非均质线性模型水驱油试验研究

为了确定岩心组合方式、渗流方式、渗透率的大小、非均质性等对驱油效率和剩余油分布的影响,首先选取不同的天然岩心,运用岩心组合技术,建立起不同的非均质模型;然后结合物理模拟技术,用恒速法进行水驱油试验。试验发现:平面非均质模型单向渗流时,剩余油饱和度和驱油效率与岩心渗透率无关,而与岩心所处位置密切相关,从模型的入口到出口,剩余油饱和度递增,驱油效率递减;低中高模型剩余油分布较均匀,而高中低模型剩余油集中分布在低渗透岩心;模型的驱油效率与其等效渗透率、非均质性相关;纵向非均质模型驱替后,剩余油主要分布于渗透率最低的岩心。研究认为:在平面非均质性比较严重的油层,可采取高渗区注水,低渗区采油,这样可以获得较高的采收率;在纵向非均质性比较严重的油层,可采用化学调剖堵水封堵高渗透层、改善吸水驱替剖面或者分层注水开采的方式来获得较高的采收率。     

多层非均质反韵律稠油油藏水驱界限实验研究

渤海某油田为反韵律油藏,层内纵向非均质性严重,渗透率级差大,正确判断水驱界限能够有效避免注入水的无效循环,对后期调整措施具有重要的指导意义。本文根据该油田地质油藏特征,利用人造物理模型制作技术制作内置微电极物理模型,并进行水驱油实验,从而明确纵向非均质性对剩余油分布规律的影响,确定水驱界限。研究结果表明:渗透率级差越大,其非均质性越严重,采出程度越低,而含水上升越快,高渗层驱油效率越高,低渗层驱油效率则越低;在合注分采过程中,注入水绝大部分都涌入高渗层,而中、低渗层的水驱动用情况很差;由于层间矛盾,中、高渗层的绝大部分可动油是在注入孔隙体积1 PV前采出的,大于1 PV以后的注入水对提高采收率幅度的影响相对较小;剩余油主要分布在低渗层段,渗透率级差越大,低渗层驱油效率越低,剩余油分布的比例越大。     

非均质性对高温高盐油藏聚合物驱影响实验研究——以大港油田官109-1断块油藏为例

针对大港油田高温高盐油藏官109-1断块特点,建立层内和层间非均质模型,对水驱之后的模拟油层进行聚合物驱室内实验。结果表明:层内非均质条件下,渗透率级差越大,水驱效果越差,转聚合物驱后提高采出程度幅度越高;反韵律组合前期水驱采出程度最高,正韵律组合后期聚合物驱提高采出程度幅度最大,最终采出程度最高;聚合物溶液注入速度对最终驱油效率影响较小;随着聚合物注入量增加,提高采出程度幅度增加,超过一定量后,增幅减缓。层间非均质条件下,随着聚合物浓度增加,中低渗层吸液能力出现先增后减的趋势;层间非均质性越强,水驱后转聚合物驱改善开发效果越明显;层间渗透率级差相同时,平均渗透率越低,聚合物驱提高采出程度幅度越大。     

海上厚层油藏早期聚合物驱剩余油分布特征实验研究

渤海海域LD油田为典型的厚层油藏,采用大套多层合采的开发方式,为了提高油田采收率,该油田开展了早期聚合物驱矿场试验,厚油层开发受重力影响以及在聚合物驱等因素的共同作用下,在中、高含水期油藏剩余油分布较为复杂。为进一步研究聚合物驱后油藏剩余油分布状况,开展了室内岩心驱替实验。结合油藏属性,根据相似原则设计物理模拟参数,研究了不同韵律地层对早期聚合物驱剩余油分布规律以及生产动态的影响。研究结果表明:均质韵律条件下受到重力分异作用,油层为底部水淹,而早期聚合物驱能在一定程度上减缓重力分异作用,剩余油主要富集在生产井附近储层顶部;正韵律条件下受到重力分异和储层非均质性的共同影响,底部高渗透层水淹,剩余油主要分布在顶部低渗透层中,早期聚合物驱能有效动用中、低渗透层中的剩余油,而剩余油主要分布在靠近采油井的低渗透层;反韵律条件下,水驱波及程度较均匀,剩余油主要富集在局部未波及区域,早期聚合物驱能进一步扩大波及程度;复合韵律条件下,水驱和注聚合物驱与均质韵律驱替状况类似,剩余油主要分布在靠近生产井的低渗透层。     

