聚驱后注液方式和井网结构对微球调驱效果影响研究——以大庆萨尔图油田为例

以大庆萨尔图油田储层条件为研究对象,通过物理模拟驱油实验研究了聚驱后注入方式和井网结构调整对可动微球调驱效果的影响。结果表明,聚驱后实施进一步提高采收率措施时,通过提高注入速度来尽快达到较高注入压力水平可以取得较好增油降水效果。除此之外,聚驱后将原井网调整为直井+水平井井网,不仅可以改善水驱开发效果,而且可动微球调驱效果也可以得到充分发挥。与单独可动微球相比较,表面活性剂+可动微球二元体系具备了扩大波及体积和提高洗油效率的双重功效,采收率增幅较大。     

二元复合驱孔隙动用规律核磁共振实验研究

利用取自大庆油田高台子区块的中-高孔、中渗储层岩心,通过核磁共振定量分析岩心聚合物、表面活性剂(SP)二元复合驱后大、中、小孔隙的采出程度、剩余油饱和度等。结果表明,水驱后二元复合驱主要动用中、小孔隙剩余油,其中中等孔隙驱油效率提高最大;二元驱后剩余油主要分布在中等孔隙中,中等孔隙是剩余油挖潜的重点方向;对于高台子储层,适当提高二元体系聚合物浓度可以提高孔隙驱油效率,提高采收率。     

BZ25-1油田沙二段储层氮气、水交替注入室内实验研究

BZ25-1油田沙二段储层经过长期注水开发,已进入高含水开发后期,水驱采收率偏低。通过分析气水交替注入提高采收率的作用机理,在物模实验研究的基础上提出采用N2水交替注入实现BZ25-1油田沙二段储层的挖潜控水。实验结果表明,N2水交替注入采收率较单纯水驱采收率提高3.63%。受渗透率非均质性的影响,注入水主要进入高渗透层驱油,并很快从高渗透层突破且含水上升快。注N2综合采收率较水驱略低,主要是N2从高渗透层突破后,降低了低渗透层的驱油效率。N2水交替驱在一定程度上能改善流度比,降低渗透率非均质性带来的影响,增加驱油效率。     

水平井开采聚驱后侧积夹层剩余油的实验研究

为了研究在水驱及聚驱的基础上,水平井-直井联合布井方式对提高侧积夹层采收率的影响情况,根据数模研究的注水方向和水平井起始及终止位置对采收率的影响,优选了侧积夹层水平井的布井位置研制了侧积夹层室内物理模型进行了室内实验研究。结果表明:采用直井注水井注-水平井采的实验方案,含水率下降了17%,采收率提高了4.99%;采用直井油井注-水平井采的实验方案,含水率下降了25%,采收率提高了4.83%;采用直井油水井合注-水平井采的实验方案提高侧积夹层采收率9.82%,;远离水井及油井的侧积体剩余油多,临近油井的侧积体剩余油少,直井水井与油井同时注高浓聚合物,水平井分段开采时侧积体1、2、3分别提高采收率1.73%、6.98%、5%.但水平井不能穿过侧积体4,否则总采收率会下降。     

底水油藏高含水期剩余油挖潜可视化驱油实验

C油田馆陶组油藏为强底水油藏,储层物性具有高孔、高渗特征,经过长期天然能量开采,整体进入高含水开发阶段,亟待探索新的补充能量方式,提高剩余油动用程度。研究为了实现油藏开发过程模拟的可视化,结合油藏实际情况,设计了满足几何相似条件的物理胶结模型和两组不同介质(活性水,气体和泡沫交替)驱替实验,利用X射线安检机直观了解岩层中流体渗流情况、底水锥进现象以及剩余油分布特征。研究表明：大尺寸平板模型实验能够直观地描述底水油藏水锥形态;2组实验在初始底水驱阶段水驱规律相同,水驱采收率达到42%,波及范围有限,井间和顶部剩余油富集;活性水驱阶段提高采收率0.73%,剩余油动用程度不高,顶部剩余油富集;气体和泡沫交替驱可有效动用井间和顶部剩余油,较水驱提高采收率2.14%。     

苏北盆地复杂断块油藏多夹层模式划分及控油规律

复杂断块油藏含油层系薄,隔夹层发育复杂,因此多夹层控制下的剩余油分布规律对其水驱技术政策的制定意义重大。首先基于典型模型研究了夹层数目(贯通注采井)、夹层发育规模及夹层展布位置对于水驱后储层纵向波及效率及剩余油分布模式的影响。然后依据复杂断块油藏储层特征建立了16种表征注采井间不同夹层数量及展布位置的多夹层驱替模型,并将其归纳为"多驱少"和"少驱多"两种驱替模式。总结了两种驱替模式下夹层对于剩余油分布的控制作用及其差异性。基于多夹层驱替模式划分方法及控油规律,针对典型区块提出补层及新井部署等挖潜对策,取得良好应用效果。研究成果及应用实践可为其他多夹层油藏中高含水期的剩余油挖潜提供借鉴意义。     

