后续水驱油藏堵聚防窜剂性能研究与应用

介绍了防窜剂FCP堵聚防窜机理,分别考察了防窜剂表面活性、对非均质地层封堵性、热稳定性、耐水冲刷性能及驱油能力。结果表明,防窜剂含量达0．1％时,油水界面张力可达3．127×10^-3mN／m,显示良好的表面活性;在不同渗透率岩芯中堵塞率均达90％以上;与HPAM聚合物反应生成的沉淀物有较好的热稳定性;经50PV注入水冲刷后,岩芯堵塞率保持在97％以上,具有很强的防窜能力;对非均质较高并联岩芯驱油效果更明显,其采收率较单一水驱平均提高10％以上,因此,渗透率级差较大油藏可采用“水驱-HPAM-FCP-水驱”方式提高原油采收率。     

致密油藏微量气气水交替注入参数的设计方法

致密油藏中孔喉狭小,且非均质性很强,油水两相间形成较高的毛管阻力,水驱过程中水相将首先突破毛管压力较小的大孔道。随着大孔道的连续性被突破,一个水窜通道将逐渐形成,之后注入的水将沿着水窜通道流动而失去驱油作用,若储层中存在微裂缝该现象更明显。研究致密油藏储层孔隙结构及水驱过程可能的毛管压力分布,针对气水交替中油气水毛管压力压降特征,提出了注入微量气段塞及大量水段塞调堵致密油藏天然裂缝及较大孔隙的气水交替法,设计了一种新的微量气注入实验,并且从注入强度、注入周期和注入次数3个方面进行优化,预测采收率的变化。研究表明,采用微量气气水交替法对致密油藏水驱水窜后提高开发效果是有效的。     

双河油田砂砾岩油藏微观水驱油机理

砂砾岩储层微观水驱油试验表明:水驱时水线推进易在砾石处发生绕流、卡断现象,造成水驱采收率低于一般砂岩储层。水驱剩余油主要在注入水尚未波及到的中低渗透层和发生注入水“海恩斯跳跃”处。注聚合物驱可降低储层非均质影响及“海恩斯跳跃”形成的剩余油饱和度,提高注水采收率12％以上。建议双河油田扩大高温聚合物试验区块。     

中高渗砂砾岩油藏调堵一体化技术——以滴水泉油田八道湾组油藏为例

滴水泉油田井区八道湾组油藏储层为中粗喉道、中孔、中等渗透性、非均质性较强的储集层,构造底部受油水边界控制.油藏2011年采取同步注水开发,投产后油井含水上升快,注入水窜严重.2012年实施调剖、优化注水等措施,措施初期取得一定效果,含水上升速度减缓,但整体见效时间短.同时,注入水窜严重,水驱波及体积降低,油藏水驱储量动...     

安塞特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析

应用真实砂岩微观模型水驱油实验对安塞长6特低渗透油层见水后的水驱油机理及特征观察分析认为:贾敏效应对见水后的水驱油效率影响突出,表现形式为注水阻力增大、注入压力升高。随注入压力的增加,注入水形成新的渗流通道后使原已形成的水流通道“锁死”;残留于孔隙喉道处的油滴受毛细管附加阻力影响只发生变形而难以运移。在储层孔隙结构非均质影响下,长6油层中流体的渗流仅作用在部分连通较好的大孔隙内,当注入0.5～0.8倍于孔隙体积的注入水后,油井均已见水。残留于水洗通道中的油滴在水动力作用下不断发生卡断-聚并-再卡断的过程为见水后驱油效率增加的方式之一。在裂缝发育带水驱油的形式主要取决于孔隙渗透率、裂缝渗透率以及驱替压力的大小。      

致密储层人工裂缝与天然裂缝夹角对水驱油效果的影响

为研究人工裂缝与天然裂缝夹角对水驱油效果的影响，考虑重力和裂缝对水驱油效果的影响，建立了非活塞式水驱油油水两相单向渗流模型，利用有限元分析方法，通过产量和含油率定量分析人工裂缝与天然裂缝夹角处于0°~90°时对水驱油效果的影响。研究表明:人工裂缝与天然裂缝夹角越大，油井产量越高，当人工裂缝与天然裂缝夹角为90°时，油井累积产量最高，且油井产量递减速度最小；人工裂缝与天然裂缝夹角增大，扩大了注入水波及基质系统的范围，驱油效果显著，当人工裂缝与天然裂缝夹角为90°时，裂缝系统和基质系统的驱油效果显著优于其他角度的裂缝分布，注入水波及范围最广，剩余油最少，但水驱油效率整体较低。该研究结果有助于认识裂缝分布对于水驱开发效果的影响，并预防水窜的发生。     

