低滲油藏低張力驅(qū)油條件及技術(shù)

前言
第1章 低滲透油田的地質(zhì)特征及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀
1.1 國(guó)內(nèi)外低滲透油田概況
1.1.1 低滲透油田劃分標(biāo)準(zhǔn)
1.1.2 國(guó)內(nèi)外低滲透油田DAS檢索結(jié)果
1.1.3 國(guó)內(nèi)外低滲透碎屑巖油田參數(shù)分析
1.2 地質(zhì)特征
1.2.1 低滲儲(chǔ)層的成因及沉積特征
1.2.2 近源沉積低滲儲(chǔ)層特征
1.2.3 遠(yuǎn)源沉積低滲透儲(chǔ)層特征
1.2.4 成巖作用形成的低滲透儲(chǔ)層特征
1.2.5 低滲透儲(chǔ)層巖性和物性特征
1.3 驅(qū)油方式
1.4 采油方法
1.5 采收率
第2章 水驅(qū)油機(jī)理
2.1 油層中油水滲流時(shí)的力
2.1.1 毛細(xì)管力
2.1.2 毛細(xì)管壓力
2.1.3 黏滯力
2.2 水驅(qū)油微觀機(jī)理
2.2.1 微觀驅(qū)油效率
2.2.2 孔隙介質(zhì)中原油的捕集
2.2.3 潤(rùn)濕性對(duì)圈閉的影響
2.2.4 毛細(xì)管數(shù)對(duì)采出程度的影響
2.2.5 水驅(qū)微觀驅(qū)替機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究
2.2.6 殘余油的形成和分布
2.3 水驅(qū)宏觀驅(qū)油機(jī)理
2.3.1 波及效率
2.3.2 流度比
2.3.3 影響水驅(qū)采收率的因素
第3章 低滲孔隙介質(zhì)中的油水滲流特征
3.1 滲流環(huán)境特征及其對(duì)滲流的影響
3.1.1 小喉道連通的孔隙體積比例大
3.1.2 比表面積大
3.1.3 巖石表面油膜量大
3.1.4 毛細(xì)管力的影響顯著
3.1.5 賈敏效應(yīng)顯著
3.1.6 卡斷現(xiàn)象嚴(yán)重
3.1.7 可動(dòng)的流體飽和度小
3.2 低滲透油層的非達(dá)西滲流特征
3.2.1 非達(dá)西滲流的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)
3.2.2 非達(dá)西滲流對(duì)油藏開(kāi)采的影響
3.3 低滲透油層的兩相滲流特征
3.3.1 相滲透率曲線特征
3.3.2 低滲透油層的無(wú)量綱產(chǎn)液、油指數(shù)
3.4 油水兩相滲流的核磁共振實(shí)驗(yàn)研究
3.4.1 核磁共振現(xiàn)象
3.4.2 T1弛豫與T2弛豫
3.4.3 巖石中流體的核自旋弛豫
3.4.4 巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)結(jié)果
3.5 油水兩相滲流方程
3.6 低滲透油層中油水相對(duì)滲透率的計(jì)算方法
3.7 低滲透油層采收率的理論計(jì)算
3.7.1 原油采收率與啟動(dòng)壓力梯度的關(guān)系
3.7.2 水驅(qū)油時(shí)的最佳滲流速度
3.7.3 水驅(qū)油采收率與滲透率的關(guān)系
第4章 活化殘余油
4.1 活化殘余油的途徑
4.1.1 開(kāi)采水驅(qū)剩余油的難度
4.1.2 開(kāi)采水驅(qū)剩余油的途徑
4.1.3 油水界面張力對(duì)殘余油飽和度的影響
4.2 降低化學(xué)劑用量和濃度后的驅(qū)油效果
4.2.1 大慶油田三元復(fù)合體系配方條件下巖心驅(qū)油試驗(yàn)
4.2.2 降低堿劑濃度驅(qū)油試驗(yàn)
4.2.3 無(wú)堿條件下，商業(yè)表面活性劑驅(qū)油試驗(yàn)
4.2.4 無(wú)堿條件下，表面活性劑／疏水締合聚合物二元復(fù)合體系化學(xué)劑成本分析
第5章 啟動(dòng)殘余油所需最低界面張力
5.1 活化水驅(qū)殘余油理論的進(jìn)一步探討
5.1.1 啟動(dòng)水驅(qū)殘余油所需界面張力值的討論
5.1.2 三元復(fù)合驅(qū)中提高毛細(xì)管數(shù)與降低界面張力關(guān)系的討論
5.2 油水界面張力對(duì)采收率影響的機(jī)理討論
5.2.1 影響平面波及系數(shù)（EA）的主要因素
