩剩余的石油通过骨折的位置,从而达到较高的驱油效率。水力压裂的过程的过程转化为fracturing-seepage-oil沿着垂直于裂缝方向位移。这样,驱替剂能快速进入毛孔;因此,接触时间和距离之间的驱油剂和形成可以有效地缩短。所以它可以解决的问题,提高压裂液的损失和低利用率的驱油剂在传统注射过程。我们都知道,石油复苏取决于有效的波及体积和驱油效率。 Only when the swept volume reaches a certain extent, the oil displacement efficiency can be improved; only by effectively improving the liquid absorption capacity of medium-low permeability layers or small-medium pores in the reservoir can the swept volume be expanded and the oil recovery be greatly enhanced [35- - - - - -37]。这个新的fracturing-seepage-oil位移的三次采油方法的优点结合地层压力增加,扩大波及体积,提高驱油效率。

本文针对高压水力压裂的驱油剂与我们提出的一系列微位移机制进行了研究。自然的核心参数,包括渗透率、孔隙度、孔喉结构,和润湿性,被上覆岩层孔隙度和渗透率测试仪器、恒速压汞仪、扫描电子显微镜(SEM)、接触角仪、驱油设备。我们设计了一系列的实验来比较和分析在不同条件下核微孔结构的影响,包括在传统驱油速度,在高压被水驱油,驱油石油代理位移在高压力。在此基础上,我们明确的微观驱油机理在高压水力压裂的驱油剂。

2。材料和方法

2.1。实验材料

在这三次采油方法,作为驱油剂是注入条件下的高压力和裂缝储层,它也可以被视为压裂液。驱油剂是表面活性剂(石油磺酸盐),这是由大庆油田井下作业分公司提供。实验中使用的压裂液比较水。实验制备的水的井下作业分公司的现场施工。石油在实验模拟油、脱气的混合物,在大庆油田轻烃脱水原油和石油。模拟油的粘度为8.86 mPa在45°C·s。实验自然核心中的核心,它被iii型形成的第一在大庆油田石油生产工厂。自然芯的直径是2.5厘米,渗透的范围 μ米²来 μ米²。

2.2。仪器和设备

在这项研究中,我们进行了三组位移实验在不同条件下提供的基础分析岩心孔隙结构、润湿性的变化。基于他们,上覆岩层压力孔隙度和渗透率的测试中,岩心孔隙半径分布测试、微观结构变化测试,和润湿性变化进行了测试。实验中使用的主要设备包括一个覆盖大量压力仪器、恒速压汞仪、扫描电子显微镜(SEM)、接触角测试仪。微观孔隙结构参数的核心由恒速压汞仪测量。一个范Tecnai G2 F20 Gatan公司的扫描电子显微镜(SEM),美国,被用来测试天然岩心的微观形态学。驱油实验中使用的设备主要包括平流泵、压力表、油驱替剂容器。除了平流泵,其他设施放置在烤箱的恒温45°C。提供的驱替压力平流泵,流体在中间容器注入核心。为了比较传统的位移的影响和fracturing-seepage-displacement方法在高压微观孔喉结构和润湿性变化的核心,我们设计了三组实验,包括以下几点:(一)驱油在常规速度、注射速率为0.1毫升/分钟和注射量是30 PV(孔隙体积);(b)水力压裂在高压注水,注射压力是20 MPa和注射量是30光伏; (c) hydraulic fracturing by oil displacement agent flooding at high pressure, the injection pressure was 20 MPa and the injection volume was 30 PV. Combined with the SEM test, the influence of different displacement conditions on the microstructure changes of cores was analyzed through the core samples after displacement obtained in this experiment. The schematic diagram of the experimental set-up is shown in Figure1。

2.3。实验方法

在这项研究中,有四个实验,揭示微观驱替机理进行了水力压裂的三次采油的驱油剂在高压下。每个实验的详细的实验方法和步骤如下。

2.3.1。测量岩心孔隙度和渗透率的方法

相同的自然的核心是切成四段的长度相等,渗透率和孔隙度测试在四个不同的条件下进行。积土压力的实验进行了大量野外仪器如图2。(1)自然选择核心直径约2.5厘米,应该干;(2)选择自然核切成四部分具有相同的长度,和目标核心被加载到岩心爪地静压力的大量野外仪器;围压的参数设置完成后,核心是加载测量孔隙度;(3)气体流速比核心的恒压下的油箱被计算机计算,和孔隙度可以获得;(4)孔隙度测量结束后,系统开始进入阶段的渗透率测量。计算机计算核心渗透通过计算压降率在油箱和其他流条件下。

