不同提液方式对强水驱海相砂岩油藏驱油效率影响的实验研究

南海东部海相砂岩强底水驱稠油油藏经过多年开发,面临油田综合含水高、采出程度低的问题,油井提液是改善开发效果、实现稳产增产的重要措施,目前国内外关于不同提液方式对驱油效率的影响研究较少。为此,基于PY油田主力油藏典型渗透率级别天然岩心,开展了实际油藏条件下的水驱油核磁共振实验研究,分析了高含水期中不同提液组合方式下驱油效率的变化,从不同孔隙类型的动用程度揭示了影响驱油效率变化的内在因素并优选出适合该类型油藏的提液方式。实验结果表明:在多次控幅提液方式下,较于其他提液方式驱油效率平均提高了6.08%,能大幅提高微孔与小孔的动用程度,孔隙动用程度平均增加了7.76%,提液效果最佳。该成果为海相砂岩稠油油藏制定合理提液技术政策提供了依据。      

稠油油藏火烧—蒸汽复合驱开发效果实验

稠油油藏单一方式火烧开采后期存在易气窜、燃烧不充分、波及效果差等问题.以辽河油田G3块火驱试验区天然岩心为研究对象,进行稠油油藏一维火烧物理模拟实验,结合产出流体、储层矿物特征,分析火烧蒸汽复合驱热采技术优势,应用数值模拟进行特征验证和生产预测.结果 表明:火烧蒸汽复合驱比单一方式火烧的火线最高温度提高150℃以上、高温区域扩大2倍以上.水蒸汽参与火烧过程产生化学反应,降低开发后期对空气的需求;反应过程中释放大量热能,既加热原油促进流动性,又加热储层岩石提高储层渗流能力.火烧蒸汽复合驱提高阶段采油速度,改善开发效果,数值模拟结果与物理模拟实验特征吻合.该结果为稠油油藏进一步改善火烧油层开发效果提供依据.     

倾斜层状油藏水驱效率预测模型

倾斜层状砂岩油藏具有倾角大、纵向非均质性强、厚度大等特点,而准确预测层状油藏的水驱效率可以为合理开发油田提供重要的依据。目前所研究的层状模型忽略了油藏倾角和重力的影响,为此针对层状油藏倾角大、受重力因素影响等情况,同时考虑油藏倾角、层内窜流及重力分异驱替条件,引入拟相对渗透率曲线,将物性按厚度进行加权平均,结合水驱油理论,建立了倾斜层状砂岩油藏水驱效率模型。计算结果表明,新模型计算结果与生产实际数据基本吻合,从而证明了新模型的可靠性和适用性。敏感性分析表明,当油藏倾角增大时,重力作用使得水沿油藏下部渗透率较小的油层流动,延缓了上部渗透率较大油层的见水时间,从而增大了驱替效率;流度比和渗透率变异系数越小,驱替效率越大。      

松辽盆地民东地区差异成藏及主控因素

民东地区是吉林油田低渗油藏效益储量提交的重点区块,成藏条件、成藏过程和成藏特征认识不充分。以新民油田350口开发井、民东地区82口探井、评价井和长春岭气田30口探井资料为基础,根据成藏条件评价和成藏过程解剖,揭示民东地区的油气差异成藏特征和主控因素,并进行现场实践。结果表明:新民、民东和长春岭地区油气来源具有差异性,造成沿江一带差异成藏;研究区成藏经历"沿源断裂垂向倒灌—沿断砂输导体侧向长距离运移—沿断裂垂向运移—构造脊圈闭聚集"的过程。断裂控制油气的运聚、成藏及分布,圈闭条件不足是造成油气过路的主因,它们与供烃条件共同耦合,造成新民、民东、长春岭地区在含油气程度上的差异。复查T29、T24老井试油及3处剩余出油点,对完善民东地区及沿江一带的成藏规律具有指导意义。     