三维物理模型驱油实验模拟装置研制与应用

针对小岩心不能模拟注采井网驱替实验、填砂模型不能模拟低渗透储层和高压驱替实验的问题,研制了一套能在高温高压下进行不同渗透率储层多层组合的岩心、多口直井和水平井组成的注采井网、大尺度三维物理模型驱替实验装置,能进行不同驱替介质和吞吐实验研究。利用该实验装置开展了纵向三层组合的正韵律和反韵律模型、平面5个渗透带的五点注采井网模型、以及直井和水平井组成的十三点注采井网模型在高温高压下的水驱和聚合物驱油实验研究,得到了平面和纵向非均质性对水驱油效果的影响程度、直井和水平井的水驱油效果以及聚合物驱油效果。通过该装置模拟实验可为油田注采井网调整和注入开发方式调整提供技术指导。     

水平井置胶成坝深部液流转向物理模拟研究

针对正韵律厚油层注水开发过程中注入水沿底部高渗层无效循环问题,提出水平井置胶成坝深部液流转向技术思路,即在正韵律厚油层底部的高渗透,强水洗油层部位钻(侧钻)水平井,通过水平井注胶,形成"胶坝",使注入水转向驱替上部低渗透层,扩大水驱波及体积,提高上部低渗透层储量的动用程度,从而起到挖潜和提高水驱采收率的作用.应用二维可视非均质填砂模型水驱油物理模拟实验,研究水平井胶坝对改善正韵律厚油层水驱效果的影响.实验结果表明,在高渗透油层建"挡水坝",增油降水效果明显,1个"挡水坝"模型,能够提高原油采出程度17.6%;2个"挡水坝"模型,能够提高原油采出程度27.3%.水平井置胶成坝深部液流转向技术突破了堵剂深部放置的技术瓶颈,能大幅度提高正韵律厚油层水驱波及程度.     

裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验

为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理,结合油藏实际地质特征,利用真实岩心设计制作了可视化网络裂缝模型,考察了注入速度、模型倾斜角度等因素对注水效果的影响,以及水驱油过程中的油水运动分布特征。观测到由于受裂缝性油藏非均质性的影响,水驱后残余油存在形式主要有孤滴状、角隅状及膜状等,每种残余油的形成机理也不同。实验结果表明:水驱油时,驱替速度与采出程度不成正比,而是存在一个最佳驱替速度,即临界驱替速度;剩余油的形成和分布主要受岩石表面润湿性、裂缝连通性和重力分异的影响;水驱油效率与裂缝地层倾斜角度有关,地层倾斜角度越小,采出程度越高。裂缝性油层较厚时,水驱后油层顶部可能会有大量剩余油,仍具有较大开发潜力。     

油藏水驱后蒸汽驱增油机理实验

水驱后的油藏条件与初始状态有很大不同,导致蒸汽驱油机理变得更加复杂.通过水驱后蒸汽驱物理模拟实验,可以深入认识其增油机理,指导水驱油田蒸汽驱的方案设计.在充分调研水驱、蒸汽驱物理模拟实验的基础上,建立了水驱、蒸汽驱联动物理模拟实验相似准则,并以此准则为依据,对某实际水驱砂岩油藏进行了模型化,建立了二维和三维物理模型.在此基础上进行平面均质油藏和纵向非均质油藏的水驱后蒸汽驱2组实验.实验结果表明,在均质油藏中,蒸汽带扩散均匀,蒸汽驱阶段的采出程度是水驱阶段的2.45倍,总采出程度达到68.54％;在非均质油藏中,蒸汽带优先沿着物性较好的油层扩散,蒸汽驱阶段的采出程度是水驱阶段的2.36倍,总采出程度达到64.22％.蒸汽的蒸馏作用和驱替作用是蒸汽带中主要的增油机理,油藏的非均质性对蒸汽驱的效果有一定影响.     

