双河油田水驱单元开发技术新探

针对双河油田水驱单元注水开发中存在的问题。在注采井网基本完善的情况下,重新探索采取多种注水调整措施,使双河油田水驱单元开发可采储量不断增长,含水、递减等主要开发指标控制较好。其做法可指导水驱开发油田在特高含水后期阶段的注水调整。     

渤海油田驱油用聚合物线团尺寸与岩石孔喉配伍性研究

针对渤海油田聚合物驱开发的实际需求,利用物理模拟方法,以AP-P4疏水缔合聚合物为例,采用了岩心流动实验,注入多孔介质前后黏度变化和聚合物线团尺寸变化等方法对聚合物线团尺寸与岩石孔喉配伍性进行了研究。结果表明,3种相对分子质量为600×104、1000×104和1600×104的聚合物分别与渗透率为500×10-3～1000×10-3、1000×10-3～1500×10-3、1500×10-3～2000×10-3μm2的岩石孔喉半径匹配效果较好,此时,岩心孔喉半径中值与聚合物分子线团尺寸之比R*/Rh分别为6.09～8.01、7.07～8.09、6.95～7.51。对于渤海油田,岩石孔喉半径中值与聚合物线团尺寸比值为6～8时,聚合物与岩石的孔隙结构匹配效果较好。对于渗透率为500×10-3、1000×10-3和2000×10-3×m2的不同渗透率的地层,推荐选用相对分子质量分别低于600×104,1000×104和1600×104的聚合物,若考虑配制和注入过程中的剪切和热降解作用,聚合物相对分子质量还可以适当提高,但最高不宜超过800×104,1200×104和1800×104。     

七个泉油田水驱效果及综合治理措施分析

针对七个泉油田水驱开发效果存在的问题,通过Ⅲ层系注采对应关系分析,对开发效果进行评价,提出目前影响该层系注水开发效果的主要因素,系统开展合理注采技术政策界限研究,达到精细注采调控,提高水驱控制程度和储量动用程度,改善油藏开发效果的目的。     

下二门油田普通稠油聚合物驱后水驱技术对策

针对下二门油田核二段Ⅱ油组注聚合物驱油转水驱后原油产量递减快的情况，开展了以注水井及时分注、调配为中心，结合水井调剖、油井堵水及解堵，提高低渗透层储量动用程度，控制综合含水上升速度，减缓产量递减，扩大聚合物驱效果的后续水驱开发技术研究和应用，使单元在转水驱后产量的递减速度得到了有效控制，增油效果远好于预测效果。     

油田水驱开发系统结构分析

油田水驱开发系统复杂,指标繁多,指标之间相互有部分交叉、覆盖、包含等成分.为了理顺这些指标之间的结构、关系,应用系统论、控制论、信息论,分析了水驱油田开发系统,建立了油田开发系统结构及其信息表征体系结构,明晰了油田开发巨系统的结构,获取了水驱油田开发巨系统、子系统、孙系统及系统之间的协调性与整体性的外在信息表征体系.这些指标归属3大体系:地质状态指标体系、控制状态指标体系、生产状态指标体系.将这些指标综合起来即为综合评价水驱油田开发效果的主要初始指标体系.     

开发后期储层孔喉半径变化规律研究及治理对策

不同沉积相带在注水开发过程中的吸水规律不同,水驱油藏随着注水对储层不断的冲刷改造,储层物性好的沉积相带受注入水改造作用更加明显,导致注水井层间差异逐渐加大。针对开发后期日益加剧的层间矛盾,封堵大孔道强吸水层,启动弱、未动用层,成为开发后期提高注水波及体积,实现层间产量接替的必然选择。由于对强吸水层的大孔道缺乏定量认识,影响了调驱的效果。文中通过油藏渗流规律研究,提出利用注采井组之间的调配见效时间来计算开发后期强吸水储层的孔喉半径,并提供了高渗透条带突进流量的计算方法,对封堵强吸水层提供了理论依据。     

洲城油田调剖堵水工艺技术应用及效果分析

洲城油田经过十多年的注水开发，特别在注水开发初期由于快速补充地层能量的需要，导致注水强度偏高，大孔道和高渗透条带已经形成。目前地层存水率较低，注入水无效循环严重，使得剩余油得不到有效动用，水驱油效率低。2005年7-10月我们和外单位合作在洲城油田QK-23井和洲7B井开展调剖施工。实施的两口调剖井位于区块的北端，大孔道和平面突进现象严重。通过调剖治理，不仅对大孔道实施封堵，通过液流转向作用使水驱波及范围增大，还可以调节纵向上吸水剖面不均匀的现象，进一步提高注入水的波及体积，提高剩余储量的动用程度。     

低-特低渗透储层微观孔喉结构特征及对水驱油特征的影响 ——以鄂尔多斯盆地渭北油田长3油层组储层为例

渭北油田延长组长3油藏属于低-特低渗透油藏,针对该油藏在注水开发过程中存在储层微观孔喉结构与流体可动用性关系不清楚、渗流机理不明确等问题,利用真实砂岩微观水驱油实验,结合铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及物性分析等测试手段,分析渭北油田延长组长3油层组储层微观孔喉结构特征、水驱油渗流特征及其影响因素.结果表明:研究区长3油...     