空气辅助蒸汽吞吐采油机理

采用填砂模型驱替、吞吐实验及油藏数值模拟,研究蒸汽(热水)—空气驱替和空气辅助蒸汽吞吐规律,分析空气辅助蒸汽吞吐的采油机理.结果表明:100℃温度时,注入空气使热水驱的驱油效率降低,热水—空气驱采出稠油的黏度较热水驱采出稠油的升高20.43%;200℃温度时,蒸汽—空气驱与蒸汽驱的开采效果差别不明显,蒸汽—空气驱采出稠油的黏度较蒸汽驱采出稠油的升高10.80%.蒸汽(热水)—空气驱采出稠油的沥青质质量分数高于蒸汽(或热水)驱采出稠油的.蒸汽—空气驱采出气的O2体积分数低于3%,CO2体积分数为3%~5%.在蒸汽吞吐过程中,注入空气与稠油反应而被消耗,利用未反应的N2及生成的CO2等烟气的增压助排、气体降黏、生热、提高热效率和固砂等作用,能够改善蒸汽吞吐开采的效果,与N2辅助蒸汽吞吐增产效果相当,较蒸汽吞吐周期采油量提高20%~30%,吞吐开采轮次越高,增产效果越明显.     

渤海油田深部调驱体系研制及调驱参数优化

为了改善海上油田深部调驱效果,研制一种易于配制、施工简便的由聚合物FP、交联剂和助剂组成的冻胶体系.基于合适的成冻时间和成冻强度,优选适合该油藏条件的冻胶调驱体系配方,即聚合物FP(1 500～2 000mg.L-1)+交联剂(750～1 250mg.L-1)+助剂(1 000～1 500mg.L-1).利用三层非均质岩心进行调驱体系用量和调驱时机对调驱效果影响的评价,优化调驱体系的注入用量和注入时机参数.结果表明:当水驱至目标油藏含水率70%时,随着注入调驱体系用量的增加,采收率增加值越高;基于采出程度和经济效益双重考虑,优选调驱体系的用量为0.2PV;当注入用量为0.2PV调驱体系,油藏综合含水率低于50%条件下,早期注入调驱体系进行深部调驱,采收率增加值高,能够达到很好的调驱效果.     

渤海典型多层砂岩油藏中高含水期定向井产能预测新方法

产能预测是油田开发过程中一项十分重要的基础研究。然 而，为兼顾油田的开发成本与开采效果，海 上油田一般采用多层合注合采的开发模式，导致多层开采下产能预测十分困难，特别是中高含水期逐步暴露出层间、层内和平面的三大矛盾后的产能预测。以地质、油藏、测井、钻完井等多专业相融合为突破口，采用“单因素解析多因素耦合”的研究思路，系统总结了中高含水期产能预测的主控因素:宏 观 上，受 沉 积 环 境、成岩作用和成藏过程中的差异充注等地质因素控制；微观上，受油 水 渗 流、流场分布和压力变化等开发因素影响；同 时，产 能 与 工程因素的完井方式相关。通过建立由多元主控因素定量耦合的产能预测模型，形成了一套系统的海上多层砂岩油藏定向井中高含水期产能预测新方法，并通过目标油田实际投产井的验证，表明新的预测方法准确度较高，精度达到８９％。      

特高含水期多层非均质油藏层间干扰因素分析

为解决特高含水期多层非均质油藏层间矛盾,分析多层油藏非均质性对采出程度、注入孔隙体积倍数、产液量和含水率等指标的影响,建立多层油藏非活塞式驱油模型,计算水驱前缘两端的渗流阻力和各层产液量的动态变化;采用达西定律和等饱和度面移动方程,分时间段计算各层采出程度和注入孔隙体积倍数.结果表明,层间非均质性对开发效果有显著影响.高渗透率层产液量高、采出程度高,突破以后采出程度增长减缓;低渗透率层受高渗透率层的影响,采出程度较低.层间非均质性及油水流度的差异是造成层间矛盾的根本原因,在油田开发初期,层间非均质性起主要作用;在油田开发后期,尤其是特高含水期,油水流度比的作用逐渐增大.该结论对油田高效经济的开发具有一定指导意义.     

