裂缝储层空气泡沫驱注入参数优化实验

为提高裂缝性油藏空气泡沫驱的采收率,以王窑中西部地区长₆段储层为研究对象,开展前期水驱、空气泡沫驱、后续水驱实验,优化气液体积比、泡沫段塞体积、注入压力、注入速率和注入时机等参数。结果表明:泡沫注入岩心后,含水率迅速降低,采出程度迅速提高,裂缝岩心相对基质岩心封堵更快,但封堵效果较差;注入空气泡沫时间越早,最终采收率越高;最优气液体积比、泡沫段塞体积、注入压力、注入速率与岩心渗透率呈负相关,但因裂缝渗透率较大,渗透率变化对最佳注入参数的敏感性较弱。该研究结果可为低渗透油藏裂缝性储层空气泡沫驱精细化注入提供重要的理论依据。     

人工裂缝对低渗透油藏油水渗流影响实验研究

为研究人工裂缝对低渗透油藏的油水渗流规律及开发效果的影响,利用浊积岩低渗透油藏天然岩心进行油水渗流规律实验,对岩心进行了人工造缝,对比分析４ 种渗透率级别、３ 种裂缝形态的岩心油水驱替实验结果。研究结果表明：人工裂缝的存在会造成岩心拟启动压力梯度降低,油相渗透率下降,水相渗透率上升,残余油饱和度增大,油水共渗区变窄;含垂直缝的岩心水驱采出程度明显大于无裂缝岩心,改善了岩心水驱油效果;水平缝使岩心水驱油效果变差。     

长庆油田特低渗透油藏二氧化碳驱提高采收率室内评价

为了有效开发低渗透、超低渗透油藏以及降低周边企业温室气体的减排压力,合理有效利用二氧化碳(CO2)气体,在长庆油田开展了注CO2提高采收率的室内岩心驱替实验,对CO2的注入方式、注入量及与渗透率的关系进行了研究.实验结果表明,低渗透油藏采用CO2水气交替驱能提高驱油效率,平均可提高13.3%;对于渗透率大于1.0×10-3μm2的相对高渗透岩心,驱油效率提高幅度最大,平均提高了17.6%;为了获得较高的驱油效率并且降低生产费用,水气交替驱注入孔隙体积倍数应为0.5～1.0.     

低渗透油藏微生物运移能力研究

微生物在油藏中的运移能力直接影响到微生物在整个油层中的生长,以及微生物自身及代谢产物与原油间的相互作用。将筛选的微生物注入到低渗透率的岩心中,从微生物驱油效率、注入压力和微生物通过岩心的菌液浓度变化等方面研究了微生物的运移能力,并对通过恒速压汞技术测出的岩心孔喉半径与微生物个体大小的匹配关系进行了分析。实验结果表明,应用微生物驱替渗透率低于18.8×10-3μm2的岩心,提高的采收率低于4.22%。其主要原因是微生物个体的大小与岩心的平均喉道半径不匹配,平均喉道半径越小,渗流阻力越大,导致微生物的运移能力下降。提出了用喉道半径与微生物个体大小的匹配关系取代渗透率,并将其作为低渗透油藏微生物采油筛选条件的一个标准。     

用微生物法改善孔隙介质中的波及控制

水处理是老油田开采中的一基主要花费，油藏非均质性及渗透率的变化会使产水问题恶化，并且大大降低采油效率。人们已经应用几中方法通过波及控制来提高油藏波及效率，象交联聚合物技术这样的方法缓和了与油藏非均质性有关的问题，同时了其它一些可选方案诸如微生物法和表面活性剂法。本文将讨论在不同温度和矿化度条件下隔离及测试的产聚剑物细菌所作的研究结果，进行岩心驱替试验说明微生物处理的有效性，由于原地聚合物产出将有效     

碳酸盐岩油藏不同裂缝产状岩心水驱油实验及水驱规律

碳酸盐岩油藏多发育裂缝,不同裂缝产状对水驱特征和水驱油规律的影响有待研究。通过岩心驱替实验,利用5种裂缝产状碳酸盐岩岩心,探究了不同裂缝产状下水驱油规律。研究结果表明：水平贯穿缝岩心呈现同步动用阶段、近缝基质动用阶段和裂缝窜流阶段-三段式动用规律;无水期和高含水期是岩心主要的驱油阶段;贯穿缝岩心见水时间早,无水驱油效率和最终驱油效率较低。随着裂缝倾角减小,油（水）相对渗透率下降（上升）加快,残余油饱和度变大,水相相对渗透率增大,两相区逐渐变窄。基于Hagen-Poiseuille方程提出了带缝岩心中仅考虑裂缝的渗透率计算方法,利用三方面实验手段解决了束缚水饱和度统一的难题,并给出了实际矿场的提液时机,为碳酸盐岩油藏开发提供了理论指导。     

