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致密油注水吞吐影响因素研究及数学模型建立

王君如，杨胜来，曹庾杰，王梦雨，许洋

石油化工高等学校学报 2020, 33 (6): 26-31. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2020.06.005

摘要（297）

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PDF （1567KB）（170）

近年来，水平井压裂注水吞吐技术已成为致密油的主要开发技术。初期获得较高产量，但随着吞吐轮次的增加，出现产量递减快、油水置换效率低等问题。利用新疆吉木萨尔油田致密油资料，通过室内岩心注水吞吐实验和单井注水吞吐数值模拟研究，分析了注入量、注水吞吐时机、注入速度、吞吐轮次、焖井时间、采液速度等参数对注水吞吐采收率的影响，明确了注水吞吐影响因素依次为吞吐轮次、注入量、焖井时间、注入速度、采液速度。建立单井注水吞吐地质模型，对注水吞吐影响因素进行多元非线性拟合，首次推导出注水吞吐五参数和三参数经验公式，预测误差均在8%以内，为研究区及类似的致密油藏注水吞吐开发提供重要参考。

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实际地层温度压力条件下的渗吸实验研究

曹庾杰，杨胜来，王君如，王梦雨，于家义，王敉邦

石油化工高等学校学报 2020, 33 (5): 24-29. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2020.05.005

摘要（411）

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PDF （1979KB）（324）

采用低渗透砂岩岩心进行实际地层温度压力条件下的渗吸实验，分析低渗透砂岩注水吞吐过程中的渗吸规律，并与常温常压渗吸实验进行了对比。实验表明，常温常压渗吸效率为18%~24%，平均为21%；前6 h岩心渗吸速率最快，为0.8~1.7 %/h。实际地层温度压力条件渗吸效率为24%~31%，平均为27%；第1轮次渗吸速率最快，为2.6~3.6 %/h。与常温常压渗吸相比，实际地层温度压力条件下能提升渗吸效率5%~7%，渗吸速率也明显高于常温常压渗吸，分析认为实际地层温度压力条件下可增加渗吸动力、减小渗吸阻力，更有利于发生油水置换。建立了渗吸深度理论计算模型，得出岩心渗吸波及的深度为0.25~0.63 cm，认为前期快速渗吸阶段进入的深度属于厘米级范围，渗吸深度随渗吸效率的增加而增加。综合研究认为，提高地层压力和进行大面积压裂可有效提高渗吸效率。

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低渗透油藏ASG复合泡沫体系注入参数优化

王杰,刘音颂,刘照钰,王梦雨,李月

石油化工高等学校学报 2018, 31 (04): 38-41. DOI: :10.3969/j.issn.1006-396X.2018.04.007

摘要（529）

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对ASG(碱、表面活性剂与氮气)复合泡沫体系与水交替注入提高采收率技术在高温高矿化度低渗透油藏的适用性进行研究。通过室内驱油实验的方法,开展ASG泡沫与水交替注入实验,并将之与水驱、氮气驱、表面活性剂驱进行对比。结果发现,ASG泡沫与水交替注入较水驱、氮气驱、表面活性剂驱分别采收率提高了16.61%、 10.26%与9.21%。ASG泡沫与水交替注入的注入参数优化实验研究结果表明,在累积注入泡沫体积相同(1.2倍孔隙体积)的条件下,采用0.4倍孔隙体积泡沫段塞交替注入的效果最佳;泡沫注入速度的最优值为1.5mL/min,当注入速度过低时,产生泡沫较少,且容易发生气液分离,封堵效果不佳,当注入速度过高时,泡沫大小不一,容易发生气泡合并,引起气泡的破裂,同时容易造成泡沫的剪切消泡;分三次注入段塞气液质量比分别为3∶1、2∶1与1.5∶1 时,较单一气液质量比泡沫采收率提高了2.04%。