文昌油田水驱砂岩油藏驱油效率评价方法探讨

文昌A油田高渗油藏目前实际采出程度67.9%，远大于早期岩心水驱油效率测定值57.21%，因此传统的驱油效率认识存在不合理性。而利用开发后期强水洗段岩心开展水驱油实验结果表明，文昌海相砂岩油藏水驱油效率可达81.73%。通过开展水驱油微观研究表明，水驱过程是对储层的改造过程，随着润湿性、孔喉结构、物性等性质的变化，水驱油效率是变化的。此文将驱油效率划分为静态驱油效率和动态驱油效率，提出用动态驱油效率来描述水驱砂岩油藏在不同阶段的水驱油效率，创新建立了以物理模拟与油藏工程方法相结合的动态驱油效率评价技术，研究成果表明动态水驱油效率是随着油藏水驱倍数的增加而逐渐增加。并将动态驱油效率应用于油藏数值模拟研究中，创新建立了两相渗流动态模型，在数值模拟中实现了非均匀驱替模式，更符合油藏的开发规律，实现了精细化数值模拟研究，提高了油田剩余油认识精度。     

海相砂岩油藏长期水驱后储层物性变化规律

针对海相砂岩油藏长期水驱后储集层物性变化规律不明的问题,对比分析开发井与探井岩心多项实验结果,研究了长期水驱后储集层物性、孔隙结构、黏土矿物、润湿性的变化规律。结果表明:储集层物性变化规律与储集层类型密切相关,Ⅰ类储集层水驱后渗透率和孔喉半径分别增大了180.00%和26.00%,平均残余油饱和度降低了13.45%,驱油效率提高了2.53%;Ⅱ类储集层水驱后渗透率和孔喉半径分别降低了约19.00%和26.00%,平均残余油饱和度降低了4.66%,驱油效率基本不变。研究成果对海相砂岩油藏开发后期油井动态预测及调整井方案制订有十分重要的理论意义与参考价值。     

海上疏松砂岩油藏水驱油效率影响因素研究及应用——以NNX油田为例

高驱替倍数水驱研究已成为高含水期剩余油挖潜的热点方向,以渤海油田典型疏松砂岩主力油藏为例,利用典型疏松砂岩主力油藏天然岩心设计并完成500~2000 PV高倍数水驱油效率室内实验,研究主力油藏储层水驱油效率的主控因素。结果表明,空气渗透率越低,原油黏度越大,驱油效率越小;驱油效率与流度近似呈现幂指数关系;在储层流度近似情况下,黏土矿物的存在对驱油效率影响较大,黏土矿物含量越低,驱油效率越高。通过深化对水驱油效率的认识,指导现场先后实施大幅度提液措施,增强水体对储层冲刷倍数,使该油田在高含水期长期持续稳产,且在童宪章曲线图版上采收率预测持续向好,为渤海油田陆相疏松砂岩油藏高含水期挖潜研究提供实验和理论支持。     

渤海某区域边底水油藏高倍水驱机理及应用

渤海某砂岩油藏边底水能量强,采液强度大,密闭取心资料显示油田存在部分强水淹、洗油程度高等现象;基于此发现,开展了2000 PV高倍水驱油实验,明确了目标区块极限水驱特征;同时借助CT扫描成像驱替技术,开展了高倍水驱提高采收率机理研究;在明确高倍水驱机理基础上,借助数模对目标油田开发策略进行了研究。研究表明:含水率为98%时,岩心驱出程度平均值为32.4%,2000 PV极限驱替时,驱出程度平均值为63.9%,岩心中含油饱和度随注水倍数增加呈下降趋势;注入倍数越高,水相渗透率增加,两相共流区变宽,残余油饱和度减小;水驱倍数的增加,渗流场发生改变,波及体积扩大使得连片状残余油变少,总体剩余油饱和度不断降低;含水98.2%时进行提液,能够增油83×10⁴m³,采出程度可达到18.9%。     