注入水性质对中东地区碳酸盐岩油藏驱油效果的影响

中东地区碳酸盐岩储层以孔隙介质为主,注水是未来重要的开发方式,而注入水的性质影响了注水提高采收率的效果。利用中东地区M层碳酸盐岩油藏岩心,通过改变注入水矿化度、钙离子和硫酸根离子质量浓度,研究注入水性质对驱油效果的影响。结果表明,随着注入水矿化度的减小,水驱采收率增大;降低矿场注入水中钙离子质量浓度或相对比例、增加矿场注入水中硫酸根离子质量浓度或相对比例,均有利于提高水驱采收率,改善驱油效果。矿场注水过程中可以通过改变注入水矿化度和离子质量浓度提高驱油效果,还须进一步结合现场水源水量及其他限制条件优选注入水源。     

普通稠油开发水驱油转N2驱油室内实验研究

三塘湖油田在稠油开发过程中,具有流体渗流阻力大、油井产量低等特点。研究表明,水驱油转N2驱油效率远远大于水驱油和N2驱油效率,现场应制定合理的开采方式和工作制度。N2突破时会出现采出程度大幅度增加,并对最终采收率有明显影响,矿场上应防止气体过早突破,提高N2在地层中的波及面积和驱油效率。考虑到压力梯度的影响,初期水驱油应控制注入水流量及其注入体积,防止压漏地层或过早形成水窜,以提高油田产量。     

低粘度堵剂在管外窜槽模型中的注入选择性研究

为了研究堵剂在发生管外窜槽井的注入特性,根据管外窜槽模型,分析了低粘度堵剂的注入特性,指出不同渗透率地层的分流情况受窜流通道和地层渗透率的综合影响.在油水层渗透率一定的条件下,窜流通道渗透率越小,水窜层分流率越小;反之,窜流通道对水窜层分流率影响越小,并且最终分流率趋于定值.随着注入速度的增加,水层和油层的压力均增大.在窜流通道和油水层渗透率一定的条件下,若油水层压力不变,则油水层分流率不变.低粘度堵剂注入发生管外窜槽的油水层时,由于油水层压力确定了注入流体的分流率,同时由于油层压力小于水窜层压力,使大量堵剂进入油层,对地层造成严重伤害.因此,建议使用泡沫等具有分流效应的流体,减少对油层的污染.     

特低渗透油藏水驱油效率影响因素研究——以西峰油田白马中区长8油层为例

以西峰油田白马中区长8低渗储层为例,通过在不同条件下对研究区的岩心做水驱油效率和压汞试验,了解实验室岩心水驱油的基本特征,进一步分析影响水驱油效率的因素.结果表明,注入压力、注入倍数、渗透率、水驱速度和孔喉的结构特征在一定程度都会影响岩心的水驱油效率,不同的条件下水驱油效率的变化趋势不同.     

海26区块稠油油藏改善注水开发效果方法研究

针对辽河油田海26区块构造复杂、油水粘度比大、储层非均质性强的特点，及注入水沿单屡突进，平面上舌进、指进的问题，在加强地质研究、开展精细油藏描述、不断完善动态监测系统、利用油藏工程方法和生产测井新技术、结合动态分析深化对油藏水淹和剩余油分布规律认识的基础上，采取了注水井转注、分注、调剖、周期注水及油井对应层调补、堵水、防砂、大修侧钻等措施，以调整注采结构，完善注采系统。该措施实施后有效控制了含水上升速度，提高了注水波及体积系数，区块注水开发效果得到改善。     

鲁克沁油田深层稠油注水开发技术

鲁克沁中区深层稠油采用常规注水开发后因油水黏度比大,平面、剖面注采矛盾严重,注入水单向突进十分严重。采用分层系开发、分层系注水、精细注水、化学调剖等开发对策,平面和剖面矛盾不断改善,水驱动用程度从2008年的17.1%提高到目前的40.9%,地层压力逐年恢复,自然递减得到有效控制。研究表明,由于油水黏度比高,见水后流度比即大于1,而且随着含水上升,流度比上升迅速,注入水的指进、突进会更严重;水驱见效区半径为100~300 m,见水前缘与水淹前缘的距离为10~30 m. 单井及油田水驱特征均表现为凸型,中高含水期为主要采油期。     

减氧空气吞吐技术在鲁克沁深层稠油油藏的应用

鲁克沁三叠系深层稠油油藏经过多年的注水开发,出现了含水率上升快、水驱效率低、采出程度低等问题。为了解决水驱矛盾,提高单井产量,提出了减氧空气吞吐的方案。通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,分析了减氧空气吞吐的机理,优化了注入参数。基于理论研究结果,在鲁克沁三叠系深层稠油油藏开展了减氧空气吞吐矿场试验,结果表明：减氧空气吞吐降水增油的机理是稠油注减氧空气后存在拟泡点,形成泡沫油流分散降黏,同时封堵水流优势通道,扩大波及体积。注气量、注气速度和焖井时间对减氧空气吞吐效果影响较大,建议单井注气量40×10⁴ m³,注气速度4×10⁴ m³/d,焖井时间8~10 d。鲁克沁三叠系深层稠油油藏共实施减氧空气吞吐400余井次,有效率82%,单井平均初期日增油量4.5 t,综合含水率下降42%,有效期达168 d,有效期内单井增油量480.0 t。因此,减氧空气吞吐是深层稠油的一种有效降水增油技术,对同类型油藏注水开发后提高采收率具有重要的借鉴意义。     

