一维对流弥散方程的显式差分法求解及其收敛性分析

对一维对流弥散方程的特点进行全面分析,在稳定渗流场中,认为差分格式中的流速项系数和弥散系数是随空间节点的位置而改变的,给出了不同渗流方向下相应的差分格式,推导了对应的收敛条件,并考虑了边界浓度衰减的影响,引入边界衰减因子,最后将该方法运用到实际工况中。从计算结果中发现,在满足收敛条件的情况下,能够计算出浓度在时间和空间的变化数值,最终计算结果是收敛的,而不满足相应的收敛条件时,其计算结果是不收敛的。所介绍的方法能够求解一维对流弥散方程的解析解,简单实用,且能够方便了解每一迭代步内的浓度空间分布情况。     

低渗透砂岩石油渗流的微观模拟实验研究

采用天然低渗透砂岩微观模型，通过与实际地质状况较为相似条件下的油驱水实验，模拟石油在低渗透砂岩孔隙内的渗流，分析和探讨了低渗透砂岩孔隙介质中石油的微观渗流机理。研究结果表明，石油在低渗透砂岩中渗流路径曲折复杂，运移渗流模式有稳定式、指进式和优势式3种；石油在低渗透砂岩中渗流存在启动压力梯度，启动压力梯度与砂岩孔隙度关系复杂，而与砂岩渗透率有很好的相关性；石油的渗流速度与驱替压力呈很好的相关性，石油以相同速度在不同渗透率级别的砂岩内渗流时所需要的驱替压力随砂岩渗透率的增大而降低。     

阿尔及利亚某油田富气混相驱长岩芯物理模拟

结合长岩芯（细管）实验结果，利用长岩芯驱替实验评价了富气混相驱注入时机、注入方式以及注入量对混相驱效果的影响。在油藏条件下，液化石油气与天然气摩尔比为36:64时，混相流体与地层原油能完全混相，与水驱相比，提高采收率在15%以上。在注入工艺参数中，早期注入有利于提高采油速度，交替注入有利于控制气窜，注入量对驱替效果和后续水驱压差影响较大，建议用数模方法优化注入段塞大小。     

中低渗油藏化学驱方案优化与矿场对比评述

以某中低渗砂岩油藏P 区块为例,为提高其高采出程度、特高含水阶段油藏采收率,在油藏工程、油藏精细描述及物理模拟研究的基础上,运用三次采油数值模拟技术开展化学驱方案优化设计研究,设计了24 个聚合物驱方案、30 个聚合物/表面活性剂驱方案和33 个三元复合驱方案,用全因素优化方法对注采参数和注入方式进行优化。研究结果表明,主段塞保持相对较高的化学剂浓度和PV 数有利于提高采收率,适量增加高浓度聚合物前置段塞和低浓度聚合物后置段塞有利于保证化学驱的增油效果,优化方案为采用“阶梯四段式”注入方式的聚合物/表面活性剂驱方案,试验区提高采收率11.62%。与已实施的主要化学驱试验相比,油藏条件、聚合物黏度、井网井距及注入量等的差异是产生化学驱开发效果差异的关键因素。     

多层砂岩油藏可视化模型水驱油物模实验研究

为了获得更为直观的多层砂岩油藏水驱油渗流特征和机理,结合实际油藏地质特征,设计制备了一种大尺度可视化砂箱物理模型,进行了不同注水方式、不同注水速度的水驱油实验,考察了不同注采方式、不同注入速度对水驱油效率的影响,以及水驱油过程中的油水运动分布特征。该模型具有设计尺寸大、模拟程度高及直观可视等特点,较其他模型更具代表性。通过模拟NP 油田某区块砂岩地层,根据几何相似、井型相同、层序韵律相同、流体黏度相同的原则,更加真实的模拟地层条件。实验结果表明,不同的注水方式及注水速度对模型的采收率有较大影响。采油井数多,单井控制面积小,采收率略高;而注水速度低,油井见水晚,含水率上升缓,可以有效提高采收率,这一过程也反映了重力分异的影响。水驱特征曲线拟合表明,该实验过程符合水驱特征,能够较准确地预测可采储量及采收率。     