超低界面张力体系对低渗岩心非线性渗流规律的影响

低渗储层中启动压力梯度导致流体渗流规律呈现非线性特征,使得低渗储层的开发方式与中高渗储层不同。为了研究新立油田低渗储层中的非线性渗流现象,以新立油田天然低渗岩心为研究对象,通过精密压力测试多孔介质渗流实验分析超低界面张力体系对新立油田低渗岩心中单相及两相流体启动压力梯度的影响。研究结果表明:对于任何流体,新立油田低渗岩心均表现出非线性渗流特征,存在着一定启动压力梯度;低渗岩心拟启动压力梯度的值高于启动压力梯度,且两者均随着渗透率的提高而降低且与渗透率之间均为幂关系;超低界面张力体系可以明显地降低低渗岩心最小启动压力梯度与拟启动压力梯度;对于不同渗透率的岩心,两相临界启动压力梯度与含水饱和度的关系均表现出相似的变化规律,即两相临界启动压力梯度随着平均含水饱和度的上升先上升后降低;在不同渗透率下,对比水驱和超低界面张力体系驱的临界压力梯度最高点,超低界面张力体系下的临界压力梯度最高点明显小于水驱,这表明界面张力的减小可以明显地降低驱油时产生的两相临界压力梯度,超低界面张力体系改善了油藏的注入性。本研究对新立低渗储层水驱后开发方式的选择提供了参考。      

特低－超低渗透砂岩储层微观水驱油特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地马岭油田长８１ 储层为例

为了更加深入地探究特低－超低渗透储层油水的微观流动特征及其表现出差异性的因素,以马岭油田长８１ 储层为代表,对典型样品进行了微观渗流实验,并结合物性、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等多种实验测试结果对储层流体的微观驱替机理及导致驱油效率高低不同的因素进行了研究.结果表明:研究区块长８１ 油藏按微观渗流通道类型可分为溶孔－粒间孔型、溶孔型、微孔型３类,其驱油效率逐类降低,不同微观渗流通道类型样品的渗流特征表现出较大的差异性,其中溶孔－粒间孔型样品平均驱油体积为０．０１０cm３,最终平均驱油效率高达４５．６０％,驱替效果最为理想.储层微观条件中,喉道半径大小及分布状况对驱油效率的大小起决定性的作用,物性和可动流体饱和度两者对驱油效率的大小均具有较低程度的控制作用;外部实验条件中,对驱油效率产生较大控制作用的为注入水体积倍数和驱替压力.因此,在油藏实际水驱采油过程中应当采用较为合理的注水压力和注入水体积倍数.      

三元复合驱采出污水回注渗透率的影响因素分析

基于大庆油田三元复合驱采出污水回注对地层存在的损害现象,研究了污水回注渗透率的影响因素。采用室内水驱实验方法,对三元复合驱采出污水中悬浮物、油、碱、聚合物等因素进行了分析,阐述了各种成分对渗透率的影响机理。结果表明,悬浮物颗粒会堵塞孔隙喉道,油产生的"贾敏效应"将增大油水流动阻力,碱与岩石及黏土矿物间的物理化学作用会使地层结垢,聚合物在岩芯中的吸附和滞留共同造成地层渗透率的下降。因此,建议将三元复合驱采出污水中悬浮物、油、碱、聚合物等处理合格后再进行回注,以减轻对地层的损害。     

化学驱数值模拟技术

随着化学驱技术在油田矿场的推广应用,现有软件的化学驱模拟功能越来越难以满足油田实际需求.通过调研化学驱数值模拟技术,阐述油藏数值模拟技术的发展现状,并将CMG、ECLIPSE、UTCHEM等8种软件分为综合型软件化学驱模块和单一化学驱软件两类,分析各软件的优缺点,对比各软件的综合性能及化学驱功能,指出化学驱数值模拟软件技术存在的主要问题及发展方向.现有软件在增强前后处理功能的同时,还需进行核心的完善.化学驱软件考虑众多物理化学因素,导致求解困难,需要在数值模拟的稳定性和机理描述的合理性之间进行适当取舍.虽然国产数值模拟软件在整体性能上弱于国外商业化软件,但是在化学驱数学模型和机理描述上具备较大优势.     