碳酸盐岩油藏不同裂缝产状岩心水驱油实验及水驱规律

碳酸盐岩油藏多发育裂缝,不同裂缝产状对水驱特征和水驱油规律的影响有待研究。通过岩心驱替实验,利用5种裂缝产状碳酸盐岩岩心,探究了不同裂缝产状下水驱油规律。研究结果表明：水平贯穿缝岩心呈现同步动用阶段、近缝基质动用阶段和裂缝窜流阶段-三段式动用规律;无水期和高含水期是岩心主要的驱油阶段;贯穿缝岩心见水时间早,无水驱油效率和最终驱油效率较低。随着裂缝倾角减小,油（水）相对渗透率下降（上升）加快,残余油饱和度变大,水相相对渗透率增大,两相区逐渐变窄。基于Hagen-Poiseuille方程提出了带缝岩心中仅考虑裂缝的渗透率计算方法,利用三方面实验手段解决了束缚水饱和度统一的难题,并给出了实际矿场的提液时机,为碳酸盐岩油藏开发提供了理论指导。     

用核磁共振技术研究高倍数水驱特征

利用天然岩心和贝雷岩心分别进行高倍数水驱实验,采用核磁共振仪对贝雷岩心实验各阶段进行T2谱测试和切片成像检测,其中切片成像检测包括矢状面和横断面检测,矢状面共切片5段,横断面共切片7段。实验结果表明,对于天然岩心实验,在驱替至30 PV时,残余油饱和度为29.11%,驱油效率为58.82%;当继续驱替至2 000 PV时,残余油饱和度为18.71%,驱油效率为73.53%;对比可知,驱替至2 000 PV时较30 PV残余油饱和度下降了10.4%,驱油效率提高了14.71%,在含水90%以上时,仍有一大部分油被采出。对于贝雷岩心核磁共振高倍数水驱实验,当注入量达到300 PV时,无论是矢状面还是横断面,岩心各部位都已进入高含水阶段,对比来说,靠近生产井的部位含油饱和度稍高,这是因为在一维均质岩心条件下,距离注入井越近,随着强水洗的进行,含水饱和度提升较大,而距离稍远的部位,含油饱和度相对高一些,此时岩心整体含油饱和度为32.53%,驱油效率为53.42%。当注入量达到2 000 PV时,采出程度由53.42%上升到61.00%,提升了7.58%。这说明高倍数水驱条件下,驱油效率随着注入倍数的增加而增加,长期的水驱可以提高采收率。     

陆相砂岩油藏高含水阶段驱油效率再认识

涠洲11-4N油田涠洲组油藏已进入高、特高含水开发阶段，部分油组采出程度已经接近或超过已有探井实测驱油效率，在现有驱油效率认识下，油藏可挖潜潜力较小，需进一步开展涠洲组油藏高倍水驱下驱油效率研究。针对上述开发中存在的问题，开展了注入量为200 PV下的岩心水驱油实验；设计制作了微观可视化水驱油模型，直观描述高倍水驱油过程及残余油的分布规律；结合核磁共振技术开展岩心在线驱替实验，量化大、中、小等不同尺度孔隙中的驱油效率。实验结果表明，长岩心驱油效率可达73.2%，远超原有认识下的驱油效率；当并联长岩心渗透率级差较大时，首次提出在高、低渗透岩心进口端存在伯努利效应；微观水驱油过程中，注入水沿着中、高渗透通道快速突破，模型无水采出程度仅为18.6%，200 PV水驱后，低渗透区原油得到有效启动；核磁共振在线驱替实验结果表明，中孔隙对驱油效率的贡献最大，达45.63%。     

大庆油田分子膜驱油室内实验研究

选取大庆油田主力油层的砂岩岩心,测定分子膜驱的相对渗透率曲线和岩心的润湿性变化,在水驱、聚合物驱和三元复合驱后进行了不同浓度、不同注入量的分子膜驱油实验.结果表明:分子膜驱相对于水驱可降低残余油饱和度,提高驱油效率;可使岩心表面的润湿性由亲油向亲水方向转化;在水驱、聚合物驱和三元复合驱的基础上,分子膜驱可进一步提高采收率.     