深水浊积水道典型切叠模式水驱波及实验研究

针对典型的深水浊积复合水道切叠模式，建立大尺度二维剖面物理模型，开展水驱室内实验，并通过岩芯尺度数值模拟进一步探究总结了不同横向和纵向水道叠置比例对波及规律的影响。结果表明，水道中部及两期水道切叠连通处为主流线区域，波及效率和驱油效率均较高，水道上部和下部物性相对较差区域波及效率低，尤其生产井所在水道上部剩余油富集，是剩余油挖潜重点区域；不同期次水道叠置比例是影响复合水道注采井间连通性及剩余油分布的重要因素，横向和纵向叠置比例越高，整体表现为注采井主流线区波及效果越好，非主流线区波及效果变差；对于典型深水浊积复合水道切叠构型模式，建议尽量提高非主力砂体射孔完善程度，以增加波及效率，提高采收率。     

反九点井网不同井型对海上油田聚合物驱油效果影响实验研究

在内置微电极三维平面均质岩心模型上进行物理模拟实验,对比研究了反九点井网条件下直井和水平井对开采效果和剩余油分布的影响。在均质条件反九点井网(一注三采)中,边井之一采用水平井开发,水平井所控制的泄油面积大,区域内的剩余油较直井开发动用程度高,水平井单井最终采收率比相同位置直井单井最终采收率高了2.53%;但是整体上改善开发效果不明显。为了进一步研究不同井型对开发效果及剩余油分布的影响,利用数值模拟技术研究了非均质条件下不同水平井布井方式对驱油效果以及剩余油分布的影响。研究结果表明,非均质条件下采用水平井与直井组合开发,效果要好于单纯采用直井开发的模式。不同的水平井布井位置提高采出程度的幅度及动用剩余油的范围又有所差异。当水平井位于低渗带时,能够大范围动用直井开发时不能动用的低渗带剩余油,降低剩余油饱和度,提高采出程度相对较高。当水平井位于中渗带时,能够一定程度上提高采出程度,虽然提高了中渗带剩余油的动用程度,但大部分低渗带的剩余油仍然没有动用。当水平井同时位于中、低渗带时,提高采出程度的幅度小于低渗带为水平井的方案,而大于中渗带为水平井的方案。     

高含水油藏深部调剖驱油机理实验研究

为改善低渗油藏高含水期水驱开发效果,在室内应用CT扫描技术开展了岩心深部调剖驱替实验研究,获得了不同时刻岩心内油水分布状态信息,探索了深部调剖驱油机理。实验结果表明,一次水驱过程,注入水主要在高渗层内以活塞式向岩心深部推进,形成水驱优势通道,引起无效水循环;低渗层内水驱波及体积较小,仅波及到岩心第27个切片处。后续水驱过程,改性淀粉凝胶保持很好的完整性并有效封堵高渗层,注入水不仅启动了凝胶正上部的低渗层剩余油区域而且扩大了岩心入口端低渗层波及体积。高渗层采收率首先受驱替效率和波及效率共同影响,当波及效率不在增加,采收率的大小取决于驱替效率的大小;低渗层采收率一直受驱替效率和波及效率共同影响,且波及效率发挥主要作用。后续水驱过程低渗层起主导作用,采收率增加了15.1%。     

孤东油田馆陶组水驱特征与调整挖潜对策研究

通过建立"均质系数"概念,对孤东油田开发单元进行分类,综合利用相渗模型法、经验公式法等方法,计算了不同水驱开发单元驱油效率、体积波及系数和采收率.提出了不同类型开发单元下步提高采收率的方向,Ⅰ类单元主要是提高纵向波及程度,Ⅱ类单元主要是提高驱油效率和体积波及系数,Ⅲ类单元要进一步提高储量动用程度.分析表明,目前孤东油田的三类开发单元均有一定调整潜力.     

江苏油田三元复合驱研究

针对江苏普通稠油油藏水驱采收率低的问题,通过配方优化和岩心物模驱替实验,构建了适合区块原油的三元复合驱配方。首先通过动态界面张力评价,筛选出了具有较高界面活性的表面活性剂/碱体系;同时采用不同HLB值的表面活性剂复配,优化体系的亲水亲油平衡,获得了具有超低界面张力的二元体系。最后通过岩心驱替物理模拟实验,评价了碱/表二元复合驱、聚合物驱、三元复合驱的驱油能力。结果表明,对于普通稠油油藏,单纯碱/表二元体系由于无法提高波及系数导致其提高采收率能力较差,而三元驱体系可以兼顾波及系数与洗油效率,所以获得了较高的采收率,因此对于水驱稠油提高采收率的首要指标是提高驱油剂的波及效率。     

水气分散体系提高采收率实验研究

本研究针对国内低渗及水驱后期高/特高含水油藏,研发了流度可调控的水气分散驱替体系,在测试了体系流动阻力和表观粘度的基础上,应用驱替实验评价了其驱替特征和驱油效率,进一步研究了水气分散体系提高原油采收率的能力。室内实验证明,通过调整水气比例和分散方式,体系的流动性能可随油藏开发的需要进行调控,并可在扩大波及体积的同时提高波及效率,可有效调控特低渗、低渗、中渗岩心流度比,扩大波及体积,大幅度提高水驱后的原油采收率。     