2.3.2。常规压汞测量的核心参数

微观孔隙结构参数的核心由恒速压汞测量仪器如图3。(1)自然选择核心直径约2.5厘米,它应该与甲苯清洗油然后干;(2)物理性质的测量目标的核心,包括与气体渗透率测量体积,质量,和密度;(3)目标的核心是加载到恒速压汞仪,和汞在设定压力下注入。压力稳定后,压力和压汞量记录提高注射压力,重复上述实验过程。(4)注射压力等于毛细管压力对应的孔隙半径汞可以被注入,以及毛细管半径对应毛细管压力等于孔隙喉道半径的核心。通过不断增加注射压力、毛细管压力曲线可以得到,不同孔隙半径的分布概率可以通过结合注入水银的体积。

2.3.3。微观形貌测量方法的核心

核心的形态学观察,扫描电子显微镜图所示4。(1)核心样品生产:使用滴定管吸收少量的核心碎片,均匀地涂在清洁和固定样本框,串行储备;(2)冻干样品:准备样品很快被转移到E7400cryotrans制冷平台,然后慢慢注入液氮冷冻和吸尘,然后迅速升温。样品中的水冻结和升华干燥样品;(3)黄金喷涂:样本放置在一定的真空高压电场,高压电场电离空气,然后样品表面涂上一层导电金属薄膜;(4)电子显微镜扫描:样本被放置在扫描电子显微镜下观察到的样本空间。图片被选中去观察每个样品的微观形态,和不同系统的特点进行了评价和分析。

2.3.4。核心可湿性分析

润湿性实验主要用接触角测量仪署- 200,如图5。润湿性是油和水之间的相互作用和储集岩储层条件下,这决定了储层流体的微观和原分布状态的岩石通道和起着决定的作用恢复石油生产的原油。(1)柱状自然选择核心,核心是地面,直到表面是光滑的。的滴定体积微型注射器针设置为3.00μL,示例表被用来收集蒸馏水,相机是用来记录这个过程;(2)设置基线位置和拟合函数后,液滴的轮廓可以出现在液滴图像和液滴连接可以触手获得;(3)有效结果的系统误差应小于5%。为了减少误差,随机选择三种不同的测量点相同的核心,和有效的结果的平均值作为核心的接触角;(4)的核心是在蒸馏水浸泡后取出一段时间,和基础的变化角度后浸泡烘干后测定。(5)接触角测量仪的系统误差小于5%;(6)测量常规水驱后润湿性:位移测量后的润湿性的核心,即。步骤(1)-(5)重复。(7)测量的核心润湿性在高压注水压裂后形成:步骤(1)-(5)重复。(8)测量的核心润湿性由表面活性剂压裂后洪水形成高压:步骤(1)-(5)重复。

自吸的方法被用来测量所示的核心润湿指数 在哪里表示油相的润湿性指数;表示水相的润湿性指数;表示Amott-Harvey指数;表示由自发吸收原油流量的关系;表示所原油排放水驱动;表示由自发吸油排出的水量;表示油驱水排放的量。

润湿性分级标准如表所示1。

3所示。结果和讨论

3.1。测试结果的孔隙度和渗透率的变化自然的核心

自然核心丹麦队和21-2 iii型形成的第一选择在大庆油田石油生产工厂和住宿。他们测试了岩心的孔隙度和渗透率在其原始状态,常规注水驱替,水力压裂在高压注水,洪水和水力压裂的驱油剂在高压力。核心参数测试结果如表所示2。

孔隙度和渗透率的测量结果不同位移条件下的自然核心丹麦队和21-2如图6和7,分别。显然,核心的原始状态和传统的注射速率下注水后,孔隙度和渗透率变化不大。然而,对于核心在水力压裂水或一个驱油剂在高压力,孔隙度和渗透率都显著增加。特别是核心丹麦队的渗透率和核心21-2是增加了 μ米²后位移在高压力。它表明,高喷射压力大大提高了储层的渗流能力。值得注意的是,岩心孔隙度和渗透率参数的变化主要与储层能量的增加和高压冲洗,但不受注入流体的影响。即是否注入流体是水或驱油剂,效果是不明显的。

3.2。测试结果的核心由扫描电镜孔隙结构

天然岩心的孔隙结构测试是由扫描电镜在四个州,包括初始状态,常规注水位移(注入量:0.1毫升/分钟,30 PV),水力压裂在高压注水(注射压力:20 MPa, 30 PV),和水力压裂的驱油剂在高压(注射压力:20 MPa, 30 PV)。核心丹麦队的实验结果如图所示8。