污水类型及其对强碱三元复合体系驱油可行性

目前大庆油田采用深度处理污水进行复合驱回注,污水处理工艺复杂.分析油田深度处理污水(深污)、普通处理污水(普污)和强碱三元采出污水(三元污)等,对强碱三元复合体系界面性能、稳定性、乳化能力、抗吸附性能、岩心注入能力及驱油效率的影响程度.结果表明:深度处理污水和普通处理污水配制体系有较好的抗吸附性能,同时与原油配伍性较好,普通处理污水比深度处理污水表现出更好的注入能力和驱油效率;强碱三元采出污水注入能力最好,但水质成分复杂,原油配伍性和抗吸附性能较差.根据配制三元复合体系性能,优选结果为普污深污三元污.普通处理污水和深度处理污水达到复合体系性能要求,可以回注强碱三元复合驱区块,降低成本,减少采出液排放污染;三元采出污水有待采用更先进的手段进行处理.     

海上高-特高含水期稠油油藏提高采收率实验研究

为了探索高-特高含水期稠油油藏不同提液方式下提高剩余油采出程度的机理, 设计不同提液方式、不同原油黏度下的海相砂岩稠油油藏驱替实验, 采用在室内搭建长岩心物理模拟实验, 研究高含水期、特高含水期时不同提液方式、原油黏度等因素对提高采收率的影响, 结合核磁共振成像和T₂图谱研究不同注水方式下剩余油分布。研究表明, 提液相比于恒定低速驱, 可提高11%左右的采出程度; 以驱替至含水率大于99%作为驱替结束条件, 高含水期油藏通过多次控幅提液采出程度最高; 岩心低速水驱至特高含水期后, 岩心核磁共振图像饱和度明显降低, 随着驱替的进行, 孔隙度分量逐渐降低, 即剩余油逐渐减少; 高含水期多次提液对不同孔径动用程度比一次大幅提液效果好, 微孔、小孔和中孔均有不同程度波及, 整体采出程度提高17.01%, 其中, 中小孔导致采出程度提高13.31%, 占提高幅度的78.2%;特高含水期, 多次提液比一次大幅提液原油采出程度提高9.2%, 其中中孔采出程度的提高作出主要贡献, 占提高幅度的97.2%, 微小孔波及程度较小。研究成果可为高-特高含水期稠油油藏提高采收率提供技术支持。      

一维水驱油恒压驱替渗流过程推导

为研究常规砂岩油田注水开发过程中的多油层开采动态、层间干扰、开发效果分析等,对一维水驱油恒压驱替渗流过程进行理论推导.结果表明:在采出端见水前,通过油水两相区压力、纯油区压力及总压差之间关系,结合Buck-ley-Leverett方程,建立累计注入量与注入时间的关系,以及见水前位置、时间、含水饱和度之间的数学关系,求解前缘位置、前缘压差、注入速度等参数随时间的变化;在采出端见水后,分析注入速度与采出端含水饱和度关系、累计注入量与采出端含水饱和度关系,以及采出端含水饱和度与时间的关系,建立见水后位置、时间、含水饱和度之间的数学关系,求解见水后出口端含水饱和度、注入速度等参数随时间的变化.该结果为驱替过程中各物理量随时间的变化、含水饱和度的分布、各物理量之间的理论关系等研究提供指导.     

