低渗透储层岩心室内水驱油实验研究

低渗透储层由于其渗透低、储层物性差,给油田开发造成了很大的困扰。为了研究低渗透储层岩心的水驱规律,选取了该储层的岩心进行室内驱替实验研究,分析了注入PV数和采收率、含水率、注入端压力的关系。实验研究表明,低渗透储层岩心在进行驱替实验驱替速度与中高渗储层岩心有所差异,速度不宜大;水驱油驱替实验时有启动压力,启动压力随岩心渗透率的增大而减小;无水采油周期相对较短,含水率随注入PV数的增加而迅速增加;采收率随注入PV数增加呈现升高的趋势,渗透率不同的岩心注入相同PV数,渗透率高的岩心最终采收率高。     

低渗透油田周期注水方案优选

Y油田A井区属于低渗透油田,经过多年开发,逐渐暴露出井网对砂体的控制程度低、注采系统不够完善、含水上升较快和砂体水淹状况复杂等问题。周期注水可以利用现有井网,周期性地提高和降低注水压力的办法,在油层内产生不稳定压降,使层内不同渗透率区域之间产生相应的液体交换渗流,使滞留状态的原油动用起来,扩大注入水的波及体积,提高注入水的利用率。根据该井区的实际情况,计算出适宜该井区的周期注水周期,并设计了4种不同方案进行了方案预测。预测结果表明:不对称的短注长停的注水方案效果最好;对称方式次之;不对称的长注短停最差。     

层间干扰问题的评价及解决方法研究

针对油田具有非均质性的特征,在油田开采中对采收率产生较大的影响。通过研究表明渗透率级差、层间压力等因素对层间干扰的作用效果。采用三种评价层间干扰系数方法评价其层间干扰。进一步,建立油藏开发物理模型主要研究渗透率级差对层间干扰的影响,模拟分析含水率、采出程度变化。利用实验途径对层间干扰作出评价,得出分层注水,分层开采;多层合采,精细注采;设置合理开采,可以减小层间干扰影响,提高采收率。在现场实际开发中具有深远意义。     

大庆油田Z区块开发情况分析

针对目前Z区块产量下降速度快、采收率低、注采关系不完善、含水率高等情况,从储层非均质性、注水方案调整的角度分析,提出建议注水调整方案,以及完善注采关系的综合治理方案.     

双水平井多源、多元介质辅助SAGD驱注采参数优化

本文结合现场实际区块数据,采用正交设计试验和控制变量法分析不同注采参数对双水平井SAGD驱采收率的影响,得到注入介质、注入速度、注入质量分数和注入温度对SAGD驱采收率的影响较大,采注比影响较小的结果。在此基础上,通过油藏数值模拟技术从多源、多元角度优选出该区块注入介质为柴油,注入速度400 m~3·d~(-1)、注入质量分数25%、注入温度280℃和采注比1.4,并对优化后的注采参数进行了模拟预测。结果表明:目标区块累计产油量增加5601.3t,采出程度提高13.7%,含水率平均降低8%～10%,提高采收率效果明显,研究成果对多源、多元辅助SAGD驱开发进一步提高采收率具有理论指导意义。     

海26块深部调驱先导试验井组开发效果评价

针对海26块中、高渗稠油注水开发油藏,在进入特高含水开发阶段,因构造复杂,储层非均质性强,油水黏度比大等原因,导致剩余油分布高度零散等开发矛盾,在海26块分采区开辟5个先导试验井组,实施弱凝胶深部调驱技术。利用弱凝胶的高黏弹性降低流度比、扩大波及体积、提高驱油效率。通过注水压力、注入及产出剖面、视阻力及残余阻力系数、含水率、最终水驱采收率等指标对调驱效果进行评价。截止2018年12月先导试验井组,累计注入调驱凝胶体系38.6×104 m3,注入孔隙体积倍数0.35,截止到2018年12月累计增油117 2 9t,最终水驱采收率提高到4 2%。     

注入倍数增长率在油田开发效果评价中的应用

1注入倍数增长率计算方法生产资料统计发现,当油田进入含水开发期后,注入倍数和采出程度的关系在半对数坐标纸上呈直线关系。在油田的井网和注采方式保持不变时,直线始终不变;当注采方式发生变化时,直线将出现拐点,但仍然是一条很好直线。这样,利用关系曲线延伸出来的概念-注入倍数增长率,从注水角度来评价和预测油田调整挖潜的效果。注水开发油田进入高含水开发期后,具有以下的统计规律:R=alogVi b(1)其中Vi=WiBN。式中,R为采出程度,%;Vi为注入倍数;a,b为直线的斜率和直线的截距;Wi为累计注水量,104m3;B为原油体积系数;N为地质储量,10…     

