海上疏松砂岩油藏高含水期水驱开发规律研究

海上稠油油田开发中后期主要采用强注强采开发方式,在这种大液量冲刷下储层微观孔隙结构及水驱油效率发生变化,给油田高含水期的水驱开发规律认识带来了难度。通过物理模拟实验方法,研究了储层在长期注水冲刷过程中的各特征参数变化规律。结果表明,对于高孔高渗储层经过长期注水冲刷后,孔隙度变化不明显,渗透率明显增大,易形成无效循环通道;孔隙微观变化特征明显,出现孔喉半径增大、渗流能力增强的变化规律;随着驱替倍数增加,等渗点右移,残余油饱和度下降,驱油效率提高近10%。研究成果验证了海上陆相疏松砂岩油藏特高含水期产液量2 000 m3/d的先导试验,为海上油田高含水期开发策略的制定提供了理论支持。     

基于油水渗流差异的剩余油形成机理研究——以大庆长垣杏树岗油田为例

为了从油水渗流差异角度解释剩余油的形成机理,通过开展岩心铸体薄片观察和扫描电镜测试、压汞测试、相对渗透率测试以及水驱油测试等一系列实验,将砂岩的孔喉系统、油水相对渗透率和剩余油类型进行综合分析,认为储层孔喉系统发育特征及其内部流体渗流特征是造成剩余油形成的主要因素,并且不同类型剩余油的形成机理存在差异.研究结果表明:低渗、中渗、高渗和特高渗砂岩的孔喉半径分布峰值分别为9.1%,25.3%,28.4%,40.7%,其渗流临界喉道半径分别为0.25,0.63,2.50,2.50μm,无效渗流孔喉半径的百分比分别为52.2%,42.3%,37.7%,17.5%.该数据反映了砂岩渗透率与其内部孔喉系统复杂程度的负相关关系,并且砂岩的孔喉系统越复杂,无效渗流孔喉体积的百分比越高.在注入水无法进入的无效渗流孔喉位置,存在因渗流条件差而形成的水驱后不可动剩余油.以油水黏度比为13.33的测试组为例,渗透率逐渐增加的3组样品从开始出现油水两相流到处于油水等渗状态的含水饱和度跨度分别为17.1%,29.8%,36.2%,反映了在渗透率越低的砂岩中水相的出现对油相的抑制作用越明显.在发生渗流的孔喉系统中,存在受不规则喉道结构和界面张力的影响而形成的不规则状剩余油.以与对照组渗透率比值依次为1.6和2.6的2组高渗样品为例,其驱替效率比值依次为1.2和1.4,反映了非均质储层中不同部位驱替效率的差异.在注入水优势渗流通道的分割包围区内,存在受不同位置渗流能力差异影响而形成的水驱后可动剩余油.     

稠油油藏水平井侧向重力水驱技术研究

针对常规水驱开发稠油油藏效果较差的问题,提出了顶部注水水平井侧向重力水驱技术.在水平井注水室内评价实验基础上,分别从纵向和平面上分析了稠油油藏水平井侧向重力水驱的驱油机理,认为侧向重力水驱技术能够充分利用注入水和底水能量,提高油藏纵向动用程度,同时加大油藏的水驱波及系数和局部驱油效率.以某底水稠油油藏为概念模型,对水平井侧向重力水驱注采井网和生产层位进行了优化研究,得到最优的注采井网形式、注采井距和水平段走向,获得不同底水体积大小和韵律特征下生产井无因次避射高度优化图版和无因次射孔井段长度优化图版.为指导同类油藏实施水平井侧向重力水驱井网设计和纵向射孔层段设计提供了标准和依据.     

长垣外围特低渗储层孔隙结构参数及驱油效率研究

为研究大庆长垣外围特低渗透储层岩心驱油效率与微观孔隙结构的关系,应用CT 扫描技术对该地区数十块天然岩心进行观察分析,得到大量微观孔隙半径、喉道半径、孔喉比、配位数、迂曲度、形状因子数据,在此基础上对该地区微观孔隙结构参数分布规律进行研究。通过水驱油实验,记录各岩心驱油效率,研究孔隙结构参数 对驱油效率的综合影响。经过标准化处理,得到各孔隙结构参数与驱油效率的线性回归方程。结果表明,各参数中平均喉道半径对驱油效率影响最大,系数达到0.531,而平均孔隙半径的系数值只有0.045,可以认为对驱油效率没有影响。     

高含水稠油油藏流场调整技术实践

注水油藏在长期注水冲刷过程中,油水井间逐步形成优势流场,使水驱油效率变低.以某油田高含水普通稠油油藏为对象,通过对油藏流场的分布和变化规律的研究,明确流场表征参数并推导出流场强度计算数学模型,确定流线调整的技术界限,利用注采关系调整、生产制度调整及井网完善对策进行流场调整方案编制,形成一套适合特高含水稠油油藏改善水驱开...     