抗盐聚合物分子集聚影响因素及其渗流特性

利用电镜扫描方法研究了驱油用抗盐聚合物ASPAM和部分水解聚丙烯酰胺PHPAM溶液的分子聚集现象；模拟现场聚合物注入过程，分析了聚合物溶液质量浓度、配制水矿化度、多级过滤和机械剪切作用对聚合物分子聚集体的影响；通过岩芯实验，分析了ASPAM的渗流特性。结果表明，ASPAM显示了分子的聚集状态，达到聚集状态后其粘度显著提高；ASPAM较PHPAM具有优异的抗盐和抗剪切性，在多孔介质中的动态滞留量更大。实验研究对现场应用抗盐聚合物驱油，以及聚合物的改性具有指导意义。     

草舍油田CO2驱中沥青质沉淀分析及防治措施

CO2驱油容易引发地层原油中的沥青质沉淀,使渗透率降低、润湿性反转,造成地层伤害,降低注气采油效率。针对草舍油田泰州组油藏CO2驱实际,开展了CO2混相驱过程中沥青质沉淀条件、沉淀机理及其危害的研究,探讨了CO2注入参数与沥青质沉淀的热力学关系,获取了沥青质沉积前缘与注气前缘一致,在注入端、泡点压力附近沥青质沉淀最多,低驱替压差比高驱替压差对应的沥青质沉淀量高的实验结论。利用P-X相图表征第二液相与沥青质沉淀的关系,建立了油气多次接触过程中沥青质沉淀的相态预测模型,指出较低的CO2注入压力和较高的驱替压差或注入芳烃类溶剂有利于减少沥青质在近井地带沉淀,提高CO2驱替增油效果。     

注 CO2前置段塞 +N2顶替提高采收率机理

摘要：SJ 油田为一低渗透油藏,天然能量低。受 CO2气源不足以及油井管柱抗腐蚀能力差的限制,持续的CO2–EOR 不适合 SJ 油田的实际情况。鉴于此,一个改进的对策是用 N2推动的 CO2前置段塞驱代替持续的 CO2驱油。本文根据 SJ 油田先导试验区的流体特征,对比了连续注入 CO2驱油和 N2推动的 CO2前置段塞混相驱油的效果和机理。在注 CO2、N2细管驱替效率及最小混相压力实验测试基础上,通过注 CO2、N2与地层原油多级接触混相驱机理相态模拟,长细管前置 CO2混相驱替 + 后续 N2段塞顶替驱替机理一维数值模拟研究,分析了前置 CO2段塞 + 后续 N2顶替驱油时原油与注入气的互溶情况、气驱界面张力变化规律、气驱过程中 C2—C6的中间烃组分在油气两相中的分布、气驱过程中油气两相的黏度以及密度变化。结果表明 SJ 油田实施前置 CO2段塞 + 后续 N2顶替驱油时,后续的 N2与前置的 CO2段塞不会出现严重的扩散弥散,注气前缘仍能保持 CO2的富集并实现稳定的混相驱油即在注气总量相同的情况下,N2推动的 CO2前置段塞驱可以获得与持续的 CO2驱相同的驱油效果;同时减少了 CO2的注入量,从而可减缓 CO2长期注入对油井管柱产生的腐蚀。所得认识对 CO2驱提高采收率技术的改进和发展具有一定的启发作用     

注气开发驱替前沿的离散渗流模型

注气开发生产过程中产生的驱替前沿是一个气油交替的突变界面，在数学上是一个间断界面。常规的Muskat分相渗流模型只适用于连续介质的油藏，根据气驱毛细管中的驱替现象，将通过前沿界面的产气量分解为2部分，即气驱油和气驱气产生的流量，以渗流微元为对象，建立了离散形式的渗流模型。通过实例可以发现，分相驱替加权法模型预测的注气饱和度的分布更为合理。     

S7 断块油藏表面活性剂渗流行为及驱油机理

以SN 油田S7 块油藏为例研究了表面活性剂进入多孔介质后,在岩石/油/水这个复杂系统中的渗流、驱油过程。表面活性剂对残余油的作用机理分为乳化、运移、富集3 个方面。低界面张力体系能使油珠分散,使油珠直径变小,使油珠易于流动。实验研究表明,注入表面活性剂后,相对渗透率曲线发生变化,水相曲线左移,液相渗透率明显提高,残余饱和度减少。     

