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1.
降低界面张力、改变润湿性是表面活性剂应用于油田开发的重要特性。通过测量表面活性剂烷基糖苷溶液的表面张力
及其与亲水(亲油)载玻片、原油间的接触角,研究了表面活性剂对油藏润湿性的改变行为。结果表明,表面活性剂分子在水固界
面和油水界面的吸附使润湿性发生变化,且其在水固界面的吸附模式是决定润湿性改变的关键。同时,在测定油水界面张力,计
算水固、油固界面张力的基础上,利用灰色关联分析确定了各界面张力对润湿性的影响程度:水固界面张力>油水界面张力>油
固界面张力。可见,在利用表面活性剂改变润湿性的过程中,尤其应注意水固界面状态的变化。 相似文献
及其与亲水(亲油)载玻片、原油间的接触角,研究了表面活性剂对油藏润湿性的改变行为。结果表明,表面活性剂分子在水固界
面和油水界面的吸附使润湿性发生变化,且其在水固界面的吸附模式是决定润湿性改变的关键。同时,在测定油水界面张力,计
算水固、油固界面张力的基础上,利用灰色关联分析确定了各界面张力对润湿性的影响程度:水固界面张力>油水界面张力>油
固界面张力。可见,在利用表面活性剂改变润湿性的过程中,尤其应注意水固界面状态的变化。 相似文献
2.
根据伊拉克中部A油田主力开发层上白垩统Khasib组碳酸盐岩油藏当前注水开发现状及需要对其进行流动单元的研究,针对该储层岩石及孔隙类型多样,孔喉结构及孔渗关系复杂特征,运用岩心、薄片、扫描电镜、物性分析和压汞资料,在岩相、沉积相、物性及孔喉结构研究基础上,运用微观孔隙结构法对流动单元进行了划分。对多级喉道半径与渗透率关系的分析表明,对本区储层渗透率表征最为敏感的为拐点喉道半径而非传统R35参数。采用该参数并结合岩相、物性、孔隙结构划分出Ⅰ~Ⅲ类流动单元:Ⅰ类流动单元岩相主要为砂屑颗粒灰岩,粒间孔、溶孔配合孔隙缩小型喉道对储层渗流起主要作用,拐点喉道半径大于0.8μm,渗流能力好,孔隙度为22%,渗透率为180×10-3μm2,发育在高能砂屑滩中;钻遇该类流动单元井初期产量高,但注水开发中易形成早期注水突破,应采取温和注水开采。Ⅱ类流动单元岩相主要为砂屑泥粒灰岩和绿藻泥粒灰岩,砂屑泥粒灰岩以粒间孔配合缩颈喉道,绿藻泥粒灰岩以绿藻铸模孔、溶孔配合网络状、孔隙缩小型喉道对储层渗流起主要作用,但主渗流孔喉组合所占比例较Ⅰ类流动单元小,拐点喉道半径介于0.35~0.8 μm之间,渗流能力较好,非均质性强,孔隙度为25%,渗透率为10×10-3 μm2,发育在中-高能的砂屑滩和中-低能的藻屑滩中;该类流动单元井初期产量较高,非均质性强导致剩余油分布差异大,是进一步开采和挖潜的主要区域。Ⅲ类流动单元岩相为抱球虫粒泥灰岩,体腔孔、微孔配合管束状喉道对渗流起主要作用,拐点喉道半径小于0.35 μm,渗流能力差,孔隙度平均值仍高达24%,但渗透率平均值仅为1.5×10-3 μm2,发育在较低能的缓斜坡中,含油饱和度低,储量低,较难开采。 相似文献
3.
针对伊朗SA油田上白垩统Sarvak油藏富含厚壳蛤碎屑Sar-3层开发所遇问题,运用岩芯,薄片,XRD,三维地震等资料,对厚壳蛤建隆沉积模式及对应形成储层结构进行研究。研究表明Sar-3沉积期主要发育属于碳酸盐缓坡沉积体系内障壁岛-滩亚相内的厚壳蛤丘和伴生潮坪两类微相,结合区域构造沉积背景建立沉积模式,该模式强调以下要点:①受构造运动影响形成的古地层隆起为影响厚壳蛤生物礁建隆分布主控因素;②受海平面下降和古地层隆起向上抬升影响,厚壳蛤建隆在生长早期受强水流作用破坏,搬运再沉积形成缓丘状礁滩混合体;③Sar-3层上部广泛发育潮坪环境致密泥晶灰岩沉积,受古地貌控制,边部构造低部位区垂向可叠置发育多期潮坪沉积;④旋回末形成局部短暂水上暴露环境,大气水所造成的淡水淋滤作用为影响储层性质及结构主要因素。Sar-3层垂向结构可表征为二元结构,下部为厚壳蛤灰岩储层,上部为潮坪致密灰岩隔层,两者厚度受控于古地貌,古地貌高点为储层有利发育区。以此为依据提出相应水平井开发对策:古地貌高部位区力争轨迹保持在油层中部钻进,低部位区前段以微倾角钻穿油层,后段确保在储层底部钻进。 相似文献
4.