图8(一个)显示了原始状态的iii型压裂前核心。毛孔满心高岭石和粘土表面的粒子是不明显的。此外,粒间孔隙的发展现象不明显,矿物颗粒相互接触点或线的形式。传统的注入水后位移如图8 (b),矿物的赋存状态和孔隙形式没有明显的变化。核心的主要组件是完整的,没有损坏或腐蚀长石。然而,当核心是流离失所高压注入液体如图8 (c)和8 (d),支持模式的骨架颗粒改变了。胶结颗粒之间的胶结材料迁移到其他地区在高压注入液体清洗。原始颗粒接触关系逐渐改变联系方式与自由粒子,和连接孔和喉的数量增加。实验结果表明,在压裂和驱油的过程中,压裂液存储能量在水力压裂后的裂缝,以及压裂液组成了一个大型断裂能量场,渗透到了矩阵。fracturing-seepage-displacement的过程中,自然核心的渗透率和孔隙度增加。相关的核心基本参数的变化主要是能量增强。

3.3。常规压汞测试结果

为了研究孔隙结构的变化在不同的位移矩阵核方法,常规压汞仪是用来测量iii型的天然核形成的大庆油田。压汞测试结果的原始状态下的核心在图所示9。水力压裂法的测试结果驱油剂(表面活性剂)洪水在高压下如图10。表3显示的是测量结果的核心在不同位移条件下孔隙参数结果。

结果表明,最大孔隙半径和平均孔隙半径的核心变得更大了,和孔隙分布范围变小,孔隙分布往往是更稳定的压裂液流入矩阵的作用下提高压裂液的能量。在高压注入驱油代理后,贡献越大孔隙率和渗透率的喉咙范围为6.3μ米到10μ米,分布频率越高的孔隙喉道半径范围内。目前,主要的出口通道半径和有效渗流通道半径通常被用来描述孔隙喉道半径对渗透率的贡献。出口通道半径称为孔隙喉道半径的分布范围对应的峰值分布曲线渗透率的贡献。之前驱油剂驱在高压力,孔隙喉道半径的分布频率峰值出现在4的范围μ米至6.3μm;后驱油剂驱在高压力,孔隙喉道半径的分布频率峰值出现在6.3的范围μ米到10μm。这表明,高压驱替岩心孔隙大小通常增加,核心的流体流动阻力小,和渗流能力提高。

3.4。测试和分析结果的核心润湿性测试

为了研究高压驱油剂的影响矩阵的润湿性核心,接触角测试在不同的位移条件下进行。接触角测试结果的核心丹麦队在图所示11。根据方程(1)- (3),我们计算了四种实验条件下的润湿指数核心丹麦队和核心21-2,如图12。

iii型形成的天然岩心在大庆油田的第一石油生产植物弱亲油类型,如图(11日),岩心的润湿性还亲油型注水后传统的注射速率如图11 (b)。在高压注入水核心后,润湿角明显降低,孔壁的润湿性由亲油改为弱亲水,如图11 (c)。此外,当注入的液体在高压下被取代的驱油剂摘要(表面活性剂),心墙的润湿角进一步降低,如图11 (d)。的综合效应高压注入的驱油剂和表面活性剂降低界面张力。润湿性改变的核心丹麦队和核心21-2指数平均值也从消极到积极改变后高压注入。一方面,注射液体在高压下有效地提高了地层能量,和残余油孔壁被剥夺由于高速注入这是这种方法的主要采油机理;另一方面,表面活性剂分子在孔隙表面的吸附面积增加,吸附以单层为主,减少了液固界面能量,造成孔隙表面的润湿反转,从而提高驱油效率。此外,注入流体的类型影响很小。

总之,从三次采油的角度来看,这可能是最好的选择来提高波及体积和驱油效率在同一时间。然而,从的角度在油田的实际应用,该方法在高压注水。水力压裂法将位移流体形成和提供能量。

4所示。结论

(1)fracturing-seepage-displacement最重要的三次采油机理的方法是增加能量形成高压注入的驱油剂。在高压注入流体位移可显著提高岩心渗透率和孔隙度。值得一提的是,注入流体的类型影响不大(2)压裂和驱油过程中,注入流体裂缝周围形成了一个巨大的能量场,然后它会渗透矩阵在高压注入的驱油剂。原始的行或矿物颗粒之间的点接触方式逐渐改变自由粒子。因此,孔喉大小增加,一些较大的孔隙形成和整体流动阻力减少(3)在高压注入的驱油剂,润湿反转的现象发生在孔壁,从而改变弱亲水亲油。主要原因是注入流体的高压冲刷,导致残余油孔隙墙上的剥离。此外,如果注入的流体表面活性剂,它将在降低界面张力也扮演了一定的角色。通过这种方式,驱替效率已得到改进

数据可用性

使用的数据来支持本研究的结果包括在本文中。

的利益冲突

作者宣称他们没有利益冲突有关的出版。

确认

这项研究得到了国家自然科学基金(青年项目)(批准号51804076),中国博士后科学基金会博士后(2021号m690528),黑龙江省项目(批准号LBH-Z20035),东北石油大学青年科学基金(批准号2019 nl-02),和研究起始东北石油大学的基础(批准号2019 kq15)。