水驱不同注采位置油藏特征——以萨尔图油田北二西区块油藏为例

利用油藏剩余油粘度和岩心分析方法,对萨尔图油田北二西区块油藏剩余油粘度、驱油效率等参数进行了研究。结果表明,水驱主流线不同注采位置剩余油粘度、油藏流度、含油饱和度和驱油效率均呈现不同程度的非均质性,并受储层物性、注采位置和驱油时间等因素控制;主流线从注水井到采油井方向,油藏非均质性增强,含油饱和度增大,驱油效率减小,且驱油效率与渗透率成正相关,相关程度随渗透率的增大而增高,剩余油粘度与渗透率微弱相关,含油饱和度与渗透率低度相关;随水驱油时间的延长,剩余油粘度和驱油效率增大,油藏流度与含油饱和度下降。综合挖潜水驱不同注采位置剩余油仍有一定潜力,其中主流线靠近采油井位置开采潜力最大;聚合物驱油则更合适,可根据聚合物驱油藏流度比控制范围和剩余油粘度的测定结果,确定聚合物溶液的粘度及质量浓度。     

确定聚合物／油体系相对渗透率曲线的新方法

聚合物／油相对渗透率曲线是研究多相渗流规律和进行油田动态预测的重要依据。由于聚合物溶液在多孔介质中流动的复杂性，其粘度随流速而改变，因此，常规的确定油／水相对渗透率的方法不适合聚合物／油体系。文中提出了一种确定聚合物／油相对渗透率曲线的新方法，该方法首先测定达西粘度与剪切速率关系曲线，进而将两相流动时不同饱和度所对应的聚合物渗流速度转变为剪切速率，根据达西粘度与剪切速率关系曲线查得相应的达西粘度，     

一种新的核磁共振流体表征方法的现场应用

本文讨论了一种新的核磁共振流体(MRF)表征方法在处理核磁共振(NMR)测井仪所采集数据时的应用。这种方法的理论基础和实验基础在以前出版的一篇论文中讨论过。NRF方法为现代核磁共振测井仪所能探测到的近井眼区域提供了一种详细的地层评价技术。这种地层评价最终可以得到总孔隙度、束缚流体孔隙度、含烃饱和度、油粘度和含烃校正渗透率。本文讨论油井中如何利用MRF方法来评价含油饱和度以及油粘度。在此文中，我们首先对全文主要内容作了简要的描述，介绍了构成MRF方法的几个关键方程，概括了组合磁共振仪(CMR)测井数据处理的MRF方法，讨论了如何将该方法用于处理来自原油样品和地层水样品的混合数据。我们还讨论了已有的部分饱和岩心的MRF成果数据库，并给出了包括对耶茨油田白云石在原始饱和状态和剩余油饱和状态的盲测实验结果。我们还讨论了基于NMR扩散理论的储层流体粘度估算的内在不确定因素，并提出了一种方法来解释这种不确定性，给出油饱和度和油粘度的合理估算。本文在对油田现场数据的MRF分析中应用了这种方法。将MRF方法应用于三口井的CMR工作站测井数据，并给出了分析结果。     

蒸汽驱残余油饱和度的简易确定方法

本文提出了一种简易实用的计算热驱残余油饱和度方法。该方法主要将实验室热驱结果和柏授—皮特曼关系相结合,在溫度、原油粘度、油藏物性条件与残余油饱和度间建立关系,以求得蒸汽驱残余油饱和度值。该方法应用于克拉玛依油田六区、九区和红山嘴地区、风城地区,其计算结果与有关研究成果基本一致,计算出的蒸汽驱残余油饱和度值可作为稠油热采可采储量、数值模拟及编制开发方案的参数。     

低渗透油藏中水驱前缘参数特征

在低渗透油藏中,水油两相渗流有其特有的规律：束缚水饱和度和残余油饱和度大,共渗区小,水相相对渗透率低。由于油水相渗曲线和油水粘度比对水驱产生较大影响,本文就低渗透油藏的油、水相渗曲线和油、水粘度比对水驱前缘参数的影响的影响进行了分析。前缘参数表征水驱效果的一般原则是：前缘含水饱和度大,含水率导数小的时侯,驱替效果好,无水采出程度高,经计算分析,得出结论：水相相对渗透率越大,驱替效率越差,无水采出程     

一个改进的化学驱油组分模型模拟器

本文提出了一个更切合实际的化学驱油组分模型模拟器。模拟器中引进了相态模型、离子交换模型、相粘度、残余饱和度以及其它参数,给出了更接近表面活性剂驱油实际情况的有效流动孔隙度、有效流动饱和度等新的概念;改进了相粘度;建立了三离子交换模型、沉淀反应模型,并提出了乳化平衡速率(或增溶平衡速率)等新的参数,揭示了化学驱油的渗流规律。模型应用结果表明,用该模型模拟化学驱油是有效的,并与实验室所得结果相符,是一个具有应用价值的模型。     