低渗－特低渗油藏渗流特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地安塞油田侯市－杏河地区长６油藏为例

安塞油田侯氏－杏河地区长６油藏属于低渗－特低渗油藏,针对导致该油藏注水开发过程中一系列问题的复杂多变的渗流特征,利用油水相渗实验与核磁共振实验,通过分析曲线特征与重要渗流参数分布将研究区油藏储层分为３类,并结合物性测试、恒速压汞、X衍射等实验结果,分析物性、孔喉结构、黏土矿物以及注水方式对渗流特征的影响.结果表明:３类油藏的渗流参数依次变差,渗流能力减弱;束缚水饱和度受黏土矿物含量的影响程度较大;驱油效率与渗透率和喉道半径呈正相关,与孔喉半径比呈负相关,且受微观均质程度以及注入压力以及注入水体积影响;可动流体饱和度随渗透率的增大而增大,主要受控于孔隙与喉道分布及二者的空间配置关系.从好到差的３类油藏对应的初期产量、稳产周期依次降低.储层因素通过影响渗流特征,进而对开发特征产生影响.      

鄯善油田三间房组油层驱油效率与渗透率变异系数突进系数和级差关系的研究

利用油层取芯制作的真实砂岩微观模型进行组合实验，研究了渗透率变异系数、突进系数、级差与驱油效率的关系，认为鄯善油田三间房组油层在渗透率变异系数Ｖｋ超过０．７５～０．８，渗透率级差Ｊｋ＞１０，突进系数Ｔｋ＞２．５以后总体驱油效率下降明显，并据此分析了鄯善油田三间房油藏的有利开发区。     

基于循环注蒸气和烟气激励的海上稠油开采技术

通过实验和油藏数值模拟,研究循环注蒸气和烟气激励的加热降黏、气体溶解降黏、气体扩大加热腔与减少热损失、蒸气与气体协同增产效应等开采机理,优化注入蒸气和烟气温度、烟气蒸气体积比、周期蒸气和气体注入量等参数,建议注入蒸气与烟气的温度高于300℃,在大气压下烟气蒸气体积比为0.4～0.6.在渤海稠油油田开展4口井循环注蒸气和烟气激励开采的现场试验.结果表明,循环注蒸气和烟气激励开采后稠油井平均日产油量达到冷采的3倍以上,最高日产油量超过100m3,周期产油量达到1.0×104 m3左右.基于循环注蒸气和烟气激励的海上开采稠油技术可以提高海上稠油开采速度和采收率,有潜力成为未来海上稠油油田的主要热采开发方式.     

催化剂与碱性缓冲液作用下欢喜岭油田稠油水热裂解反应实验

模拟注蒸气油藏条件,开展催化剂与碱性缓冲液作用下欢喜岭油田稠油的水热裂解反应模拟实验,向高温高压反应釜中加入稠油、水、催化剂、碱性缓冲液和油层矿物,在160～300℃温度下反应24～240h,测定反应前后稠油黏度、SARA族组成和元素组成,考察催化剂、反应时间、反应温度、油层矿物及铵盐碱性缓冲液等因素的影响.结果表明:在油溶性催化剂FeA2作用下,欢喜岭油田稠油在水热裂解反应后黏度显著降低,添加0.010mol/L的催化剂FeA2在240℃下反应24h可使稠油黏度降低62.4%;铵盐碱性缓冲液对稠油水热裂解反应具有协同催化作用,添加0.010mol/L的催化剂FeA2和质量分数为3.0%的铵盐碱性缓冲液在240℃下反应24h可使稠油黏度降低90.1%.稠油井经过水热裂解处理后周期产油量明显增加,周期油气比大幅提高,并且催化剂与碱性缓冲液协同处理的开采效果要明显好于催化剂处理的.添加催化剂与碱性缓冲液的水热裂解开采技术可应用于提高蒸气吞吐和蒸气驱等热采井的产量和采收率.     

基于岩性划分的渗透率预测模型研究

针对常规渗透率解释模型预测的渗透率误差较大,难以满足油田开发中后期油藏数值模拟需求的难题,在分析渗透率中储层岩性、孔隙度、泥质含量诸影响因素的基础上,提出先使用测井曲线采用交会图技术识别出储层岩性,然后根据不同的储层类型,分别建立不同的渗透率预测模型。该方法综合考虑了储层岩性、孔隙度以及泥质含量对渗透率的影响,经过在秘鲁B油田中应用,取得了良好的地质效果,其渗透率预测精度得到了较大提高,为后期油田开发调整方案的制订奠定了良好的地质基础。