高注入倍数油水两相渗流特征研究

为了研究特高含水期油藏油水两相渗流特征,开展了高注入倍数(200 PV)水驱油实验,对比分析了不同渗透率、不同注入倍数、不同注入速度对驱油效率的影响。实验结果表明,高注入倍数下,油相渗透率缓慢下降,水相渗透率大幅增加,水驱特征曲线出现上翘的"拐点","拐点"之后,耗水量急剧增加;渗透率越大驱油效率越高;提高注入速度可以提高驱油效率。该研究成果为特高含水期油藏高效开发提供了实验依据。     

致密砂岩储层微观水驱油效率及其主控因素

为了解决鄂尔多斯盆地吴起油田长7储层水驱过程中单井产量低、含水上升快、剩余油分布复杂等问题,采用自主设计研发的高温、高压微观模型加持器,对研究区长7储层的真实取样岩心开展微观水驱油渗流实验,通过辅以铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞和核磁共振实验,研究了不同孔隙结构类型下的微观水驱油渗流特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、可动流体参数、黏土矿物、驱替压力和注水体积对水驱油效率的影响。结果表明：研究区长7储层微观注水驱替特征以网状驱替和树枝状驱替为主,均匀驱替次之,少见蛇状驱替。不同类型驱替特征的驱油效率、残余油分布特征存在较大差异,均匀驱替驱油效率最高为48.84%,蛇状驱替驱油效率最低为31.73%;75%的残余油以簇状和油膜状赋存于孔喉内。水驱油效率的影响因素是多方面的,其中可动流体参数是比其它物性参数更能准确反映与驱油效率之间关系的参数。研究结果为该区不同类型储层开发方案的调整提供了理论依据。     

W油田C6低渗透油藏水驱后储层特征变化规律

针对W油田C₆低渗透油藏水驱前后储层特征变化规律不明确的问题,通过X衍射、扫描电镜、铸体薄片、压汞实验、相渗实验以及真实砂岩微观渗流实验等方法,研究了油藏注水前后储层岩性、物性及渗流特征的变化规律,并分析了储层特征变化的机理及影响原因。研究结果表明:水驱后,黏土矿物总量整体呈减少趋势,方解石含量增加,在黏土矿物中,伊利石含量减小,绿泥石含量稍有增加;岩样长期水驱前后,物性好的岩样孔喉中值半径变大,渗透率增大,非均质性变弱;物性较差的岩样孔喉中值半径变小,渗透率降低,非均质性变强;水驱后的相渗曲线整体向左偏移,岩石的亲水性减弱,残余油饱和度增大,见水时间更早,含水上升更快;注入水长期冲刷对储层造成一定伤害,水驱油的驱替效果变差。研究成果为低渗透油藏的描述、开发效果评价及开发方案调整提供了依据。     

聚合物驱相对渗透率曲线影响因素研究

聚合物驱相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相渗流动态及油田聚驱开发指标计算和预测的重要基础资料。文章通过大量的非稳态法聚合物驱相对渗透率曲线测定实验,研究了岩心润湿性、渗透率和聚合物溶液粘弹性对聚合物驱相对渗透率曲线形状和特征的影响。结果表明,与亲油岩心相比,亲水岩心相对渗透率曲线上同一含水饱和度时聚合物相相对渗透率偏低,曲线右端点和等渗点都向右偏移,驱油效率较高;随着岩心渗透率的增加,相对渗透率曲线等渗点右移,两相流跨度增大,残余油饱和度变小,最终采出程度增加,含水上升率变低;与相同粘度的甘油驱对比,聚合物驱相对渗透率曲线的右端点明显右移,说明聚合物溶液的弹性可降低残余油饱和度,提高了微观驱油效率。     