粘弹性流体驱替残余油微观力计算

为进一步探索聚合物的弹性对残余油的驱替机理， 选取上随体 Maxwell 本构方程， 建立粘弹性流体在微孔道中的流动方程。在应力张量理论基础上， 计算作用在残余油膜上的水平偏应力差。分析、 对比不同流变性流体、 油膜宽度及压力梯度对作用在残余油膜上的水平偏应力差的影响。结果表明： 在油田生产实际平均压力梯度为 0.02 MPa/m 的情况下， 水、 幂律流体 （ n = 0.6 ） 、 粘弹性流体 （ We= 0.3） 三者作用于残余油膜上的水平偏应力差的比值约为 1：10：25， 即粘弹性流体 （ We= 0.3） 驱油时对油膜的驱动力大约是水驱的25 倍。进一步从理论上证明了粘弹性流体能够提高微观驱油效率这一结论。     

二元泡沫流动性能影响因素研究

通过研究泡沫在多孔介质中的流动性能， 考察了发泡剂和聚合物 （ HPAM） 浓度、 气液比、 渗透率和注入方式等对提高岩芯波及系数、 降低渗透率的影响。实验结果表明： 泡沫在岩芯中的阻力系数和残余阻力系数均随发泡剂及 HPAM 的浓度增加而增加， 发泡剂、 HPAM 浓度大于一定值后， 泡沫的阻力系数、 残余阻力系数增加缓慢； 泡沫在不含油岩芯中的阻力系数和残余阻力系数是含油岩芯中的 3 倍以上； 适当增加气液比有利于提高泡沫的流度控制能力， 但过大的气液比会出现气窜； 同一泡沫体系并不适合改善所有不同渗透率岩芯的流度控制能力， 可以通过改变泡沫体系配方来改善泡沫流度控制能力， 提前发泡方式注入的泡沫流度控制能力最佳， 交替方式注入泡沫的流度控制能力随交替段塞增加而降低。     

中原油田文25 东块聚合物微球调驱研究与应用

针对中原油田高温高盐油藏开发后期的剩余油挖潜，提出了聚合物微球深部调驱的技术设想；以现有微球制备技术为基础，通过调整水相比、交联比和耐温抗盐单体共聚，研制出了适于文东试验区孔喉尺寸及油藏特征的系列调驱微球，并在高温高盐的油藏条件下，评价了微球的膨胀性能、抗剪切强度和持久稳定性；采用均质和非均质填砂模型，模拟了微球浓度、注入量和注入模式对调驱效果的影响，为矿场试验方案的合理制订提供了理论支撑；文25 东微球调驱矿场试验共实施2 个层系9 个井组，通过“PI 技术”的动态调整，共注各类调驱微球276.58 t，总体实现了注入压力升高、波及体积改善和明显增油的目的；通过微球调驱，区块自然递减显著下降，油田稳产基础进一步得到增强。     

高效自组装超分子驱油体系研究

胜利油田化学驱优质资源一、二类油藏储量基本动用完毕，以高温高盐油藏为主的三类储量（油藏温度>85 ℃，矿化度> 30 000 mg/L）将是今后三次采油的主阵地，但在高温高盐油藏实施聚合物驱油的过程中遇到诸如聚合物遇盐降黏、高温水解、高温降解等问题，严重影响了聚合物驱油技术的应用。超分子体系是一种小分子通过分子间的作用力进行自组装的一个分子聚集体系，以超分子工程学及超分子化学理论为基础，通过设计合成三种高效超分子产品及驱油体系，并对合成的超分子体系进行驱油性能评价，实验表明RTS 型超分子体系增黏效果显著、具有良好的耐温抗盐性、对污水有良好的适应性，并且具有优良的老化稳定性，室内物模实验表明具有良好的提高采收率效果，应用前景良好。     

强水敏稠油油藏CO2 吞吐技术研究

郑408 块为典型的强水敏稠油油藏,由于储层能量不足和水敏性强,采用天然能量开发、注防膨水开发和蒸汽吞吐开发效果较差。通过室内实验研究了CO2 在郑408 原油中的溶解作用,认识了CO2 吞吐回采阶段渗流特征,基于数值模拟方法优化得到了郑408 块CO2 吞吐开发方案。研究表明,CO2 溶于稠油后,可使稠油的体积大幅度膨胀,原油黏度将大大降低;CO2 吞吐回采阶段,由于稠油黏度较高,CO2 在原油中析出后以小气泡形式分散在原油中,形成“泡沫油”渗流状态,“泡沫油”可以提高稠油的流动能力,增加原油的弹性能量,降低地层压力下降速度;数值模拟结果表明,郑408 块CO2 吞吐周期注入量优化值为100 t,注气速度优化值为50 t/d。     

