碳酸盐岩缝洞型油藏氮气泡沫驱提高采收率机理可视化研究

为了探索塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水驱开发后期提高采收率技术,设计并制作了满足相似性条件的宏观可视化物理模型,在此基础上,对比研究了缝洞型油藏底水驱后氮气驱与氮气泡沫驱开采剩余油效果及提高采收率机理。实验结果表明:底水驱后,剩余油主要以阁楼油的形式存在于高部位溶洞以及局部构造高部位;底水驱后氮气驱与氮气泡沫驱可分别提高采收率30.44%和39.10%;氮气驱提高采收率机理主要是通过氮气与原油的重力分异作用顶替阁楼油,但氮气的高流度同时也使得氮气驱易发生气窜;氮气泡沫驱则在氮气驱提高采收率的基础上,通过泡沫对气体的流度控制和阻力效应,抑制气窜,进一步扩大气体的波及体积,同时,氮气泡沫驱具有更高的洗油效率,从而得到比氮气驱更好的提高采收率效果。     

碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气驱后剩余油可视化研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水驱开采后,仍残留有大量阁楼油、绕流油。利用氮气密度小,重力分异作用显著等特点将部分剩余油驱出,充分认识气驱之后剩余油的分布,对优化气驱设计方案具有借鉴意义。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,直观展示缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况,并探讨相关影响因素。实验结果发现:氮气驱能有效地提高缝洞型油藏水驱后剩余油的采收率,但仍有部分残留油,如因气体气窜、底水能量不足而残留溶洞中部的窜流油,因气体洗油效率低而残留在裂缝中的油膜和小油段塞等;同时,注入方式、注入井别和注入速度等人为因素对气驱效果也有影响。研究成果为注气提高水驱后剩余油开采以及气驱后再次提高采收率提供了实验依据,认为采用水气交替等不稳定注气方式、复杂区域注气以及适中的注入速度可提高气驱效果,也认识到了溶洞形状、缝洞分布等客观因素应作为后续深化研究的重点。     

塔河油田缝洞型油藏单井注氮气采油机理及实践

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储集层类型特殊、开发难度大,前期通过实施单井及单元注水,在一定程度上取得了良好的增油效果;随着注水量增加,开发效果逐渐变差,大量剩余油富集在缝洞单元高部位,注水无法波及。针对此类剩余油,开展了注氮气吞吐驱油实验研究,结合数值模拟技术,论证了注氮气能有效动用这部分剩余油。注入地层中的氮气与原油混合并发生重力分异,将高部位剩余油向下置换并采出,注入氮气在原油中溶解也能起到一定的降低原油黏度、补充地层能量的作用。该项技术2012年开始在塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开展现场试验,已投产试验井123口,累计产油16.13×104 t,增油效果显著,验证了缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐置换剩余油是一项可行的提高采收率技术。     

缝洞型油藏注氮气吞吐效果影响因素分析

针对塔河缝洞型油藏的地质和渗流特点,利用数值模拟软件分析了油气两相的相态特征,得到注氮气非混相驱的驱油机理。通过地震、试井、测井等资料,建立数值模型,研究了地质和注氮气等参数对吞吐效果的影响。研究表明：地质参数中洞顶剩余油、充填程度、底水能量和井储关系对吞吐效果的影响很大;注氮气参数中,周期注氮气量是影响吞吐效果的主要因素,需要结合洞顶剩余油储量来具体优化;增加注氮气速度会增加气体的横向波及面积,对吞吐效果的影响存在最优值,而闷井时间和周期注水量对未充填溶洞的吞吐效果影响不大。研究结果初步形成了一种选井原则,对缝洞型油藏的增产稳产有一定的参考价值。     

缝洞型碳酸盐岩油藏底水对后续注水注气开发的影响

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱开发后,通常存在较强底水能量。底水在后续开发中持续影响剩余油驱出,充分认识较强底水对后续注水注气开发的影响,具有重大意义。利用可视化物理模型进行水驱、气驱模拟实验,直观展示强底水与后续注入水、注入气的相互作用,并探讨相关影响因素。实验结果表明:较强底水对后续剩余油开发有促进作用;底水和注入水、注入气的相互作用原理不同,表现形式也不同。另外,底水强度、缝洞组合和重力作用等因素均会影响这一相互作用。研究成果为后续水驱气驱提高采收率方案设计提供了实验依据,同时注入水、注入气与底水的定量适配应作为后续深化研究的重点。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气泡沫可行性及影响因素

