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题名海相稠油油藏高倍数水驱岩心润湿性实验及微观机理
被引量：9
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作者
戴宗
江俊
李海龙
曹仁义
辛晶
罗东红
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机构
中海石油(中国)有限公司深圳分公司
中国石油大学(北京)石油工程学院
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出处
《科学技术与工程》
北大核心
2019年第33期157-163,共7页
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基金
中国海洋石油总公司“十三五”科技重大项目(CNOOC-KJ 135 ZDXM 22 LTD 02 SZ 2016)资助
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文摘
中国南海珠江口盆地海相砂岩强边底水稠油油藏,采用水平井、大液量和天然能量开发。由于水驱倍数高,储层经过强烈冲刷,储层润湿性发生改变,从而影响水驱渗流特征。目前关于高倍数水驱储层润湿性变化的研究集中于陆上稀油油藏,对于海相沉积的稠油油藏研究偏少,且微观机理解释不多。本文改进了常规润湿角实验规范和流程,首先利用不同黏度油样和地下岩样进行高倍数水驱实验,然后测定高倍数水驱后岩心润湿性,研究原油黏度和驱替速度对岩心润湿性变化影响。结合X-衍射定量分析、扫描电镜、稠油四组分含量测定实验结果和分子动力学模拟方法,从矿物成分变化和极性物质含量方面,分析了润湿性变化的微观机理。结果表明:原油黏度越大,高倍数水驱前油湿性越强,高倍数水驱后接触角变化的绝对值越大;当原油黏度为150 mPa·s时润湿性改变的潜力最大;水驱过程岩心黏土矿物含量的变化和岩心表面油膜的破坏是润湿性转变的重要因素。该成果对海相稠油油藏提高采收率具有指导意义。
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关键词
海相稠油油藏
高倍水驱
接触角
润湿性
分子动力学模拟
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Keywords
heavy-oil reservoirs
high-multiple water flooding
contact angle
wettability
molecular dynamic simulation
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分类号
TE345
[石油与天然气工程—油气田开发工程]
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