塔河油田缝洞型油藏注水替油井失效特征及其影响因素

塔河油田实施注水替油生产是单井缝洞单元提高采收率的主导技术,但是失效井比例逐步增大,极大影响了注水开发效果。在分析该油田注水替油改善开发效果作用机理的基础上,对注水替油井进入失效阶段的主要动态特征进行了总结。结果表明,溶洞型、裂缝—孔洞型、裂缝型3类储集体注水替油井失效特征存在明显差异,但整体上裂缝型储集体注水替油井较溶洞型和裂缝—孔洞型更易失效;注水替油井进入失效阶段的主要动态特征为周期含水率快速上升、注水指示曲线斜率明显增大、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大。影响注水替油井失效的主要客观因素为单井储集体类型和注水替油后期的底水入侵;主观因素为周期注水量偏大和阶段焖井时间短导致的周期注采参数不合理。     

油田深部液流转向技术

针对进入高含水阶段的油田,要稳产必须进行大幅度提液和大量注水。地层由于长期注水冲刷形成大孔道窜流,造成注入水严重低效循环,使得采油成本大幅度上升。堵水调剖技术在一定程度上改善了水驱开发效果,但由于其处理半径有限,不能解决油井水窜问题。因而,提出了利用深部液流转向剂改变注入水流场、遏制注入水通过高渗及强水洗部位无效循环的研究思路及作用机理,并结合机械器材使转向剂发挥作用。     

油水运动追踪技术在高含水后期油藏数值模拟中的应用

高含水后期随着油田开发的深入,多数油井已是高含水,如何精细地描述储层内流体的运动、判断油井的主要来水方向、识别无效注水井是需要解决的一个问题.因此,介绍了油水运动追踪技术的方法,此方法可以有效地解决数值模拟中高含水后期无效注水的识别和不同层段、区域动用程度的确定等问题,可以更精细地掌握在不断变化的开采过程中,每口水井的注入水或某些层段、区域流体的渗流行为和特征.其基本原理是应用ECLIPSE数值模拟软件建立一个概念模型,通过示踪剂选件分别对每口注入井定义不同的水相示踪剂,对不同层或区域内的原油定义不同的油相示踪剂,通过分析模拟计算结果可识别无效注水井、识别某生产井的主要来水方向并能定量给出地层感兴趣区域内储量的动用情况.     

单井缝洞系统注水对含水率的影响分析

对塔河油田和塔里木油田缝洞型油藏单井缝洞系统部分油井注水引起含水率大幅升高的现象进行研究,分析了注水对油井含水率的影响机理.通过分析储层特征,简化单井缝洞系统,并结合理论计算分析来认识缝洞系统内油水界面的变化规律,结果表明:油井见水后对单井缝洞系统进行注水替油会对油井含水率和产油量有较大的影响,即油水界面距离井底较近的...     

砂岩油藏大孔道的研究——回顾与展望

砂岩油藏在长期注水开发过程中，油藏储层孔隙结构发生了较大变化，由于储层渗透率增大，孔喉半径增大，易在储层中形成高渗带及特高渗透带，即大孔道。在大孔道发育的地层中，大孔道成为注入水渗流的优势通道，注入介质的波及范围很难提高。注入水沿大孔道中的低效或无效循环使储层中的其它部位很难受效，严重影响驱油效率，致使平面上剩余油饱和度差异明显。因此，砂岩油藏大孔道对储层渗透率及注采工艺有着重要的影响。本文在调研了大量国内外资料的基础上，对油层大孔道研究背景、研究现状作了回顾，对大孔道的形成机理、识别技术与描述技术等研究作了综述，提出了今后油层大孔道研究的重点、难点，以及时中高含水期注水开发油田的重要意义。     

综合测试技术在剩余油评价和挖潜中的应用

围绕注水开发油藏剩余油分析和挖潜需要,在GD油田注水开发区块建立初始地质模型;通过采用水流模拟方法,结合运用多井综合测试和生产数据,建立精细的动态分析模型,确定油水井连通性和油藏内剩余油分布状况,描述优势渗流通道分布。针对储层物性、剩余油分布特点和目前井网条件下的注采对应关系,提出挖潜方案,在增加可采储量、提高采收率等方面取得理想的地质应用效果。     

塔河油田缝洞型油藏周期注水开发技术政策研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层非均质性极强,受构造和岩溶作用影响,溶洞和裂缝空间发育、分布规律复杂,致使其注水开发方式与常规砂岩油藏有很大区别,通常采用低注高采、缝注洞采的注水方式;但是随着注水开发的深入,部分缝洞单元注水效果开始变差。利用数值模拟方法研究了周期注水开发方式,并论证了注水时机、注水周期及周期注水量等注采参数。研究认为,注水时机在含水率达到80%时为宜,周期注水量为5.1×104 m3,每个周期注水时间为50 d,采用注水30 d、关井20 d的方式间歇式注入。