韵律对底水油藏剩余油分布及驱油效率影响研究

在实际油藏构造基础上,通过建立机理模型,运用数值模拟技术分析油层网格的剩余油饱和度及最终采出程度。并以此反映不同韵律地层条件下的剩余油分布特征及驱油效率情况,从而总结出韵律对底水油藏剩余油及驱油效率的影响规律。     

CT技术研究水平井置胶成坝深部液流转向机理

根据水平井置胶成坝深部液流转向技术思路,采用室内水驱油实验结合计算机断层扫描(CT)成像技术,研究水平井置胶成坝提高采收率机理。人工胶结非均质模型表面用环氧树脂浇铸,对模型置胶成坝前后驱油过程进行CT动态扫描,观察胶坝分布特征,实时跟踪非均质模型内部油水分布、水驱流线改变、含油饱和度分布及其动态变化。结果表明：对于正韵律油层,应用水平井置胶成坝,能够有效封堵高渗透层位深部窜流通道,使注入水转向驱替,启动低渗透层位剩余油。置胶成坝后,水驱采收率提高16.7%,含水上升速度减慢。水平井置胶成坝技术突破了堵剂无法深部放置的技术瓶颈,实现油藏深部液流转向,有效扩大了水驱波及体积,是正韵律厚油层高含水期一项有前景的控水挖潜技术。图11表1参11     

纹层级非均质储层水淹规律数值模拟研究

油田水淹规律及剩余油分布研究由米到百米级的“大尺度”,转向厘米到分米级的“小尺度”,是当前高含水期油田的储层及动态研究的发展趋势。为此,进行了纹层级非均质储层水淹规律的数值模拟研究。利用专家知识建立了具有普遍意义的纹层级微沉积相模型。这个模型在分析了实际油层的沉积特点后认为,对于正韵律、反韵律等不同韵律类型的储层,都可以由多个正韵律小单元组成。应用多功能模拟器进行了油藏数值模拟,研究了纹层级的水驱剩余油分布,进行了纹层级非均质储层水淹规律与剩余油分布的一体化研究;计算了36个方案。研究了油层韵律性(正韵律、反韵律)、层理类型(水平层理、斜层理、交错层理)、原油粘度、垂直渗透率与水平渗透率比值、渗透率、渗透率级差、毛管压力对水淹规律和剩余油分布的影响。得出的关于原油粘度是影响油层水淹特征最重要的因素;交错层理与斜层理水驱效果好于水平层理;沉积纹层控制剩余油的细微分布等结论,对于开采厘米级的剩余油有指导意义。     

水平井二元复合驱三维油藏物理模拟研究

为研究水平井二元复合驱提高石油采收率的渗流机理,建立了三维纵向非均质物理模型,利用模型上布置的饱和度测量探针,测量了水平井二元复合驱的开采效果、进口压力和饱和度场变化。实验结果表明:对于纵向非均质油藏,二元复合体系在油藏内的吸附、滞留、乳化等作用使阻力增大,压力升高,液流转向,波及范围扩大;在平面上,在二元体系的协同作用下,驱替出水驱波及域外和簇状剩余油;在水平井、重力和正韵律"低渗透屏障"作用下,注入的流体优先流动到高渗层,再由高渗透层向中、低渗透层渗流,提高了纵向波及范围。因此,水平井二元复合驱可以大幅度提高原油采收率。     

双河油田注采井组剩余油分布规律研究

根据双河油田Ⅴ下层系油藏特征建立非均质模型,得到不同模型剩余油分布模式;分析不同地质、开发条件对剩余油分布的影响。通过回归分析,得到注采井组生产井综合含水率达到95%时,采出程度、剩余油非均质程度与不同因素(提液速度、井距、平面渗透率级差、地层倾角、油层厚度)的关系式。分别应用回归公式和数值模拟对双河油田五点井网的采出程度、剩余油非均质程度进行计算,二者结果误差均小于10%。综合运用回归公式定量描述剩余油及井组剩余油分布模式对今后实际油田注采井组单元后期开发调整具有一定指导意义。     

特高含水油藏聚驱后非均相驱渗流规律

目的针对特高含水油藏窜流问题严重、聚合物驱流度控制能力有限等问题,探索特高含水阶段非均相驱微观渗流特征。 方法通过微观可视化渗流实验、均质条件驱油及非均质条件调驱实验,评价了特高含水阶段水窜规律和聚驱对注水剖面的调整能力。 结果在特高含水阶段,注入聚合物和非均相体系后,驱替压差有效提高,最终采收率较水驱提高了32.8%;非均相体系的注入可在聚驱后继续动用低渗岩心中的剩余油,低渗填砂管采收率较水驱提高了38.1%。非均相体系有效动用了各类微观剩余油,含量显著降低。 结论非均相体系能够对窜流通道实现有效封堵,改善多孔介质的微观非均质性,促使驱替液转向并进入未波及区域,对剩余油实现有效的动用,进而提高原油采收率。      