聚合物驱相对渗透率曲线影响因素研究

聚合物驱相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相渗流动态及油田聚驱开发指标计算和预测的重要基础资料。文章通过大量的非稳态法聚合物驱相对渗透率曲线测定实验，研究了岩心润湿性、渗透率和聚合物溶液粘弹性对聚合物驱相对渗透率曲线形状和特征的影响。结果表明，与亲油岩心相比，亲水岩心相对渗透率曲线上同一含水饱和度时聚合物相相对渗透率偏低，曲线右端点和等渗点都向右偏移，驱油效率较高；随着岩心渗透率的增加，相对渗透率曲线等渗点右移，两相流跨度增大，残余油饱和度变小，最终采出程度增加，含水上升率变低；与相同粘度的甘油驱对比，聚合物驱相对渗透率曲线的右端点明显右移，说明聚合物溶液的弹性可降低残余油饱和度，提高了微观驱油效率。     

基于孔隙网络模型的微观水驱油驱替特征变化规律研究

结合逾渗理论，采用截断威布尔分布作为孔喉特征分布函数，模拟储层岩心的初次油驱过程和二次水驱过程，建立了油水两相三维准静态孔隙网络模型；通过模型计算与试验结果的对比，验证了孔隙网络模型的有效性。利用建立的孔隙网络模型，研究了岩心在水湿情况下，储层微观孔隙结构参数如孔喉比、配位数、形状因子等对水驱油驱替特征的影响。研究结果表明，储层岩心的孔喉比越小、配位数和形状因子越大，残余油饱和度越小，水驱油的驱替效果越好；形状因子的变化对驱油效率影响较大。     

高凝油油藏水驱油效率影响因素

高凝油油藏普遍采用注水开发方式,但冷水驱替会对储层产生伤害,影响水驱油效率。为完全模拟实际储层条件,采用含气原油进行水驱油室内实验,分别研究温度、渗透率、注水倍数、注水速率和润湿性对高凝油油藏水驱油效率的影响。研究发现:温度主要通过改变原油黏度和析蜡来影响驱油效率,驱油效率随温度的变化曲线具有明显的3个阶段;渗透率在原油析蜡前对驱油效率影响较大,但随着温度降低,析出的蜡质形成具有一定强度的空间网状结构堵塞渗流通道,导致渗透率的影响逐渐减小;随着注水倍数的增加,驱油效率呈上升趋势,但注水后期上升缓慢;相同注水倍数下,注水速率在析蜡前后对高凝油油藏的影响规律不同,针对不同储层温度合理选择注水速率对提高驱油效率十分关键。     

CO2驱油过程中孔喉结构对储层岩石物性变化的影响

注CO₂提高储层原油采收率过程中,储层中流体的渗流和分布受岩石孔喉结构控制,且注入的CO₂会引发原油中的沥青质沉淀,导致储层渗透率下降并改变储层的润湿性。通过在4块渗透率相似但孔喉结构不同的岩心上进行的混相和非混相的CO₂驱油实验研究了CO₂驱油过程中岩石孔喉结构对储层岩石物性变化的影响。基于岩石孔径分布和压汞曲线,根据分形理论对岩心孔喉结构特征进行定量评估。实验结果表明,在提高原油采收率方面,混相驱替比非混相驱替高12.2%~16.8%,孔喉结构相对均质的岩心比非均质岩心高18.1%~26.9%,在非混驱替时原油采收率受岩心孔隙结构的影响更明显。由于沥青质沉淀堵塞孔喉,混相和非混相驱替后岩心渗透率分别下降了7.5%~14.2%、4.0%~7.9%,且渗透率下降幅度与岩心孔喉结构分形维数呈正比。混相和非混相驱替后岩心的润湿指数分别下降了26.8%~59.8 ％、10.5%~21.6%。由于更大的CO₂波及体积,孔喉结构相对均质的岩心水湿性减弱更显著。混相驱替和均质的孔喉结构使岩心物性变化分布更均匀,且均质的孔喉结构可以在提高CO₂驱油效率的同时,减弱沥青质沉淀造成的岩心渗透率下降及润湿性变化,减弱程度分别为3.5%~6.7%、11.2%~33.0%。     