低渗透裂缝性油藏自发渗吸渗流作用

裂缝和基质中流体渗吸作用是低渗透裂缝性油藏注水开采依据的重要机理。通过自发渗吸实验研究低渗透裂缝性油藏在不同渗透率级别下岩心的渗吸驱油机理,结果表明,该类油藏的油层渗吸体系因毛细管力较高,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸,毛细管力在吸渗过程中可作为驱油的动力;渗吸早期产油量高,约50 h后产油量明显降低,最后基本不产油。低渗透裂缝性油藏岩心自发渗吸采出程度平均为12%,其自发渗吸采出程度随渗透率的增大而增大,当渗透率大于2×10-3μm2时,自发渗吸采出程度的增加并不明显,孔隙结构越好越有利于自发渗吸作用发生。由于岩心和油藏储层尺寸存在差异,因此对实验结果进行等比例关系处理,使实验值可以用来预测实际油田开发指标。     

裂缝性碳酸盐岩油藏相对渗透率曲线

裂缝油水相对渗透率曲线的研究对指导裂缝性油藏注水开发起至关重要的作用。笔者应用某碳酸盐岩油藏天然岩心进行油水相对渗透率实验,对基质岩心进行造缝,对比了造缝前后的岩心相对渗透率曲线形态的差别：造缝后油水相对渗透率曲线下降（上升）较快,残余油饱和度较大,且残余油饱和度下水相相对渗透率高,油水共渗区变窄,最终驱替效率变小;对同一块天然裂缝性岩心相对渗透率曲线的应力敏感特征进行了研究：随着围压增大,相对渗透率曲线的束缚水饱和度变大,残余油饱和度变化程度较小,等渗点下降,驱替效率变小。数值模拟计算结果显示,使用围压较大条件下的相对渗透率计算,含水率较低,在相同开发期限内阶段采出程度降低。     

陆相砂岩油藏高含水阶段驱油效率再认识

涠洲11-4N油田涠洲组油藏已进入高、特高含水开发阶段，部分油组采出程度已经接近或超过已有探井实测驱油效率，在现有驱油效率认识下，油藏可挖潜潜力较小，需进一步开展涠洲组油藏高倍水驱下驱油效率研究。针对上述开发中存在的问题，开展了注入量为200 PV下的岩心水驱油实验；设计制作了微观可视化水驱油模型，直观描述高倍水驱油过程及残余油的分布规律；结合核磁共振技术开展岩心在线驱替实验，量化大、中、小等不同尺度孔隙中的驱油效率。实验结果表明，长岩心驱油效率可达73.2%，远超原有认识下的驱油效率；当并联长岩心渗透率级差较大时，首次提出在高、低渗透岩心进口端存在伯努利效应；微观水驱油过程中，注入水沿着中、高渗透通道快速突破，模型无水采出程度仅为18.6%，200 PV水驱后，低渗透区原油得到有效启动；核磁共振在线驱替实验结果表明，中孔隙对驱油效率的贡献最大，达45.63%。     

低渗透高矿度油藏二元驱可行性实验研究

陇东侏罗系油藏,目前进入中高含水期,水驱增油难度大。通过研究低渗透油藏孔喉与聚合物分子匹配性,高矿化度注入水配二元体系增粘性、界面张力、岩心驱油效率等,评价低渗透高矿化度油藏储层特性对二元驱的适应性。实验结果表明二元体系具有较好的增粘性,可注入性较好,能形成超低油水界面张力,室内岩心驱油效率提高15%以上。室内实验研究表明选择与孔喉匹配的抗盐聚合物,与新型甜菜碱形成的二元体系在低渗透高矿化度油藏较高渗透率的区块开展驱油试验可行。     