深层低渗油层渗流规律及水驱油特征研究

深层低渗油藏的渗流规律及水驱油特征具有特殊性。通过中原油田文13北块的岩心试验资料的分析、研究,认为深层低渗油藏单相流体渗流表现为非达西流特征,渗透率越低,启动压力梯度越大;油水两相渗流特性反映束缚水饱和度高,油水两相流动范围窄;具有垂直于流动方向裂缝的储层采收率最高。为该块及同类型油藏分析剩余油分布规律、制定合理的提高采收率方案提供了依据。     

早期注聚对不同韵律储层剩余油及开发特征的影响——以锦州Z油田行列井网为例

为了明晰海上油田不同韵律储层早期注聚后剩余油的分布及开发特征,参照锦州Z油田特征参数和实际注采井网,开展了不同韵律条件下水驱油和聚驱油三维物理模拟实验。结果表明:相对于水驱开发,正韵律、反韵律和复合韵律储层通过实施早期注聚,前期采油速度分别提高3.6倍、2.7倍和2.4倍,高含水末期采出程度分别提高1.8倍、1.5倍和1.4倍,采收率分别提高21.5百分点、18.9百分点和18.2百分点。正韵律聚驱后剩余油富集在储层顶部采油井间非主流线区域,可部署水平井进行挖潜;反韵律和复合韵律聚驱后剩余油分布在采油井排驱替介质未波及区域,可部署定向调整井进行挖潜。研究结果可以为海上同类油田的开发及调整起到借鉴作用。     

高含水期水驱状况影响因素数值模拟研究

提出冲刷倍数和注水倍数的概念,利用数值模拟技术对高含水油田水驱状况影响因素进行了研究。分析了胜利油田孤东七区高含水油田韵律性、冲刷倍数、注水倍数对水驱状况的影响。研究表明,反韵律油层由于渗透率分布有利于注入水向下流动,导致水驱开发效果好于正韵律油层;油层冲刷倍数越大,剩余油分布越小,水驱开发效果越好;注水倍数在油田开发初期对采出程度影响很大,但在高含水期通过提高注水倍数来增加采出程度的效果不明显。针对试验区已进入高含水期的现状,结合水驱状况因素分析,提出了区块剩余油挖潜措施,经数值模拟表明能有效提高油田开发效果。     

厚油层层内夹层分布对水驱效果影响的物理实验研究

夹层是影响油藏开发动态特征和剩余油分布规律的重要因素。油田开发实践证实,由于沉积、成岩等地质作用不同,会形成不同的夹层,因其成因、特点和分布又有较大差异,因此它们对油田的水驱规律的影响亦不同。基于厚油层设计的层内夹层分布理想模型,首先研究了夹层对韵律性储层注水井层内射孔位置的影响,然后以反韵律储层为对象,分别研究了夹层分布位置及范围对注采井网水驱效果的影响。结果表明,当厚油层层内夹层发育且存在渗透率级差时,注水井射孔时应尽量射开层内高渗透区域;对于反韵律储层,当夹层处于采油井附近区域时,夹层对水驱影响程度最小,其次是夹层位于注采井间,而夹层位于注水井附近影响程度最大,其水驱效果最差,同时随着夹层范围的扩大,水驱效果逐渐变差。     

Effect of wettability on oil recovery and breakthrough time for immiscible gas flooding

The effect of wettability on oil recovery at higher water saturation is still not fully understood, especially in the case of mixed wettability. This study was conducted to examine the effects of wettability on oil recovery and breakthrough time through experiments for two wettability conditions (water-wet and mixed-wet) and three water saturations (20%, 40%, and 60%). Clashach sandstone core with a porosity of 12.8% and a permeability of 75 md was utilized as the porous media. Immiscible gas flooding was performed by injecting nitrogen gas into the core at room temperature and pressure. The results showed 54.3% and 48.8% of the initial oil in place (IOIP) as the ultimate oil recovery at 40% water saturation from mixed-wet core and water-wet core respectively. In contrast, the water-wet core displayed better results (32.6% of the IOIP) in terms of breakthrough time compared to the results of water-wet core (10.6% of the IOIP) at the same water saturation. In conclusion, oil recovery was found highly dependent on water saturation while breakthrough time was mainly affected by the wettability of the cores.