特高含水整装油田不同级次水驱带划分标准与体积计算方法

胜利油区主力整装油田经过长期注水开发,已进入注水开发后期,其综合含水率超过98%,但采收率仅为41%,仍具有较大剩余油储量和提高采收率潜力。通过对胜利整装油田取心井岩心分析,发现各整装油田特高含水期均出现了剩余油饱和度小于残余油饱和度的极端水洗井段,同时也存在含油饱和度大于水驱前缘含油饱和度的弱水驱井段。提出了特高含水储层极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的定义和划分标准。研究注入量、驱替速度和渗透率等因素对极端水洗带形成的影响,结果表明,随着注入量的增加,注入水优先突破的区域中,含油饱和度逐步降低、水相渗透率逐步增大、注水分流量逐步提高、驱替速度逐步上升,导致该区域剩余油饱和度低于残余油饱和度,从而形成极端水洗带。建立了不同级次水驱带体积计算方法,并用孤东、孤岛和埕东3个整装油田生产动态数据进行了验证计算,证明所建立的方法是科学、准确的,且具有需要数据易得和计算简单的优势。     

基于V/S 分析的深度堵水调剖效果综合评价方法

不同于常规堵水调剖,深度堵水调剖过程具有动态、大延迟、非线性的特性,采用常规的近井堵水调剖效果评价方法会引起较大偏差。综合考虑注水井和油井的见效情况,构建深度堵水调剖效果综合评价指数,在此基础上,通过V/S分析计算综合评价指数时间序列的Hurst指数,并结合序列稳定性分析,建立了深度堵水调剖效果综合评价方法。孤岛油田某深度堵水调剖井组的综合效果评价应用表明:措施实施30 d后,深度堵水调剖措施开始见效,综合评价指数时间序列的Hurst指数大于0.5,且表征序列稳定性的VN统计量呈持续增长趋势,预测该井组的深度堵水调剖措施改善趋势未来一定时间内将持续,这与该井组的生产动态曲线变化相吻合,说明该方法可为深度堵水调剖工艺矿场应用提供可靠的指导。     

注入水水质对聚合物黏度的影响及水质处理剂的筛选

胜利油田孤东和孤岛油区污水水质明显影响了配注聚合物体系的黏度,亟需研究不同水质因素对黏度的影响并寻求有效的水质处理剂。通过室内黏度和老化稳定性测试,研究了注入水中Fe~(2+)/Fe~(3+)、S~(2-)和氧含量等水质内部因素对聚合物体系黏度的影响,确定了保证聚合物溶液具有较高黏度的含量上限,并结合相应的要求优选了适合的除氧剂和除铁剂,在现场条件下验证其适应性。研究结果表明,Fe~(2+)/Fe~(3+)、S~(2-)和氧含量对聚合物体系黏度有显著的影响,要使现场配注的聚合物溶液具有较高的黏度,Fe~(2+)和Fe~(3+)含量最高应分别不超过0.5 mg/L和2mg/L,S~(2-)含量应控制在1 mg/L以内,溶解氧含量应控制在0.3 mg/L以下。Fe~(2+)/Fe~(3+)和S~(2-)的作用时间对聚合物溶液黏度没有明显的影响。硫脲和大港亚铁离子处理剂PP-I分别是与聚合物体系配伍性良好且应用效果最好的除氧剂和除铁剂,现场适应性较好。通过加入化学除氧剂和除铁剂能有效控制现场注入水中的氧含量和Fe~(2+)/Fe~(3+)含量在较低水平,使配制的聚合物溶液具有较高的黏度,适于在油田聚合物驱和化学驱使用现场污水配液时使用。图3表6参17     

基于分子模拟的抗稀释流度调控体系的 分子结构与性能关系*

胜利油田特高含水期油藏的非均质性加剧,现有调控体系SP-01在孤东试验区深度堵调现场试验未达到预期效果,急需对现有调控体系进行分子结构优化改进。传统的人工设计合成、验证的方法耗时耗力,成本太高。本文利用计算机分子模拟进一步认识调控机理,研究了聚合物分子结构与分子的流体力学体积或分子间的相互作用能间的关系,得到了最优的分子结构,按该结构室内合成了聚合物,并对比分析了该聚合物和聚合物SP-01的增黏性能。分子模拟结果显示,聚合物分子结构与分子的流体力学体积或分子间的相互作用能不是一个简单的线性关系,需根据聚合物相对分子质量、疏水碳链长度和微嵌段长度的变化确定最佳值。室内新合成聚合物NSP-02的相对分子质量和增黏能力均强于聚合物SP-01。室内实验验证结果与计算机分子模拟结果相吻合,计算机分子模拟能够更加快速有效地指导人工合成。     