海上疏松砂岩油藏相对渗透率曲线影响因素实验分析

分析了影响渤海S油田典型疏松砂岩油藏天然岩心室内油水相对渗透率实验结果的各种因素,总结了岩心物性、实验流体性质、实验驱替方式对海上疏松砂岩油藏的相对渗透率曲线关键参数的影响。实验结果表明,岩心物性、注入水类型和模拟油黏度对实验结果影响较大,稳定流法和非稳定流法对实验结果影响较小。高渗岩心与中渗岩心相对渗透率相比,其束缚水饱和度平均值较低,残余油饱和度平均值较低,两相流动范围平均值较大,驱油效率平均值较高;模拟注入水驱油效率高于地层水,地层水高于海水;样品实验原油黏度越低,其束缚水饱和度平均值较高,残余油饱和度平均值较低,驱油效率平均值较高。     

低-特低渗透储层微观孔喉结构特征及对水驱油特征的影响 ——以鄂尔多斯盆地渭北油田长3油层组储层为例

渭北油田延长组长3油藏属于低-特低渗透油藏,针对该油藏在注水开发过程中存在储层微观孔喉结构与流体可动用性关系不清楚、渗流机理不明确等问题,利用真实砂岩微观水驱油实验,结合铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及物性分析等测试手段,分析渭北油田延长组长3油层组储层微观孔喉结构特征、水驱油渗流特征及其影响因素。结果表明:研究区长3油层组储层的储集空间以粒间孔、粒间溶孔及粒内溶孔为主,发育片状、缩颈状喉道;孔喉结构可分为Ⅰ,Ⅱ和Ⅲ共3种类型,其对应的储层渗流特征及水驱油效率差异明显,Ⅰ和Ⅱ类孔喉结构孔道内以活塞式驱油为主,Ⅲ类孔喉结构主要为非活塞式驱油;孔隙网络中Ⅰ类孔喉结构的驱替方式主要为均匀状、网状-均匀状,Ⅱ类孔喉结构为网状驱替,Ⅲ类孔喉结构主要为指状-网状驱替;由Ⅰ—Ⅲ类孔喉结构对应的储层物性逐渐变差,小孔喉含量增多,最终驱油效率依次降低。储层物性、孔喉结构、驱替压力和注水倍数等均对水驱油渗流特征和最终驱油效率产生影响。储层物性越好,孔喉结构越好,水驱油效率也就越高,适当增加注入压力以及注水倍数,可以提高水驱油最终采收率。     

分子膜驱油提高驱油效率的实验室研究

由于剩余油主要分布在小孔、微孔中，现有的化学驱油剂对低渗透油藏的驱油效果并不理想。研究利用岩石的静电吸附在固液界面形成分子膜，从而改变界面的润湿性，驱替出小孔中的残余油，提高驱油效率。超低渗透岩心实验结果显示，分子膜驱油在原来水驱基础上提高驱油效率10％，效果比较显著。     

宝浪油田低渗透油藏水驱渗流特征实验研究

方法根据宝浪油田地质特征,选取有代表性的样品实验研究了宝浪油田低孔、低渗油藏水驱油渗流特征。目的验证宝浪油田水驱油的渗流特征,据此提出其油田注水开发过程中应注意的问题。结果宝浪油田低孔、低渗油藏渗流特征具有低速非达西渗流的启动压力梯度和临界压力梯度较高、束缚水饱和度较高、残余油饱和度较低、残余油状态的相对渗透率较高、两相流动区间较宽的特点;相渗曲线类型多,其中水相相渗曲线形态以直线为主;水驱压力梯度、注入水水质、孔隙结构对油水渗流及水驱油效率有重要影响。结论宝浪油田无水期驱油效率和最终驱油效率高。为了获得较理想的水驱油效果,必须对油层进行改造;在注水开发时要严把注水水质关,在开发部署上应尽量延长无水采油期