低界面张力体系对相对渗透率影响实验研究

被引：13

作者：

卢广钦

王玉斗

陈月明

侯健

付志鹏

机构：

[1] 中国科学院贵州地球化学研究所

[2] 石油大学石油工程学院

[3] 中原油田贝德弗化学建材公司贵州贵阳

[4] 山东东营

[5] 河南濮阳

来源：

油田化学 | 2003年 / 01期

关键词：

相对渗透率; 水相; 油相; 岩心; 阴离子表面活性剂; 表面活性剂驱油;

D O I：

10.19346/j.cnki.1000-4092.2003.01.017

中图分类号：

TE311 [油气层物理];

学科分类号：

082002 ;

摘要：

通过岩心流动实验,测定了80℃时胜利草桥某井地层水、两种磺酸盐类阴离子表面活性剂HD 1和HD 2的1%地层水溶液驱油时,油相和水相相对渗透率kro和krw的变化。岩心有刚玉砂胶结和高温灼烧地层砂填充两种,气体绝对渗透率约1.6μm2。相对渗透率用Welge Johnson公式表示。实验结果表明:与地层水相比,HD 1,特别是界面活性较高的HD 2使kro和krw有较大幅度提高,使残余油饱和度So和束缚水饱和度Sw相应降低;其中So由0.29分别降到0.26和0.25;与80℃时相比,在40℃下HD 1使kro明显减小,krw的减小则不明显;在地层砂填充岩心上,与地层水相比,HD 2使kro大幅度提高,So有一定程度降低,由0.28降到0.25,krw几乎无变化;表面活性剂(HD 2)对两种岩心相对渗透率的影响不同。讨论了影响相对渗透率各因素的作用机理,包括界面张力降低、润湿性改变及温度改变。图5表3参4。

引用

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