模糊评判法优选煤层气井排采方式

煤层气井采用的排采设备基于常规油气井的开采设备,在现场应用中存在诸多问题,影响了煤层气的开采效果。为了实现较高的开采效率,通过对煤层气井各排采方式的分析,结合模糊数学的理论知识,利用模糊综合评判法建立了煤层气排采方式评价模型,从技术因素和经济因素两方面对现场煤层气井的排采方式进行模糊评价并选出了最优的排采方式,结果表明所选方式符合现场所用设备,为煤层气排采工艺的优选提供了理论依据和技术方法。     

赵57复杂断块油田开发评价与调整研究

针对57复杂断块油田目前暴露的产量递减快等一系列问题,从水驱采收率、油层动用程度、水驱动用程度和阶段存水率四个方面对该油田进行了油藏工程评价;建立模拟区的地质模型并利用数值模拟技术对该油田的剩余油分布规律进行了研究,并在此基础上提出了挖潜措施;对其挖潜措施进行效果预测,结果表明在评价期15年内累积增油量达11多万吨,降水效果显著,该挖潜措施可行。     

特高含水油藏深部调剖技术界限研究

在分析特高含水油藏深部调剖效果变差原因的基础上,确定了影响深部调剖效果的地质因素和开发因素等技术指标,利用数值模拟方法建立了符合中、高渗透油藏地质特征的概念模型,并制订了特高含水油藏深部调剖技术界限图版。 研究表明：原油黏度小于 ５ ｍＰａ·ｓ,渗透率级差小于 ２ 的油藏均不适合深部调剖;含水率为 ９０％～９５％,封堵半径为 ０. ４～０.６ 倍井距时调剖效果较好;含水率为 ９５％ ～９８％,封堵半径为 ０. ６～０. ８ 倍井距时调剖效果较好。 胜坨油田、温米油田和腰英台油田特高含水区块 ４８ 个井组的调剖结果验证了深部调剖技术界限准确性,为特高含水油藏深部调剖选井选层决策提供了一条可行的捷径。     

考虑井筒压降的稠油油藏水平井产能研究

为了明确井筒内流动对产能的影响,建立了考虑井筒压降的稠油油藏水平井产能预测方法。首先将水平井离散成N段,针对宾汉流体型稠油,依据等值渗流阻力理论,综合保角变换、叠加原理等方法,推导出考虑启动压力梯度的微元段上流入量表达式;然后根据动量平衡原理,考虑摩擦阻力与加速阻力,推导出微元段上压力损失表达式;最后根据变质量流性质,建立水平井流入量与压力损失的耦合关系,运用数值方法,得到耦合模型数值解,求出水平井产量。实例研究表明:稠油油藏水平井开采时,井筒内存在明显压力损失,使水平井产量降低,这种影响随启动压力梯度与原油粘度增大而降低。     

聚合物驱后凝胶微球调剖效果预测与评价方法

凝胶微球调剖是聚合物驱后进一步提高采收率的有效方法之一,但目前缺乏相应的效果预测与评价方法用于指导生产实践。为此首先建立了凝胶微球调剖含水率与采收率的解析预测公式,该公式可用于预测凝胶微球深部调驱的含水率、产油量、产水量等指标的变化规律;其次对概念模型的正交设计的数值模拟方案进行拟合,得到无因次增油倍数的经验预测公式,该公式可方便预测其提高采收率幅度和增油降水等指标;最后给出了注入井、生产井和区块3个层次的凝胶微球调剖效果评价方法。研究结果表明,解析公式和经验公式可以快速准确地预测凝胶微球的调剖效果,分层次的效果评价方法可全面系统地评价凝胶微球调剖矿场实施效果。     

特高含水期差异化深部调剖技术研究

针对传统调剖技术在特高含水阶段效果变差的问题,开展了不同含水阶段调剖作用机理研究,利用数值模拟方法对特高含水阶段的储层进行了水淹级别划分,对不同的水淹级别制定了相应的技术对策。结果表明:调剖见效是波及体积扩大和压力梯度波动共同作用的结果,中高含水阶段见效快、持续时间长,两者作用相当;特高含水阶段见效快、持续时间短,主要是压力梯度波动作用较大;高强度封窜治理特强水淹区是提高采收率的基础,高强度流度调控治理强水淹区是关键,注入相渗调节剂驱治理中水淹区是核心。