低渗透裂缝性油藏 CO2驱两级封窜驱油效果研究

为了解决低渗透裂缝性油藏实施CO_2驱油过程中发生的气体窜逸问题,提出了在用改性淀粉凝胶体系调堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道的"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油技术,即选择改性淀粉凝胶体系(4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.05%交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺+0.18%成胶控制剂叔丁基邻苯二酚)和乙二胺分别作为裂缝、基质中高渗通道的封堵剂。分别考察了改性淀粉凝胶体系对岩心裂缝、乙二胺对基质中高渗通道的封堵、驱油效果,研究了"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油作用。结果表明,45℃下,单独使用改性淀粉凝胶可对渗透率0.65×10~(-3)μm~2岩心的填砂裂缝进行有效封堵,封堵后CO_2气驱时岩心进出口压差基本恒定,凝胶具有良好的封堵强度,气体流速降低81%,采出程度提高25%;单独使用加入乙醇保护段塞的乙二胺体系可对渗透率1.37×10~(-3)μm~2的岩心的相对高渗带形成封堵,气体流速降低85%,采出程度提高5.3%,但是不加乙醇保护段塞的乙二胺很难注入低渗岩心;渗透率4.5×10~(-3)μm~2填砂裂缝岩心在用改性淀粉凝胶体系封堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道,注入压力分别高达3.5 MPa和5.6 MPa,注入改性淀粉凝胶后再注入乙二胺后岩心采出程度分别提高29.2%和23.3%,两级封窜驱油效果明显。     

低渗透油藏井网优化技术研究——以河135断块区为例

低渗透油藏受特殊的成藏条件、沉积环境影响,具有孔隙结构复杂、孔喉半径细小,油藏渗透率低,一般小于50×10-3μm2;储层非均质严重,平面渗透率级差最高达几百个数量级;驱替压力大、存在一定的启动压力;天然裂缝发育且存在人工裂缝等特点;因此,在不同渗透率级差下,如何建立起有效的驱替半径,建立合理、经济的井网密度,对提高低渗油藏水驱油效率及采收率,提高低渗透油藏的开发水平具有十分重要的意义。以低渗透油藏河135断块区为例,通过系统地对河135断块区储层非均质、裂缝进行研究,建立储层非均质—裂缝模型,在地质研究的基础上,针对不同渗透率级别、不同沉积相带,确定了不同的技术极限井距及经济合理井距,并考虑裂缝推出了适合的井网形式。     

低渗油藏表面活性剂驱油性能研究

针对SN井区低孔低渗,研究出适合该油藏条件的表面活性剂体系OS-10。在油藏条件下,对OS-10的降低界面张力能力、乳化性能以及润湿改善等进行了系统评价。实验结果显示,2 500mg/L的OS-10表面活性剂溶液在73℃老化160d后,油水界面张力仍可保持10~(-4) mN/m超低数量级。OS-10在岩石表面吸附可使强亲水岩心向弱亲水转变。通过岩心驱油实验研究不同渗透率(油藏渗透率范围内)对驱油效率的影响,实验表明,岩心渗透率越大,提高采收率越高,岩心渗透率为(10~100)×10~(-3)μm~2时,表面活性剂提高采收率为16.80%~22.59%。在不同注入时机注表面活性剂段塞,水驱至经济极限时总采收率最高。     

低渗透油藏有效注入水水质界限

注水是低渗透油藏补充地层能量的主要方式,而注入水水质是影响注水开发效果的关键因素。在低渗透油藏注入水水质推荐指标中没有注入水矿化度的相关指标,且对渗透率低于10×10-3μm2的储层没有进一步的划分。通过恒速压汞实验,分析喉道分布差异及主流喉道对渗透率贡献程度,剖析不同渗透率级别储层影响注水效果的关键喉道区间;通过室内岩心水驱物理模拟实验,定量分析粘土微粒运移与水化膨胀对渗流能力的影响程度,结合喉道分布特征,初步提出了低渗透油藏不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度的水质界限。研究结果表明,岩心渗透率越低,注入水矿化度越接近地层水矿化度;岩心渗透率越低,注入水颗粒粒径越大,对储层渗流能力伤害越大;岩心渗透率越低,注入水颗粒质量浓度越高,对储层渗流能力伤害越大。     

氮气泡沫调驱技术在新疆油田Y区块的适用性研究

针对新疆油田Y油藏的强非均质性特征以及开发剖面动用程度低、含水高的特点,筛选适合注入水配液的氮气泡沫体系配方,评价泡沫体系的油藏适应性、油藏温度压力条件下的性能和细菌对泡沫性能的影响,研究泡沫的流变性,开展物理模拟分析在不同渗透率级差下的驱油效果。结果表明,在油藏条件下,所筛选的氮气泡沫体系的起泡体积为530 mL,泡沫半衰期为167 min,综合指数为66 382 mL·min,具有良好的油藏适应性;优选出的氮气泡沫体系表现出典型的剪切稀释性,并且稳泡剂的加入对泡沫体系的黏度有较为明显的提升,但不会对其在地层中的流动产生影响。在0.1～10 Hz的频率范围内,氮气泡沫的黏性模量均高于弹性模量（G’’/G’>1）,泡沫表现出较好的黏性行为,并具有一定的弹性行为。通过岩心流动实验看出,在水驱阶段,高渗透岩心的分流率随着级差的增大而增大,当渗透率级差为11.53时,低渗透岩心不能有效启动;在泡沫驱和后续水驱阶段,低渗透岩心的驱油效率随着渗透率级差的增大先增加后减小,在渗透率级差为8.67时,低渗岩心提高驱油效率达到最大,为44.97%。     

