熱水驅(qū)提高原油采收率原理與技術(shù)

1引言001
1.1熱水驅(qū)國內(nèi)外研究概述003
1.1.1稠油油藏?zé)崴?qū)機(jī)理研究及應(yīng)用003
1.1.2輕質(zhì)油油藏?zé)崴?qū)機(jī)理研究及應(yīng)用006
1.1.3低滲透油藏?zé)崴?qū)開發(fā)008
1.2國內(nèi)典型熱水驅(qū)油藏特征和開發(fā)概述014
1.2.1典型超低滲透油藏014
1.2.2典型普通低滲透油藏022
1.2.3典型稠油油藏025
小結(jié)029
參考文獻(xiàn)029
2油藏巖石和流體熱物性分析033
2.1巖石和流體熱導(dǎo)率的測(cè)定033
2.1.1熱導(dǎo)率的基本概念033
2.1.2實(shí)驗(yàn)原理與方法034
2.1.3實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析037
2.2巖石和流體比熱容的測(cè)定042
2.2.1比熱容的基本概念042
2.2.2實(shí)驗(yàn)原理與方法043
2.2.3實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析047
2.3巖石和流體熱膨脹系數(shù)的測(cè)定051
2.3.1熱膨脹系數(shù)的基本概念051
2.3.2實(shí)驗(yàn)原理與方法051
2.3.3實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析053
2.4巖石和流體熱物性參數(shù)的影響因素055
2.4.1物質(zhì)成分的影響055
2.4.2溫度的影響055
2.4.3密度的影響055
2.4.4壓力的影響056
2.4.5液相飽和度的影響056
小結(jié)056
參考文獻(xiàn)057
3油藏巖石和流體物性的熱效應(yīng)分析058
3.1巖石孔隙度的變化059
3.1.1巖石孔隙度變化的理論分析059
3.1.2巖石孔隙度變化的實(shí)驗(yàn)研究060
3.1.3孔隙度的測(cè)井曲線響應(yīng)特征063
3.2巖石滲透率的變化068
3.2.1巖石滲透率變化的理論分析068
3.2.2巖石滲透率變化的實(shí)驗(yàn)研究070
3.2.3巖石滲透率的測(cè)井方法072
3.3流體密度的變化073
3.3.1油藏流體密度變化的理論分析073
3.3.2油藏流體密度變化的實(shí)驗(yàn)研究074
3.4原油黏度的變化076
3.4.1影響原油黏度的主要因素076
3.4.2原油黏溫關(guān)系實(shí)驗(yàn)研究078
3.5儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)的變化079
3.5.1儲(chǔ)層孔喉大小及分布的變化079
3.5.2儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)變化實(shí)驗(yàn)研究080
3.6注熱水條件下的原油蒸餾086
3.6.1常壓條件下的原油蒸餾086
3.6.2地層壓力條件下的原油蒸餾090
3.7溫度對(duì)巖石潤濕性的影響090
3.7.1影響巖石潤濕性的主要因素090
3.7.2巖石潤濕性變化實(shí)驗(yàn)研究092
3.8溫度對(duì)毛管壓力的影響098
3.8.1影響毛管壓力的主要因素098
3.8.2毛管壓力變化實(shí)驗(yàn)研究100
3.9溫度對(duì)原油/地層水體系界面張力的影響110
3.9.1影響界面張力的主要因素110
3.9.2原油/地層水體系界面張力變化實(shí)驗(yàn)研究110
小結(jié)118
參考文獻(xiàn)120
4低滲透油藏?zé)崴?qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)研究122
4.1低滲透巖芯熱水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)123
4.1.1實(shí)驗(yàn)材料與方法123
4.1.2實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析124
4.2油藏及原油性質(zhì)對(duì)熱水驅(qū)的影響實(shí)驗(yàn)127
4.2.1原油黏度對(duì)熱水驅(qū)驅(qū)油效率的影響127
4.2.2不同滲透率熱水驅(qū)驅(qū)油效率分析128
4.2.3熱水驅(qū)過程中啟動(dòng)壓力梯度的變化130
4.2.4注熱水對(duì)油水相對(duì)滲透率的影響136
4.3熱水驅(qū)過程中溫度分布及熱效率實(shí)驗(yàn)141
4.3.1實(shí)驗(yàn)材料與方法142
4.3.2實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析143
4.4熱水/表面活性劑復(fù)合驅(qū)效率評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)146
4.4.1表面活性劑簡介147
4.4.2傳統(tǒng)表面活性劑性能評(píng)價(jià)149
4.4.3低張力表面活性劑體系的制備與評(píng)價(jià)155
4.4.4熱表面活性劑驅(qū)效率評(píng)價(jià)159
4.4.5熱水/表面活性劑復(fù)合驅(qū)效率評(píng)價(jià)162
4.5不同驅(qū)替方式對(duì)采收率的影響163
小結(jié)164參考文獻(xiàn)165
5控制水相流度提高熱水驅(qū)采收率研究167
5.1化學(xué)劑結(jié)晶法控制流度理論分析167
5.1.1形成穩(wěn)定驅(qū)替前緣的條件167
5.1.2分相流動(dòng)方程169
5.1.3Buckley-Leverett驅(qū)替理論171
5.1.4加入化學(xué)劑后驅(qū)替前緣發(fā)生的變化173
5.2控制水相滲透率化學(xué)劑MA簡介177
5.2.1控制水相滲透率化學(xué)劑篩選原則177
5.2.2MA的性質(zhì)178
5.2.3MA的工業(yè)合成179
5.3MA控制流度物理模擬實(shí)驗(yàn)研究180
5.3.1MA降低水相滲透率實(shí)驗(yàn)180
5.3.2室內(nèi)模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)183
5.4MA控制流度現(xiàn)場(chǎng)施工參數(shù)設(shè)計(jì)189
5.4.1預(yù)處理液189
5.4.2MA的注入濃度189
5.4.3注入速度190
小結(jié)190
參考文獻(xiàn)191
6稠油油藏蒸汽驅(qū)后熱水驅(qū)技術(shù)研究192
6.1蒸汽驅(qū)后熱水驅(qū)提高采收率機(jī)理192
6.2蒸汽驅(qū)后熱水驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)研究194
6.2.1實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備194
6.2.2實(shí)驗(yàn)步驟194
6.2.3實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論196
6.3試驗(yàn)區(qū)蒸汽驅(qū)后熱水驅(qū)潛力分析197
6.3.1試驗(yàn)區(qū)剩余油分布研究197
6.3.2先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)轉(zhuǎn)熱水驅(qū)的可行性200
6.4蒸汽驅(qū)后熱水驅(qū)油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)201
6.4.1油藏工程設(shè)計(jì)原則201
6.4.2注水溫度優(yōu)選201
6.4.3合理注采比及注水量確定203
6.4.4注水層段優(yōu)選204
6.4.5注水時(shí)機(jī)確定205
6.5實(shí)施方案部署及指標(biāo)預(yù)測(cè)205
6.5.1部署原則205
6.5.2部署結(jié)果205
6.5.3注采系統(tǒng)設(shè)計(jì)206
6.5.4開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)207
6.6方案實(shí)施及監(jiān)測(cè)要求208
6.6.1實(shí)施中可能出現(xiàn)的問題及對(duì)策208
6.6.2實(shí)施和監(jiān)測(cè)要求209
小結(jié)210
參考文獻(xiàn)211
符號(hào)表212