油水黏度比对油藏注水开发效果的影响

对于层间流体性质差异较大的多层非均质油藏,在进行笼统注水开发时,层间油水黏度比差异对于油藏开发效果有较大影响。通过使用CMG油藏数值模拟软件建立多层油藏一注两采机理模型,从剩余油分布、波及系数、驱油效率及采出程度等多个方面分析层间油水黏度比差异对开发效果的影响,确定多层合采油藏合理的层间油水黏度比级差界限。研究认为,多层非均质油藏笼统注水开发时,低油水黏度比油层对高油水黏度比油层有较大影响,层间油水黏度比级差越大,层间矛盾越突出,低油水黏度比层波及系数、驱油效率明显上升,高油水黏度比层波及系数、驱油效率大幅下降,层间动用程度差异越大,剩余油主要富集在高油水黏度比层,油藏开发效果越差,合理的层间油水黏度比级差应控制在3以下。     

聚合物流变性对非均质油藏波及效率的影响

研究聚合物溶液的流变性与其在非均质油藏中渗流特性之间的关系,可为进一步发挥聚合物驱在海上油田的应用效果提供理论依据。结合海上某油田砂岩稠油油藏实际的非均质性特征,研制出一种能在高压下模拟驱油体系在油藏深部渗流的层内非均质性二维可视填砂模型,实验筛选出同一剪切速率下,剪切黏度近似相等,但流变性差异较大的3种驱油体系,并以固定剪切速率的注入方式进行渗流实验。实验表明,3种驱油体系驱替后,在模型中均呈现楔形的剩余油分布状态,但透光面积和渗流规律存在较大差异。聚合物溶液的流变性能够延缓注水进入无效循环的阶段,从而改善低渗透层的水驱油波及效率,表现为幂律指数n越小,波及效率越高。     

水驱突破前后注聚对聚合物驱效果影响

在油藏尺度上,聚合物可以通过提高驱替相的粘度进而将驱替相波及效率大幅度的增加。无论是水驱还是聚驱原油,微观波及范围的大小决定了宏观的驱油效果,注入时机就是影响波及效果其中一个关键因素。因此,本文以水驱突破时刻为注聚时机的分界点,采用微观可视化实验,研究不同注入时刻对非均质模型原油波及效率和采收率的影响,对比分析最佳注入时机。结果表明：水驱突破前转注聚可以使采收率达到50.26 %,直接注聚的采收率为40.01 %,水驱突破后转注聚的采收率为35.18 %。而且水驱突破前转注聚中,残余油分布以油水混合状和孤滴状,其次是斑块状和网络状。表明突破前转聚效果最好,为最佳的聚合物注入时机。     

稠油油藏不同热采开发方式经济技术界限

结合数值模拟和动态经济评价,建立稠油油藏热采开发经济技术界限研究方法.以乐安油田南区为原型确定稠油油藏直井蒸汽吞吐、直井吞吐加密、水平井蒸汽吞吐以及直井蒸汽驱等不同热采开发方式下的有效厚度、原油黏度及油价边界值等经济技术界限,并制作实用图版.结果表明:水平井吞吐对油藏有效厚度和原油黏度的适应范围最广;直井蒸汽驱具有最高的采收率,有效厚度界限也比直井吞吐加密小很多.不同热采开发方式的经济技术界限对比结果有助于选择最佳的热采开发方式对稠油油藏进行经济合理的开发.     

塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2驱提高采收率机理

塔河油田强底水砂岩油藏开发后期，受强非均质性和底水锥进影响，大部分水平井出现了点状水淹，导致低产低效井增多，油藏含水率不断上升，井间剩余油动用难，且该油藏具有高温、高盐特点，常规提高采收率技术难以取得较好开发效果。因此，本文主要通过高温高压三维物理模型进行油藏的模拟，采用注CO2/N2（体积比为7:3）混合气提高强底水砂岩油藏采收率。一方面，CO2与原油易混相，能够大幅度地提高驱油效率；另一方面，N2具有较好的压锥效果，在一定程度上抑制了强底水快速锥进，提高油藏的波及系数。这样使“驱油”与“压锥”进行有机结合，大大提高了油藏采收率。同时，对比不同注气方式、不同注气速度和不同注采部位等驱油条件，优选注气参数。实验结果表明：注入CO2/N2后地层原油体积膨胀了21%，粘度降低了24.9%；CO2/N2混合气与原油的最小混相压力为39.62 MPa；优选出了最佳的注入参数：注气速度为1 mL/min（提高采收率幅度为14.25%）、注气方式为水气交替注入（提高采收率幅度为15.8%）、注采部位为高注低采（提高采收率幅度为14.5%）。研究结果为塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2混合气驱先导试验提供可靠实验依据。