运用取芯,薄片,电镜扫描及三维地震等资料,对位于扎格罗斯盆地盆缘当前热点开发区的伊朗A油田上白垩统Sarvak组储层特征及主控因素进行研究。研究表明:Sarvak组储层岩性以富含厚壳蛤、有孔虫、钙化藻和浮游有孔虫等生屑颗粒的灰岩和白垩灰岩为主。储层受岩溶作用影响明显,储集空间以生屑铸模孔,灰泥溶蚀孔群,溶孔,溶洞为主。结合压汞,孔渗关系,岩性等因素在层内综合划分出孔洞-孔隙型,裂缝-孔隙型,孔隙型和致密非储层四类。最有利储层为孔洞-孔隙型,岩性主要为富厚壳蛤碎屑灰岩,次有利储层为裂缝-孔隙型和孔隙型,岩性主要为富有孔虫碎屑白垩灰岩。储层主控因素为层内三级层序边界,古地貌隆起和岩石破裂作用。三级层序边界控制有利储层垂向位置,古地貌隆起控制储层性质平面分布,岩石破裂作用影响储层整体含油性。基于以上认识提出勘探开发建议:对层内三级界面的识别和明确原沉积期古隆起位置为确定油田垂向优先开发层位及平面有利开发区域的关键。距层序界面较远,厚度较大的白垩储层受岩石破裂作用影响较大,纵横向分布发育不稳定,储量计算应考虑对纵向不同类别储层进行分类评价。 相似文献
5.
针对伊拉克艾哈代布(Ahdeb)油田Khasib组早期的注水突破难题, 本文以地球化学资料及取心薄片分析为基础, 结合区域沉积-构造演化背景, 对储层演化及异常高渗层的成因进行了研究, 并将储层演化划分为3个阶段: 沉积同生期、低沉降速率浅-中埋藏期和快速沉降深埋藏期。沉积同生期具两层高孔段: 即受同生岩溶改造形成的以砂屑粒间孔为主的Kh2-2-1砂屑颗粒灰岩和以藻屑铸模孔为主的Kh2-3-2藻屑泥粒灰岩。在此基础上, 浅-中埋藏期产生以走滑断裂为流体的运移通道, 以深部源岩降解形成的有机酸为溶蚀介质, 以同生期后形成的高孔层段为溶蚀的载体, 以非组构选择溶蚀作用为特征的埋藏有机酸岩溶, 它与同生期岩溶作用在时间上具有连续性, 形成的孔隙分布在空间上具有继承性。晚期地层快速沉降深埋藏期, 发生大规模烃类充注成藏, 阻止孔隙内水岩反应, 减弱储层内压实胶结破坏性成岩作用, 最终使得这两段具异常高渗透率特征。Kh2-2-1砂屑颗粒灰岩段以砂屑粒间孔、粒间溶孔、针状溶洞为主要孔隙类型, 以孔隙缩小型为主要喉道类型, 孔喉连通性好, 岩相区域分布稳定, 是造成早期注水突破的层段。总体而言, 本区异常高渗层的成因主要是: 优质储层的沉积基础及同生岩溶改造, 长期浅-中埋藏期有机酸溶蚀对储层的叠加和改造优化, 以及快速深埋藏期与烃类充注极好的耦合关系使其得以保存。 相似文献
6.
高压与含油条件下空气泡沫性质研究 总被引：1，自引：0，他引：1
空气泡沫在驱油过程中表现出的性质与高压、含油的储层环境密切相关。利用高温高压反应釜模拟逐步升压过程,考察了地面起泡的空气泡沫在注入过程中的性质变化;模拟油藏高压环境,考察了空气泡沫在不同压力下就地起泡的泡沫性质。研究结果表明,地面起泡的空气泡沫在注入过程中,体积不断减小,密度不断增大,且起泡压力越低,该变化规律越明显;随着地层压力增大,就地起泡的空气泡沫体积先增大后减小,析液半衰期不断增大。同时,研究了高胶质、沥青质原油对空气泡沫性质的影响。结果表明,若泡沫体系形成空气泡沫之后与原油相遇,那么当原油体积不高于泡沫体系体积的40%时,原油可增强泡沫的稳定性,且其体积分数越高,泡沫稳定性越好;若泡沫体系与原油相遇后再形成空气泡沫,那么当原油含量大于泡沫体系的20%后,泡沫稳定性即不断下降,显微分析显示其主要原因在于假乳液膜的强度与原油在其中的存在形式发生了改变。 相似文献
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空气泡沫在驱油过程中表现出的性质与高压、含油的储层环境密切相关。利用高温高压反应釜模拟逐步升压过程,考察了地面起泡的空气泡沫在注入过程中的性质变化;模拟油藏高压环境,考察了空气泡沫在不同压力下就地起泡的泡沫性质。研究结果表明,地面起泡的空气泡沫在注入过程中,体积不断减小,密度不断增大,且起泡压力越低,该变化规律越明显;随着地层压力增大,就地起泡的空气泡沫体积先增大后减小,析液半衰期不断增大。同时,研究了高胶质、沥青质原油对空气泡沫性质的影响。结果表明,若泡沫体系形成空气泡沫之后与原油相遇,那么当原油体积不高于泡沫体系体积的40%时,原油可增强泡沫的稳定性,且其体积分数越高,泡沫稳定性越好;若泡沫体系与原油相遇后再形成空气泡沫,那么当原油含量大于泡沫体系的20%后,泡沫稳定性即不断下降,显微分析显示其主要原因在于假乳液膜的强度与原油在其中的存在形式发生了改变。 相似文献
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降低界面张力、改变润湿性是表面活性剂应用于油田开发的重要特性。通过测量表面活性剂烷基糖苷溶液的表面张力及其与亲水(亲油)载玻片、原油间的接触角,研究了表面活性剂对油藏润湿性的改变行为。结果表明,表面活性剂分子在水固界面和油水界面的吸附使润湿性发生变化,且其在水固界面的吸附模式是决定润湿性改变的关键。同时,在测定油水界面张力,计算水固、油固界面张力的基础上,利用灰色关联分析确定了各界面张力对润湿性的影响程度:水固界面张力>油水界面张力>油固界面张力。可见,在利用表面活性剂改变润湿性的过程中,尤其应注意水固界面状态的变化。 相似文献
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