EOR方法新应用的可行性研究

EOR技术新应用的可行性研究在于采用分期注入方针，围绕热采技术（因热采法无论在实验室研究还是油田应用都证明采收率是最高的一种方法）对现有的EOR方法的各种结合应用。所设计的方法有热采／气驱，热采／化学驱／气驱和热采／化学驱技术。我们认为这些方法在改变饱和度分布和／或粘度剖面的能力方面都比单独应用热采技术的效果好，尤其对方法的早期阶段效果更好。Target油藏的特点是原油粘度高的地方的残余油饱和度高，原油粘度低的地方的残余油饱和度低，至于哪种结合方法应用好很大程度上取决于油藏特点和流体性质。本文在实验室研究和油田试验基础上得出这一结合的可行性。     

非活塞驱替条件下粘性指进的表征及影响因素

建立低压力梯度条件下驱油的数学模型,对其进行求解,对比指进和非指进情况下油藏的饱和度,重点分析了驱替液粘度和原油粘度对粘性指进的影响,并且研究了CO2驱油机理与指进的关系。结果表明：驱替液粘度越高,指进程度越轻;原油粘度越高,指进程度越严重。在高压情况下,CO2能够有效地减缓指进程度。     

聚合物驱相对渗透率曲线影响因素研究

聚合物驱相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相渗流动态及油田聚驱开发指标计算和预测的重要基础资料。文章通过大量的非稳态法聚合物驱相对渗透率曲线测定实验，研究了岩心润湿性、渗透率和聚合物溶液粘弹性对聚合物驱相对渗透率曲线形状和特征的影响。结果表明，与亲油岩心相比，亲水岩心相对渗透率曲线上同一含水饱和度时聚合物相相对渗透率偏低，曲线右端点和等渗点都向右偏移，驱油效率较高；随着岩心渗透率的增加，相对渗透率曲线等渗点右移，两相流跨度增大，残余油饱和度变小，最终采出程度增加，含水上升率变低；与相同粘度的甘油驱对比，聚合物驱相对渗透率曲线的右端点明显右移，说明聚合物溶液的弹性可降低残余油饱和度，提高了微观驱油效率。     

孤岛油田稠油热化学驱性能研究

利用多种化学剂评价手段筛选出性能优良的热化学剂及高温泡沫剂,并利用多功能泡沫驱油流程研究了不同温度下稠油的热水驱、化学剂及泡沫驱油性能,并对试验结果进行性能对比.结果表明,温度对稠油粘度及采收率影响至关重要,随着温度升高,原油粘度降低,采收率提高.油水界面张力低的热化学驱油体系由于降低了主流线上的残余油饱和度,强化了截...     

用测井资料确定水驱油藏产层剩余油饱和度

高含水期油藏剩余油饱和度分布的确定，对二次及三次采油是至关重要的，探讨了用产出剖面和注水剖面资料计算剩余油饱和度的, 将分形几何学，地质统计学与流管方法有机地结合起来，提出利用测井提供的 井点剩余油垂向分布来确定井间或油藏内剩余油分布的新方法，实际油藏资料处理结果说明了该方法的可行性和有效性，从而为了生产测井资料开辟了一个新的应用领域。     

注水剖面资料确定吸水层动态残余油饱和度

通过岩心长期注水试验资料分析认为，随着注水时间的延长和注水量的增加，其注水井中各吸水层的岩性和物性发生了变化，吸水层的残余油饱和度并不是一个定值，而是缓慢减小。由此，提出了利用注水副面测井资料来确定这种动态变化的残余油饱和度的方法。收集了12口井的油、水相对渗透率的试验数据，做有关的交会图分析发现，孔隙度、渗透率越大，其残余油饱和度越小，同时还与粒度中值和泥质含量有关；根据传统观念上的残余油饱和度以及根据历次的注水剖面资料确定注水层各层的注水量和有效厚度，在此基础上确定注水层当前的动态残余油饱和度值。例举了应用实例。但含油水层或水层投注后不能用上述方法确定动态残余油饱和度。     

用生产测井资料求储层剩余油饱和度的新方法

针对生产实际中没有油水相对渗透率曲线而无法用生产测井资料求储层剩余油饱和度的问题，提出一种求储层油饱和度的新方法。根据达西定律推导出储层产水率与油水相对渗透率的关系式，并利用油水相对渗透率与含水饱和度的经验关系，建立了储层产水率与含水饱和度的关系式，同时，讨论了岩石参数和流体特性对产水率的影响。通过综合运用裸眼井常规观测井资料和套管井中生产测井资料（产出剖面测井资料和碳氧比能谱测井资料），研究确定区块每一储层产水率与含水饱和度之间关系式。根据不同储层的经验关系式及产出剖面测井资料可求出对应产层的含油饱和度值，从而为油田进一步开发调整提供依据。     