吉林乾安油田水驱开发效果评价

在前人研究的基础上。发展了基于物质平衡方法的水驱前沿驱扫面积计算方法,并提出将水驱前沿驱扫面积与水驱控制程度分析相结合,研究分层评价水驱开发效果的方法。运用该方法评价了乾安油田Ⅰ区各层水驱开发效果．得出乾安油田Ⅰ区主力层Ⅶ砂组的23、24、25小层具有较高的水驱控制程度,水驱开发效果较好。同时该方法在乾安油田的运用也证明了分层评价水驱油藏开发效果比笼统评价能更真实地反映油藏开发状况,能取得更好的评价效果。     

整体调驱优化设计在东区沙二上1油藏的应用

应用区块整体调驱优化决策系统，对濮城油田东区沙二上1油藏的整体调驱进行优化设计，其内容包括调驱井优选、调驱剂筛选、用量及段塞设计、施工压力及排量优化等方面。其中，选井采用了模糊数学的综合评判技术，用量优化采用了油藏数值模拟技术。通过优化决策系统，优选了12口调驱井，现场实施10口井，取得了较好的增油降水效果，油藏开发指标得到相应改善。     

二元驱体系水动力尺寸与储层喉道尺寸匹配关系

针对低渗透油藏二元驱过程中聚合物分子量和浓度选择无依据的问题,首先,采用激光粒度分析仪测试不 同条件下二元驱体系水动力学尺寸,明确了二元驱体系水动力学半径随聚合物分子量、聚合物浓度、表面活性剂 浓度、基液矿化度的变化规律;然后,通过恒速压汞实验测试不同渗透率人造岩心平均喉道半径,并拟合出了人 造岩心渗透率与平均喉道半径经验公式,最后,基于二元驱体系注入性实验结果,结合现场数据计算得到的判定 标准,明确当岩心渗透率小于20×10^-3 μm² 时,注入聚合物的分子量应小于300万,质量浓度小于500 mg/L;当岩 心渗透率处于20×10^-3 ～40×10^-3 μm² 之间时,注入聚合物的分子量应小于500万;当岩心渗透率处于40×10^-3 ～ 70×10^-3 μm² 之间时,注入聚合物的分子量应小于1200万,结合基液矿化度和表面活性剂浓度对二元体系水动力 尺寸影响规律,可为现场二元体系配方调整提供指导。     

大庆油田提高原油采收率技术综述(英文)

Many EOR methods have been tested after water flooding in Daqing Oilfield.CO2,natural gas, micellar, microbial, steam, polymer and ASP flooding have been tested in the lab and field (some field tests have been performed). Most of the results are good. CO2、natural gas、micellar are not suitable to be used in Daqing Oilfield. Polymer flooding of pilots and industrial scale have been successful. The results of polymer flooding are related closely to the injection parameters and injection methods. The incremental oil productions are 100 to 140 tons of oil per ton of polymer injected. The oil recovery increased 10% to 14%OOIP. ASP flooding is successful. The cost of chemicals per barrel of incremental oil is $4.0 to $6.2.The incremental recovery is 18% to 20% OOIP over water flooding.Daqing Oilfield;Polymer flooding;ASP flooding     

What is After Water Flooding in Daqing Oilfield

ＩｎｔｒｏｄｕｃｔｉｏｎＤａｑｉｎｇｏｉｌｆｉｅｌｄｉｓｌｏｃａｔｅｄｉｎｔｈｅｍｉｄｄｌｅｏｆｔｈｅｄｅｐｒｅｓ ｓｉｏｎｏｆＳｏｎｇｌｉａｏｂａｓｉｎ ,ｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｆａｃｉｅｓａｒｅｓａｎｄｓｔｏｎｅｓｏｆｃｏｎｔｉｎｅｎｔａｌｏｒｉｇｉｎ .ＴｈｅｍａｉｎｐａｙｚｏｎｅｓａｒｅＥａｒｌｙＣｒｅｔａｃｅｏｕｓａｎｄａｒｅｒｉｖｅｒ,ｄｅｌｔａｉｃａｎｄｌａｃｕｓｔｒｉｎｅｓａｎｄｓｔｏｎｅｓｅｄｉｍｅｎｔｓ .Ｃｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｍａｒｉｎｅｓｅｄｉｍｅｎｔｓ ,ｔｈｅｒｅａｒｅｍａ…     

W油田C6低渗透油藏水驱后储层特征变化规律

针对W油田C₆低渗透油藏水驱前后储层特征变化规律不明确的问题,通过X衍射、扫描电镜、铸体薄片、压汞实验、相渗实验以及真实砂岩微观渗流实验等方法,研究了油藏注水前后储层岩性、物性及渗流特征的变化规律,并分析了储层特征变化的机理及影响原因。研究结果表明:水驱后,黏土矿物总量整体呈减少趋势,方解石含量增加,在黏土矿物中,伊利石含量减小,绿泥石含量稍有增加;岩样长期水驱前后,物性好的岩样孔喉中值半径变大,渗透率增大,非均质性变弱;物性较差的岩样孔喉中值半径变小,渗透率降低,非均质性变强;水驱后的相渗曲线整体向左偏移,岩石的亲水性减弱,残余油饱和度增大,见水时间更早,含水上升更快;注入水长期冲刷对储层造成一定伤害,水驱油的驱替效果变差。研究成果为低渗透油藏的描述、开发效果评价及开发方案调整提供了依据。     