致密砂岩油藏高温高压动态渗吸特征及影响因素

为解决致密砂岩油藏水驱过程中基质动用程度低的问题,开展了4种典型表面活性剂作用下的注水吞吐动态渗吸岩心实验,研究了表面活性剂质量分数、驱替速度、注入量、闷井时间、渗透率、裂缝对动态渗吸效果的影响。研究结果表明:动态渗吸驱油效率随驱替速度的加快先提高后降低,随表面活性剂质量分数、注入量和闷井时间的增加而提高,但驱油效率的增幅不断降低;采用AEO-2型阴离子表面活性剂的渗吸效率最高,其最佳注入方式为0.3%质量分数、0.1 mL/min驱替速度、1.2倍孔隙体积注入量和18 h闷井时间;渗透率、裂缝与动态渗吸效率呈正相关性,开展大规模体积压裂和酸化改造是提高动态渗吸效果的重要因素。矿场试验结果显示,油井经过注水吞吐动态渗吸后,平均产油量提高幅度达166%,平均含水率下降幅度达25.8%,增油降水效果显著,具有较大的应用和推广前景。     

Bacillus菌株提高碳酸盐油藏采收率的实验研究

微生物驱油技术(MEOR)近年来在世界多个油田取得了成功,大部分的实验室研究和现场应用都是针对砂岩油藏进行的,该技术在碳酸盐油藏中的研究很有限.两株Bacillus细菌在特定的温度下繁殖后,其代谢物被用于油水界面张力测试、玻璃模型驱油实验和碳酸盐岩心采收率实验.结果表明,细菌代谢物可大幅降低界面张力,并有效提高采收率.根据实验现象,微生物在碳酸盐岩石中的驱油机理是对高渗透率裂缝的选择性封堵.     

低渗透纵向非均质油层水驱波及规律实验研究

多层非均质油藏普遍存在层间矛盾,导致低渗透层动用程度、水驱波及程度及采收率低,纵向非均质性严重影响了低渗透油藏的高效开发.通过单岩心水驱油、岩心组合模型水驱油实验,结合多层非均质油层注水量劈分公式和水驱波及系数计算方法,研究了渗透率级差对水驱波及规律的影响.结果表明:岩心组合模型的吸水量分配符合多层非均质油藏吸水量劈分理论公式,岩心组合模型可以较为准确地反映非均质油藏的水驱波及规律;随着岩心组合模型渗透率级差的增大,高渗透层的吸水量比例逐渐增加,当渗透率级差大于9时,注入水几乎无法波及低渗透层.     

低渗透非均质油藏空气泡沫驱替注入参数优化实验

针对低渗透非均质油藏空气泡沫驱过程中不同渗透率储层注入参数优化困难的问题,以安塞油田长₆³组天然岩心为例,采用一维岩心流动实验装置开展空气泡沫驱注入参数优化实验,对气液比、泡沫段塞体积、注入压力、注入速率和注入时机进行优化,获得最佳注入参数,并分析不同渗透率储层空气泡沫驱注入参数优化规律。结果表明:同一组岩心内,随着气液比、泡沫段塞体积、注入压力和注入速率增加,采出程度不断提高,当这些注入参数达到一定程度后,采出程度增幅减小或下降,各注入参数均存在最优值;不同注入参数对采出程度的影响很大,对渗透率较低的储层尤为敏感;渗透率与最优注入气液比、注入体积、注入压力、注入速率均具有较好的指数递减关系,低含水时注入空气泡沫能够获得更高的采收率。该研究结果为低渗透油藏空气泡沫驱分区分层精细化注入提供了理论依据。     

聚合物驱提高采收率实验研究

长期注水开发加剧了油藏非均质性,形成优势流场,随着油田聚合物驱的扩大,聚合物沿高渗透条带窜流导致油井提前见聚,降低了驱油效率。通过并联岩心实验模拟高含水后期油田聚合物驱油,实验结果表明,不同渗透率级差下,岩心采收率提高程度不同,随着级差的增加,聚合物驱最终采收率降低,相同级差与注入速度条件下,岩心的采收率与聚合物的浓度密切相关,后续水驱过程中低渗透岩心的采收率大幅度提高,但高渗透岩心最终采收率均高于低渗透岩心。