油藏相控剩余油分布四维模型的建立方法

以海上M油田N油藏为例,阐述了以沉积微相、储层非均质为剩余油分布规律的主控因素,分析了开发过程中的含油饱和度变化规律.重点研究了综合利用脉冲中子测井及产液剖面测井求取剩余油饱和度的方法,提出了开发阶段不同时期含油饱和度的计算方法.以沉积相为控制条件,以时间为轴,应用随机建模的方法,建立了不同开发阶段的含油饱和度四维模型.依据研究成果,提出对目标油田剩余油挖潜采取油井细分层系、卡层堵水、补孔等措施,取得了较好的经济效果.生产实践证明,在沉积相控条件下,整合静态及套管井测井资料建立剩余油饱和度分布四维模型的研究思路是可行的.     

胜利油区水驱普通稠油油藏注蒸汽提高采收率研究与实践

胜利油区地层条件下原油黏度大于100mPa.s的普通稠油油藏水驱采收率一般低于18%,普通稠油油藏采收率低于25%的储量达到3.75亿t。稠油为非牛顿流体,渗流所需剪切应力大;压力梯度相同,油越稠渗流速度越低;常温驱油效率低,水驱波及系数小,且水驱后原油黏度增加。稠油加热后渗流速度大幅度增加,启动压力梯度减小,油水相对渗透率得到改善,驱油效率大幅增长。因此,注蒸汽热采可以改善稠油渗流特性,降低残余油饱和度,提高驱油效率、波及系数及采收率。为进一步提高水驱后普通稠油油藏的采收率,在优化注蒸汽开发技术政策的基础上,在孤岛油田开展了先导试验,明显提高了采收率。图10表3参23     

弱凝胶体系地层流体转向技术在海上稠油油田的应用

稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果.针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化.结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势.在含水率40%以后,注入...     

利用生产测井资料估算油水相对渗透率曲线

分析大庆油田9口密闭取心井128块岩心的油水相对渗透率曲线特征，得出大庆油田油水相对渗透率经验公式。根据流体渗流力学理论得到油层产水率与含水饱和度之间的关系式，利用生产测井获得的产油率、产水率和含水饱和度资料，可以确定关系式中的参数，得到油水相对渗透率曲线。用此方法得到的油水相对渗透率曲线与通过岩心分析得到的基本一致。图2表1参6     

蒸汽吞吐后转降黏化学驱加密井井位优化方法

稠油油藏在高轮次蒸汽吞吐后转入降黏化学驱是实现稳产的有效接替生产方式,根据稠油油藏蒸汽吞吐后转降黏化学驱井网加密的需要,以各注入井到生产井的拟见水时间趋于一致为目标,建立了加密井井位优化方法。针对蒸汽吞吐后地层中的含水饱和度分布不均匀问题,在Buckley-Leverett方程的右端项引入了注降黏剂开始时含水饱和度的等效注入量,并考虑降黏化学驱过程中原油黏度时变特征,建立了拟见水时间计算模型,采用时间迭代求解得到拟见水时间;以各注入井到生产井的拟见水时间的方差为目标函数,建立了加密井井位优化模型,采用粒子群算法对加密井井位优化模型进行求解。通过数值模拟验证了加密井井位优化方法的准确性,该研究成果对稠油油藏转降黏化学驱合理部署井网提供了技术支撑。     

蒸汽吞吐后转降黏化学驱加密井井位优化方法

稠油油藏在高轮次蒸汽吞吐后转入降黏化学驱是实现稳产的有效接替生产方式,根据稠油油藏蒸汽吞吐后转降黏化学驱井网加密的需要,以各注入井到生产井的拟见水时间趋于一致为目标,建立了加密井井位优化方法。针对蒸汽吞吐后地层中的含水饱和度分布不均匀问题,在Buckley-Leverett方程的右端项引入了注降黏剂开始时含水饱和度的等效注入量,并考虑降黏化学驱过程中原油黏度时变特征,建立了拟见水时间计算模型,采用时间迭代求解得到拟见水时间;以各注入井到生产井的拟见水时间的方差为目标函数,建立了加密井井位优化模型,采用粒子群算法对加密井井位优化模型进行求解。通过数值模拟验证了加密井井位优化方法的准确性,该研究成果对稠油油藏转降黏化学驱合理部署井网提供了技术支撑。     

一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确预测底水油藏油井的见水时间,并采取相应的措施,可以延长油井的无水采油期,提高油井的累计产油量和采出程度。文中基于流体在多孔介质中的渗流规律,对底水油藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究。通过数学推导,得到了底水油藏油井水锥突破时间的计算公式,该公式考虑了油水流度比,原始束缚水饱和度,残余油饱和度等影响因素,并与其他底水油藏见水时间的公式进行了对比。实例分析表明,新的底水油藏油井见水时间公式的预测值较准确,并且与李传亮公式的结果较为接近,为预测底水油藏油井的见水时间提供了借鉴和指导。