高温高压气体－原油分子扩散系数研究

分子扩散在注气开发过程中有重要作用，是影响气-液混相效果的重要参数。目前通用的相态计算软件在计算过程中均假设油气一接触就立刻达到平衡，由于扩散影响，实际上这种现象是不存在的。采用定容扩散方法及相关模型研究了高浓度CO₂、CH₄、N₂体系与油田地面分离器原油之间的扩散现象，研究表明：气－油体系并不是一接触立刻达到平衡，与组分的扩散速度有关；扩散系数为一变化值，随着压力的降低，扩散系数逐渐增加，直至体系达到平衡；而且在实验过程中发现不同位置液相的性质不同。实验研究为相态研究开辟了一条新的道路，所取得的成果对优化注气方案有一定的参考价值。     

聚合物驱后剩余油分布成因模式研究

聚合物驱后剩余油分布更加分散，认识其形成机理和形态分布是进一步提高采收率的关键。采用数值模拟技术，按照聚合物驱后剩余油的成因，将剩余油划分为岩性变化剧烈型、层间干扰型、局部高点型、厚油层顶部型、压力平衡滞留区型等5种模式，并提出了不同模式的定量计算方法。分析结果表明，聚合物驱后主要剩余油成因类型为“厚油层顶部型”和“压力平衡滞留区型”，聚合物驱在注聚阶段主要是以“调剖”机理为主，在含水恢复阶段和后续水驱阶段都是以“增加平面波及面积”机理为主；相对于“虚拟水驱开发”，聚合物驱主要在含水恢复阶段大幅提高原油采收率。     

高凝油油藏注水开发方式研究

通过室内实验分析了高凝油油藏储层敏感性、流体性质和不同温度下的水驱油规律。结果表明：温度和储层敏感性对高凝油油藏的开发影响较大；高凝油由于其含蜡量高、凝固点高，温度变化对其流变特性影响很大；随着温度的下降，油相渗透率降低，降温后再升温，油相渗透率可以恢复，但不可逆；温度对高凝油油藏驱油效率影响较大，温度低于析蜡温度以后，蜡的析出影响水驱油效率；而当析蜡温度接近地层温度时，就会产生冷伤害，因此应采取相应措施使油层温度保持在原油析蜡温度以上。沈84-安12块注水井温度测试表明，目前地层存在冷伤害，如果油层温度下降过快，应适当考虑提高注入水温度，使油层温度高于析蜡温度，改善油田开发效果。     

流线模型的深部调剖影响因素分析及矿场应用

流线模型作为一种新兴的工具被广泛应用于油田开发方案编制、效果评价与指标预测等方面。通过建立深部调剖流线模型，对比分析了注入调剖剂前后流线变化规律，提出了相应的渗流场变化模式。在流线模型的基础上，分析了调剖位置、调剖时机、封堵率、注入浓度对调剖效果的影响，进而引申出深部调剖矿场试验中的关键指标。结合某试验区实际井组评价了影响矿场试验效果的决定性因素，对同类区块开展深部调剖有一定的借鉴意义。     

东河砂岩水淹后岩石物理特性变化规律研究

为了准确确定东河砂岩水淹后储层的含油饱和度，进而判断油藏的水淹程度，以岩石物理实验为基础，系统 分析了油驱水与水驱油过程中岩电参数的变化规律，研究结果表明，东河砂岩水淹后a、m 不变化，只与岩石自身特性 有关；水淹后岩性系数（b）也基本不变，但饱和度指数（n）发生了变化，物性差时n 变小，物性好时n 变大。根据岩电 参数的变化规律，建立了变岩电参数计算模型，提高了物性较差储层的饱和度计算精度。利用不同矿化度下水驱油岩 电实验，分析了储层水淹后电性特征的变化规律，污水水淹后储层电阻率随含水饱和度的增加而降低，淡水中低水淹 时储层电阻率随含水饱和度的增加而降低，淡水高水淹或强水洗后储层电阻率随含水饱和度的增加而升高。