同井采注施工工艺分析及应用

油田在开发过程中,随着油井开采不断的进行,地层压力会逐渐下降,油藏采收率也随之降低,一般油藏采收率在20％左右,如果进行注水,补充地层能量,则油藏采收率将会提高5-8％。同井采注水技术的首次突破,是对传统注水开发方式的一次革新,有效地解决零散区块注水问题,该工艺在同一井筒内实现了采水、注水,节省了地面水处理设施、注入设备流程等费用,为边远小断块油田完善注采井网,实现注采平衡,提高零散区块的采收率提供了有效手段。本文主要分析井内直接增压的同井采注井工艺的原理及关键技术,并结合现场实例进行分析,进一步了解、认识该工艺。     

注CO2气驱提高采收率效果影Ⅱ向因素分析

目前油田常规注水开发难度不断增加,应用注CO2气驱技术能够有效解决注水困难等问题,提高了原油采收率。在室内实验研究的基础上,应用数值模拟技术优化了注气方式及注气时机;分析了油藏地质参数对注CO2气驱提高采收率的影响。研究表明：水气交替注入方式更优;非均质性越强,开发效果越差;油藏渗透率越大、含油饱和度越高、原油粘度越低,注CO2驱油效果越好。     

子北油田毛家河井区注水井吸水能力分析

应用子北毛家河科技示范区注水开发过程中的资料,分析注水井吸水能力变化的原因。注水井吸水能力较低或下降,除与孔隙结构、沉积微相、油层渗透率等因素有关外,还与油层伤害情况和注采生产制度有关。作业压井液或者注入水水质不合格、不配伍,会污染或堵塞油层,降低吸水量。此时应根据造成油层伤害的具体原因,采取相应的解堵措施,以恢复和提高注水井吸水能力,改善注采状况。从油藏动态的角度,应用注水指示曲线研究油藏注水动态特征,并在此基础上提出后期的综合治理方法,达到提高油藏采收率的目的。     

二类油层周期注水在聚驱控水提效中的应用

为了改善二类油层的开发效果,抑制区块含水上升速度,为二类油层聚驱后进一步提高采收率提供科学依据。充分利用油藏精细描述静态资料和注采井的动态资料,应用油藏数值模拟技术研究了四种周期注水的方式。通过四种周期注水方式,改变油层原有压力场分布,使油层内平面和纵向上剩余油得到有效动用。在有效降低注水量的同时,提高注入水质量,控制含水上升速度,最终达到控制低效无效循环,进一步挖掘区块剩余油的目的。     

表面活性剂驱油实验研究

由于低渗储层孔隙喉道细小,在注水开发过程中存在注入压力高,启动压力大,采收率差的特点。使用表面活性剂驱成为降低注水压力、提高采收率的一个重要方式。本文首先对1#驱油剂,2#驱油剂进行了优选,优选了0.3%的1#驱油剂与0.2%的2#驱油剂;并采用鄂尔多斯盆地华庆长6储层的岩心对优选后的驱油剂进行评价。结果表明,0.2%的2#驱油剂对华庆长6储层岩心的采收率、水相渗透率的改善更为理想。     

浅谈低渗透注水开发油田储层吸水能力

低渗透注水开发油田在开发过程中注水井吸水能力不高,开发过程中注水压力、启动压力不低,并且在不断注水的过程中,矛盾仍然会加剧,甚至注不进去水的情况也时有发生。以往研究表明,油田注水井吸水能力不高、或者不断下降,除了和孔隙结构、油层渗透率等内在原因有关外,还和注采井井距大、油层伤害有关系。注入水的水质不合格或者作业压井液不配伍,都会堵塞、污染油层,降低油层吸水量和注水量。本文研究的关键就是何为造成油层伤害的原因,应该如何采取措施解决油层吸水能力差的问题,提高油井注水能力。     