为了研究缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气泡沫可行性及影响因素,研制了缝洞型碳酸盐岩油藏细观物理模型和宏观剖面可视化物理模型,可由细观到宏观对缝洞型油藏注泡沫可行性及其影响因素进行室内物理模拟。细观物理模型实验结果表明:水驱后,剩余油主要以封闭孔洞内剩余油、阁楼油、绕流油和油膜的形式存在;氮气泡沫能通过重力分异及阻力效应启动阁楼油与绕流油并剥离油膜。在宏观剖面可视化物理模型上进行了注泡沫影响因素研究。实验结果表明:在含油饱和度较低时,以低部位井注、高部位井采(低注高采)的方式注泡沫效果更好,注泡沫时机不宜过早,宜在充分水驱的基础上转注泡沫;底水能量过强则不利于注泡沫,同时存在一个最优的泡沫注入量。对于碳酸盐岩缝洞型油藏开采中后期,注泡沫开采能够有效维持高效开发,提高原油采收率。     

碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素

缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间特殊、连接方式复杂、流体流动规律复杂等的特点,这些特点导致水驱开发后剩余油特征差异很大。文中通过可视化物理模拟实验,模拟了不同缝洞组合模式的油藏底水驱替开发过程。研究结果表明,缝洞型油藏剩余油分为：连通性差的孔洞剩余油、绕流油、阁楼油和油膜。与其他缝洞连通较差的孔洞几乎可以认为是封闭孔洞,因其无法进行油水置换从而形成剩余油;流体沿最低流动阻力方向流动导致重力效应降低,故在溶洞与裂缝出口处形成绕流油;沟通溶洞的裂缝在溶洞的低部位,故注入水无法达到顶端与油发生置换而形成阁楼油;受岩石表面润湿性、原油黏度以及温度的影响,在溶洞和裂缝表面易形成油膜。     

塔河油田缝洞型油藏水驱后气驱提高采收率可视化实验

塔河油田缝洞型油藏注水开发后,开展单井注气提高采收率实验,注气效果显著,但油藏开发中后期逐渐出现注水、单井注气效果变差,大量水驱后剩余油未能动用。为了提高此类油藏的注气开发效果,需要针对性地开展多井单元注气提高采收率机理研究。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,探讨缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况及其影响因素。实验结果表明,水驱后氮气驱,能有效提高驱油效率,注气方式、注入位置和模型充填等因素对气驱效果有影响,采用连续稳定注气方式,在构造高部位注气,低部位采油,可有效提高气驱效果,为类似油藏单元水驱后剩余油的开采提供借鉴。     

塔河油田奥陶系缝洞型油藏油水流动规律

基于对塔河油田奥陶系缝洞型油藏地质特征及开发特征的认识,建立了概念缝洞结构模型和实际地质模型,采用流线模拟方法探讨了各模型的油水流动规律。研究结果表明：①塔河油田孔、洞、缝空间结构复杂,可分为未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂缝贯穿充填溶洞等4种,不同类型储集体生产特征差异大,井间连通性较好,但横向驱替弱。②研究区不同缝洞结构模型内油水流动规律不同,未充填溶洞内流体均匀流动,在底水驱替下油水界面呈现水平抬升特征;部分充填溶洞在下部充填区表现为底水锥进特征,而上部未充填区油水界面趋于水平抬升,水封下部溶洞内的剩余油;全充填溶洞与砂岩油藏油水流动特征一致,底水锥状驱替;中大尺度裂缝穿过充填溶洞时,裂缝为油水流动的高速通道,呈现裂缝水窜特征,在油井钻遇的充填洞一侧沿缝面到井底呈水锥特征,而缝外侧溶洞内原油基本未动用,为高角度裂缝屏蔽剩余油。③研究区在天然能量开发条件下,流体流动仅受井周有效储集体发育规模控制,以垂向流动为主,单井有效动用范围局限;多井生产时,井间流线仅在油水界面以下相连且分布范围较广,井间干扰少;注水开采期间,井间流线仍以垂向分布为主,仅在底部统一水体位置注采时,井间连接较好,注入水横向驱替弱。     

缝洞型油藏溶洞-裂缝组合体内水驱油模型及实验

根据相似理论设计了满足几何相似、运动相似、动力相似和缝洞特征参数相似的缝洞组合体物理模型和模拟实验,研究了缝洞组合体内流体流动特征、水驱油特征的影响因素以及不同驱替方式的提高采收率特征。模拟实验结果表明:油水密度差异导致的油水置换效应是水驱油主要机理;注水速度对剩余油分布和含水率变化规律无影响;缝洞连接关系是决定无水采收率、极限剩余油和含水率变化规律的主要因素;油水黏度比是影响产油速度、换油率和经济极限剩余油的重要因素;充填疏松时充填作用对剩余油几乎没有影响,充填致密时剩余油包括"阁楼油"和充填孔隙中剩余油两部分;水驱转泡沫驱主要通过启动溶洞顶部"阁楼油"提高采收率,泡沫驱后剩余油位于溶洞中部;水驱转聚合物驱主要通过增加注入水的换油率和采油速度提高经济极限采收率,对水驱极限剩余油无影响。     

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.