5.2.2 影響垂直波及系數(shù)（Ev）的主要因素
5.2.3 影響驅(qū)油效率（ED）的主要因素
第6章 低張力驅(qū)油機(jī)理
6.1 影響微觀驅(qū)替機(jī)理的各種因素
6.1.1 界面張力
6.1.2 毛細(xì)管壓力
6.1.3 潤(rùn)濕性
6.1.4 油層流體黏度
6.1.5 流度比
6.1.6 毛細(xì)管數(shù)
6.1.7 位數(shù)及孔隙孔喉比
6.1.8 原生水
6.1.9 孔隙壁面的粗糙度
6.1.10 分離壓力
6.1.11 驅(qū)替液與被驅(qū)替液本身的內(nèi)部結(jié)構(gòu)
6.2 多孔介質(zhì)中水驅(qū)油作用分析
6.3 低界面張力驅(qū)的微觀驅(qū)油機(jī)理
6.3.1 實(shí)驗(yàn)方法
6.3.2 復(fù)合體系的微觀驅(qū)油過(guò)程及機(jī)理
6.3.3 復(fù)合驅(qū)后續(xù)水驅(qū)驅(qū)油特征
6.3.4 超低界面張力驅(qū)替殘余油機(jī)理的實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象
6.4 提高驅(qū)油效率和波及效率
6.4.1 復(fù)合驅(qū)提高宏觀波及效率的巖心試驗(yàn)
6.4.2 黏彈效應(yīng)提高微觀驅(qū)油效率和微觀波及效率的驅(qū)替試驗(yàn)
第7章 不同界面張力特征驅(qū)油體系對(duì)驅(qū)油效果影響的研究
7.1 不同界面張力特征的復(fù)合體系配方篩選
7.1.1 實(shí)驗(yàn)儀器、條件及化學(xué)試劑
7.1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論
7.2 不同界面張力特征及不同潤(rùn)濕性下復(fù)合體系驅(qū)油效果研究
7.2.1 驅(qū)油體系配方及相關(guān)參數(shù)
7.2.2 實(shí)驗(yàn)方法
7.2.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論
第8章 表面活性劑的靜吸附以及在低滲孔隙介質(zhì)上的滯留
8.1 表面活性劑的吸附理論
8.1.1 表面活性劑的固一液吸附
8.1.2 吸附等溫線
8.1.3 吸附機(jī)理
8.2 固體表面吸附理論
8.2.1 吸附作用
8.2.2 靜吸附理論
8.3 化學(xué)劑在不同巖石礦物上的靜態(tài)吸附規(guī)律
8.3.1 實(shí)驗(yàn)步驟
8.3.2 靜態(tài)吸附量的計(jì)算
8.3.3 吸附質(zhì)的濃度檢測(cè)方法
8.4 結(jié)果及分析
8.4.1 表面活性劑在巖砂上的靜態(tài)吸附及規(guī)律
8.4.2 表面活性劑在油層巖心上的滯留量
第9章 低張力驅(qū)油體系低滲孔隙介質(zhì)上的驅(qū)油效率
9.1 超低平衡界面張力和超低瞬時(shí)動(dòng)態(tài)界面張力驅(qū)油體系研究
9.2 驅(qū)油試驗(yàn)研究
9.2.1 不同潤(rùn)濕接觸角條件下，滲透率對(duì)最大驅(qū)油效果的影響
9.2.2 不同滲透率條件下，潤(rùn)濕接觸角對(duì)驅(qū)油效果的影響
9.2.3 復(fù)合體系以段塞方式注入時(shí)，滲透率對(duì)驅(qū)油效果的影響
9.3 小結(jié)
第10章 低張力體系在低滲孔隙介質(zhì)中滲流時(shí)的有利作用
10.1 低滲油層注入水的一般滲流規(guī)律研究
10.1.1 實(shí)驗(yàn)方法
10.1.2 巖心驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)果
10.1.3 滲透率與巖石潤(rùn)濕性關(guān)系
10.1.4 壓力變化規(guī)律分析
10.2 表面活性劑驅(qū)油體系對(duì)油層巖石潤(rùn)濕性的影響
10.2.1 表面活性劑溶液浸泡巖石薄片對(duì)巖石潤(rùn)濕的影響
10.2.2 表面活性劑溶液注入前后，巖心潤(rùn)濕性變化
10.3 對(duì)注入壓力和水相滲透率的影響
10.4 油層實(shí)際增注效果的理論計(jì)算
10.5 老化時(shí)間對(duì)注入壓力及水相滲透率的影響
10.6 注入速度對(duì)注入壓力及滲透率的影響
10.7 小結(jié)
參考文獻(xiàn)