渤海油田氮气泡沫段塞调驱研究与应用

结合渤海油田开采现状及海上作业条件要求,提出了氮气泡沫段塞调驱措施实现对老油田的挖潜控水。氮气泡沫段塞驱油实验结果表明,在总注入量相同条件下,段塞式注入泡沫好于连续注入方式,且3个泡沫段塞好于2个泡沫段塞的调驱效果,其中"连续注入泡沫"方案相比水驱提高采收率为19.7%,"2个泡沫段塞"方案提高23.5%,"3个泡沫段塞"方案提高31.7%;矿场应用表明,泡沫段塞式注入可以取得很好的降水增油效率,实验井组共计13口油井,其中12口逐步见效,见效率高达92.3%,平均日增油50 m3左右,累增油14 703 m3,展现了氮气泡沫段塞调驱的技术应用潜力。     

稳定性二氧化氯的生产工艺及在油田回注污水中的应用研究

扼要介绍了在酸性介质中用H2O2还原NaClO3制备稳定性二氧化氯的工艺,在该工艺中气态ClO2收率>90%,纯度>98%,吸收率>99%,所得液态稳定性二氧化氯产品有效浓度2%～5%,在40±2℃下6个月内有效浓度几乎不降低,在25℃以下存放期为1.5～2.0年。讨论了用ClO2处理油田回注污水时的杀菌、除硫(H2S,FeS等)、清洗管道、疏通地层作用。在含油28.6mg/L、含硫(S2-)26.2mg/L、含悬浮物28.0mg/L、SRB菌数2500个/mL的纯梁首站污水中,加入稳定性二氧化氯产品使ClO2浓度为12.5mg/L可杀灭全部SRB,使ClO2浓度为5.0mg/L可使SRB菌数降至102个/mL以下,达到行业标准要求。N80钢片在该污水中的腐蚀速率(0.1507mm/a)随ClO2浓度增大而降低,浓度12.5mg/L时最低(0.0251mm/a),浓度再增大时则上升。稳定性二氧化氯产品用作油田回注污水杀菌剂时,其适宜用量视水质等情况而定。图1表3参11。     

水驱特征曲线在油田开发中的应用

注水开发油田累计产水量和累计产油量存在一定的相关性,在半对数坐标上呈近似直线关系.通过水驱特征曲线的分析,推导出预测油田可采储量、采收率和综合含水率的公式,并利用回归方法计算直线斜率、截距,可用于指导油田开发和下步挖潜.     

长庆油田CO2驱储层溶蚀与地层水结垢规律*

针对长庆油田CO_2先导试验驱地层水矿化度高,Ca~(2+)、Mg~(2+)、Ba~(2+)、Sr~(2+)含量高,储层岩石易溶蚀的特点,开展了CO_2-地层水与CO_2-岩石-地层水相互作用的研究以及CO_2驱对储层岩石的影响模拟实验。结果表明,在地层水注入CO_2的过程中,pH值、压力和温度的改变对地层水中阳离子浓度的影响很小,不会导致无机垢的生成。在注气井近井地带,随着注入压力不断升高,溶解在地层水中的CO_2增加,溶液pH值下降,储层岩石发生溶蚀。岩心片与CO_2作用后,岩心片更加亲水,这有利于改善储层物性,提高原油采收率。在采出井近井地带,由于压力的降低,使原本溶解于地层水中的CO_2大量逸出,地层水中的碳酸氢盐矿物分解成不溶性的碳酸盐沉淀,导致储层渗透率降低,孔隙度减小,对储层造成伤害,不利于长8储层低渗油藏采油。图10表3参13     

鄂尔多斯盆地姬塬油田长7致密油储层微观孔喉结构分类特征

致密油储层微观孔喉结构特征是致密油储层研究的重点和难点,也是制约致密油开发的关键。以鄂尔多斯盆地姬塬油田安83区长7致密油储层为例,通过镜下观察和压汞实验对储层微观孔喉结构进行了分析。镜下观察该区孔隙类型主要为长石溶孔和粒间孔,喉道类型以弯片状、片状以及管束状喉道为主;压汞曲线显示排驱压力和中值压力偏高,中间过渡段相对较陡,喉道中值半径偏小,分选较好。孔喉结构的非均质性是决定致密储层渗流特征及其差异的主要因素,通过对孔喉分布、孔喉大小、连通性三方面参数与物性之间的相关性分析,表明孔喉分布特征参数中的分选系数、大小特征参数中的孔喉体积比、连通特征参数中的退汞效率与物性相关性最好,据此建立了适合致密油储层的分类评价标准,以指导致密油储层产能评价及相关措施优化。