低渗油藏低张力驱油条件及技术PDF电子书下载

第1章 低渗透油田的地质特征及开发现状 1

1.1 国内外低渗透油田概况 1

1.1.1 低渗透油田划分标准 1

1.1.2 国内外低渗透油田DAS检索结果 1

1.1.3 国内外低渗透碎屑岩油田参数分析 2

1.2 地质特征 3

1.2.1 低渗储层的成因及沉积特征 3

1.2.2 近源沉积低渗储层特征 4

1.2.3 远源沉积低渗透储层特征 5

1.2.4 成岩作用形成的低渗透储层特征 6

1.2.5 低渗透储层岩性和物性特征 6

1.3 驱油方式 26

1.4 采油方法 27

1.5 采收率 28

第2章 水驱油机理 30

2.1 油层中油水渗流时的力 30

2.1.1 毛细管力 30

2.1.2 毛细管压力 31

2.1.3 黏滞力 31

2.2 水驱油微观机理 32

2.2.1 微观驱油效率 32

2.2.2 孔隙介质中原油的捕集 33

2.2.3 润湿性对圈闭的影响 35

2.2.4 毛细管数对采出程度的影响 36

2.2.5 水驱微观驱替机理实验研究 37

2.2.6 残余油的形成和分布 42

2.3 水驱宏观驱油机理 43

2.3.1 波及效率 43

2.3.2 流度比 43

2.3.3 影响水驱采收率的因素 44

第3章 低渗孔隙介质中的油水渗流特征 49

3.1 渗流环境特征及其对渗流的影响 49

3.1.1 小喉道连通的孔隙体积比例大 49

3.1.2 比表面积大 50

3.1.3 岩石表面油膜量大 50

3.1.4 毛细管力的影响显著 53

3.1.5 贾敏效应显著 53

3.1.6 卡断现象严重 54

3.1.7 可动的流体饱和度小 54

3.2 低渗透油层的非达西渗流特征 55

3.2.1 非达西渗流的室内实验 55

3.2.2 非达西渗流对油藏开采的影响 56

3.3 低渗透油层的两相渗流特征 57

3.3.1 相渗透率曲线特征 57

3.3.2 低渗透油层的无量纲产液、油指数 58

3.4 油水两相渗流的核磁共振实验研究 60

3.4.1 核磁共振现象 60

3.4.2 T1弛豫与T2弛豫 60

3.4.3 岩石中流体的核自旋弛豫 60

3.4.4 岩心核磁共振实验结果 62

3.5 油水两相渗流方程 63

3.6 低渗透油层中油水相对渗透率的计算方法 66

3.7 低渗透油层采收率的理论计算 70

3.7.1 原油采收率与启动压力梯度的关系 70

3.7.2 水驱油时的最佳渗流速度 72

3.7.3 水驱油采收率与渗透率的关系 73

第4章 活化残余油 78

4.1 活化残余油的途径 78

4.1.1 开采水驱剩余油的难度 78

4.1.2 开采水驱剩余油的途径 79

4.1.3 油水界面张力对残余油饱和度的影响 80

4.2 降低化学剂用量和浓度后的驱油效果 88

4.2.1 大庆油田三元复合体系配方条件下岩心驱油试验 89

4.2.2 降低碱剂浓度驱油试验 89

4.2.3 无碱条件下，商业表面活性剂驱油试验 90

4.2.4 无碱条件下，表面活性剂／疏水缔合聚合物二元复合体系化学剂成本分析 91

第5章 启动残余油所需最低界面张力 92

5.1 活化水驱残余油理论的进一步探讨 92

5.1.1 启动水驱残余油所需界面张力值的讨论 92

5.1.2 三元复合驱中提高毛细管数与降低界面张力关系的讨论 96

5.2 油水界面张力对采收率影响的机理讨论 97

5.2.1 影响平面波及系数（EA）的主要因素 98

5.2.2 影响垂直波及系数（Ev）的主要因素 99

5.2.3 影响驱油效率（ED）的主要因素 100

第6章 低张力驱油机理 103

6.1 影响微观驱替机理的各种因素 103

6.1.1 界面张力 103

6.1.2 毛细管压力 105

6.1.3 润湿性 106

6.1.4 油层流体黏度 106

6.1.5 流度比 106

6.1.6 毛细管数 107

6.1.7 位数及孔隙孔喉比 107

6.1.8 原生水 107

6.1.9 孔隙壁面的粗糙度 108

6.1.10 分离压力 108

6.1.11 驱替液与被驱替液本身的内部结构 108

6.2 多孔介质中水驱油作用分析 108

6.3 低界面张力驱的微观驱油机理 112

6.3.1 实验方法 112

6.3.2 复合体系的微观驱油过程及机理 112

6.3.3 复合驱后续水驱驱油特征 118

6.3.4 超低界面张力驱替残余油机理的实验现象 120

6.4 提高驱油效率和波及效率 123

6.4.1 复合驱提高宏观波及效率的岩心试验 123

6.4.2 黏弹效应提高微观驱油效率和微观波及效率的驱替试验 124

第7章 不同界面张力特征驱油体系对驱油效果影响的研究 126

7.1 不同界面张力特征的复合体系配方筛选 126

7.1.1 实验仪器、条件及化学试剂 126

7.1.2 实验结果及讨论 127

7.2 不同界面张力特征及不同润湿性下复合体系驱油效果研究 136

7.2.1 驱油体系配方及相关参数 137

7.2.2 实验方法 137

7.2.3 实验结果及讨论 138

第8章 表面活性剂的静吸附以及在低渗孔隙介质上的滞留 151

8.1 表面活性剂的吸附理论 151

8.1.1 表面活性剂的固-液吸附 151

8.1.2 吸附等温线 151

8.1.3 吸附机理 152

8.2 固体表面吸附理论 153

8.2.1 吸附作用 153

8.2.2 静吸附理论 156

8.3 化学剂在不同岩石矿物上的静态吸附规律 159

8.3.1 实验步骤 159

8.3.2 静态吸附量的计算 159

8.3.3 吸附质的浓度检测方法 159

8.4 结果及分析 161

8.4.1 表面活性剂在岩砂上的静态吸附及规律 161

8.4.2 表面活性剂在油层岩心上的滞留量 164

第9章 低张力驱油体系低渗孔隙介质上的驱油效率 167

9.1 超低平衡界面张力和超低瞬时动态界面张力驱油体系研究 167

9.2 驱油试验研究 170

9.2.1 不同润湿接触角条件下，渗透率对最大驱油效果的影响 171

9.2.2 不同渗透率条件下，润湿接触角对驱油效果的影响 176

9.2.3 复合体系以段塞方式注入时，渗透率对驱油效果的影响 176

9.3 小结 177

第10章 低张力体系在低渗孔隙介质中渗流时的有利作用 179

10.1 低渗油层注入水的一般渗流规律研究 179

10.1.1 实验方法 179

10.1.2 岩心驱替试验结果 181

10.1.3 渗透率与岩石润湿性关系 197

10.1.4 压力变化规律分析 198

10.2 表面活性剂驱油体系对油层岩石润湿性的影响 199

10.2.1 表面活性剂溶液浸泡岩石薄片对岩石润湿的影响 199

10.2.2 表面活性剂溶液注入前后，岩心润湿性变化 200

10.3 对注入压力和水相渗透率的影响 201

10.4 油层实际增注效果的理论计算 206

10.5 老化时间对注入压力及水相渗透率的影响 207

10.6 注入速度对注入压力及渗透率的影响 208

10.7 小结 209

参考文献 211