不同渗透率条件下聚表剂驱适应性评价实验

为探究聚表剂驱在不同渗透率条件下的适应性规律,改善其在驱油领域中的运用,采用与天然岩心孔隙结构无明显的差异的贝雷岩心模型,开展驱洗型A、驱洗型B两种聚表剂体系与不同渗透率油层的匹配关系实验,研究了不同类型聚表剂在不同渗透率岩心条件下对驱油效果的影响,分析了不同驱油体系在贝雷岩心中的采收率、注入压力变化以及采出液黏度和浓度规律。实验结果表明,岩心渗透率K=272×10~(-3)μm~2条件下,驱洗A采收率增幅较大。岩心渗透率K=625×10~(-3)μm~2条件下,驱洗B采收率增幅较大,因此,与驱洗A相比,驱洗B适应的岩心渗透率更高;在注入PV数相同条件下,岩心渗透率越高,采出液黏度越大,化学剂浓度也升高。     

海上油田水驱后气水交替驱室内实验和数值模拟研究

为了提升油藏的生产潜力,以海上N油田为研究对象,开展了室内岩心水驱转气水交替驱实验研究.长岩心注气驱替实验比短岩心能准确反映流体流动参数,因此进行了长岩心水驱转气水交替驱提高采收率的对比.实验验证了气水交替驱可保持地层压力、增强原油流动性并减缓气窜.基于室内长岩心水驱转气水交替驱实验结果,应用岩心数值模拟方法拟合含水率与采收率曲线,确定气水交替驱数值模拟参数,进而得到可靠的岩心数值模拟模型.在此基础上分析注入速度、注入周期、转驱时机及渗透率对气水交替驱开发效果的影响.结果表明:增大注入速度、增加注入周期可有效降低含水率,延长开采时间.     

特低渗油藏注水技术探讨

桩西采油厂所开发的特低渗油藏,由于储层渗透率低、孔隙度小等原因,导致油水渗流阻力增大,注采井间难以形成有效驱动,从而造成特低渗油藏采收率过低,严重影响特低渗油藏的开发效果。因此为提高桩西采油厂特低渗油藏开发效果和采收率,通过室内试验研究注采井井间压力分布及启动压力、注入压力与注入量的关系等,从而改善特低渗油藏的开发效果,提高特低渗油藏的采收率。现场应用6口井,日增注达到了142m3,对应油井累计增油5436t。     

周期注水在油田的应用及效果分析

周期注水试验,力求通过分层段注水量的周期性变化,使油层压力场产生较大扰动,从而有效调整纵向和平面压力场,提高注水方案符合率,同时节约注水量,提高注入水的效率,扩大波及体积,最终达到控制低效无效循环,降低含水上升率,控制自然递减,提高最终采收率的目的。     

砂岩油藏储层渗透率时变实验研究

常规注水开发的油藏,随着注水开发的深入,储层物性参数在不同含水阶段会发生很大变化。利用自行搭建的水驱模拟实验装置,对40块自行压制砂岩岩心进行水驱实验,得到不同水驱孔隙体积倍数下岩心渗透率的变化规律,通过拟合实验结果,得到了渗透率时变数学模型。     

考虑非平衡状态的裂缝性油藏周期注水分析

周期注水主要是利用毛管力的自吸作用，使低渗透层的油流入高渗透层，如此反复，低渗透层的油不断被采出，从而提高了油藏的采收率。在常规数值模拟中，相对渗透率是饱和度的函数，与时间无关。然而，实际周期注水的吸入过程是一种典型的非平衡过程，相对渗透率不但是饱和度的函数，还是时间的函数。而常规周期注水工艺和数值模拟研究中，却忽略了这个影响，导致周期注水效果与预期结果不符。基于Barenblatt的非平衡模型，本文研究了非平衡自吸过程对周期注水提高采收率的影响。结果表明考虑非平衡自吸过程后，周期注水提高采收率的程度比常规数值模拟周期注水所预期的要差，特别是在高含水期，非平衡自吸过程的影响会更加突出。这为我们选择和使用周期注水这一工艺提供了一定的指导意义。     

基于ABAQUS的分层注水中的流固耦合数值模拟

近年来,分层注水技术已经成为油田注水开发的重要手段。基于地下流固耦合理论及综合弹塑性力学和渗流力学相关理论,利用ABAQUS有限元分析软件。建立一套反五点法注水的生产井网且上下两个储层渗透率不同的数值模型,进行模拟,并记录储层孔隙度、渗透率等储层物理参数的变化,得到注采过程中岩石变形与注采之间的关系,为后期开发更优的生产制度提供依据。