非均质油藏层间干扰室内实验研究

为了研究水驱油藏层间干扰机理,制定多层合采开发方案,统计大庆中区西部高台子岩心孔、渗数据,采用不同渗透率的人造岩心进行四管并联恒压驱替实验,研究注采压差、渗透率级差对合采时采收率、含水率的影响。结果表明,不同渗透率岩心合采存在一个合理注采压差,过高或者过低的驱替压差均会导致整体采收率的降低;渗透率级差越大,总体采收率越小;从机理上明确渗透率差异对层间干扰的影响规律,为层段细分调整和层段水量调整提供理论依据。     

考虑微观孔喉结构的相对渗透率计算方法

随着常规油气资源的枯竭,超低渗透油藏已成为我国能源增储上产的主要物质基础.其中相对渗透率曲线对油田开发起到至关重要的作用.而微观孔喉结构对相对渗透率影响巨大.但是目前的相对渗透率的计算方法无法体现微观孔喉结构的影响.因此利用通过室内物理实验的结果,通过修正Brooks-Corey模型建立了考虑边界层、贾敏效应和微观孔喉分布的相对渗透率计算方法.结果表明,相同渗透率的长庆超低渗透油藏孔喉分布范围更大,导致长庆超低渗透油藏两相区更宽,油相相对渗透率更大,高含水阶段相渗变化更剧烈.对于大庆和长庆超低渗透油藏的成功开发奠定了坚实的理论基础.     

油藏润湿性对采收率影响的实验研究

为了研究润湿性对油藏水驱采收率的影响,实验选用了低、中、高三种不同渗透率的露头砂岩心,利用甲基硅油、模拟油等化学剂将其润湿性由亲水状态改为中性和亲油状态,通过岩心驱替实验,研究了不同润湿性对水驱油采收率的影响。实验表明,岩心的润湿性由亲水和亲油状态转向中性润湿后,最大限度降低了多孔介质中毛管渗流阻力,从而提高了水驱效果。本实验条件下,建议将水驱后期油藏的润湿性由亲水或亲油状态转为中性润湿,则有利于水驱效率的大幅度提高。     

鄂尔多斯盆地岩性油藏微观水驱油特征及影响因素——以华庆油田长8_1油藏为例

针对鄂尔多斯盆地陇东地区长8油藏微观水驱油机理研究薄弱的现状,以华庆油田长81储层为例,应用真实砂岩微观模型水驱油渗流实验、物性、恒速压汞、核磁共振等测试资料研究了储层微观水驱油特征及驱油效率的影响因素,认为喉道半径大小及分布形态与水驱油渗流规律关系密切.结果表明:长81储层微观渗流路径为均匀驱替、网状-均匀驱替、指状-网状驱替、指状驱替4类,在同一实验条件下对应的驱油效率依次降低;70%以上的残余油以绕流、油膜状分布;储层物性、孔隙结构、可动流体饱和度均受控于成岩作用,其对水驱油机理的影响具有一致性.总体上,当渗透率1.5mD、喉道半径0.5μm、分选系数0.15、可动流体饱和度40%、驱替压力增加率50%、驱替速度0.012mL/min时,驱油效率增大趋势明显减弱.油藏开发过程中应注重将采油数据和岩心水驱油渗流实验相结合,优选高渗带设计合理的开发工艺、分段开发.     

高含水砂岩油藏驱替压力调整研究

海上砂岩油藏进入高含水开发阶段注采结构优化调整是一项非常重要的工程,当生产井和注水井之间的距离恰好等于极限注采井距时,注入水驱替压力梯度的最小值等于储层的启动压力梯度,注采关系开始建立.以油藏地质参数和油水井生产动态数据为基础,基于均质地层不等产量一源一汇连线一点处的势理论,根据稳定径向渗流公式计算得到均质储层条件下源汇主流线上任一点M处的驱替压力梯度,分析了不同注采井距对注采井间压力梯度的影响.室内岩心实验表明,即使已进入高含水期,通过提高驱替压力梯度能够有效提高驱油效率.以渤海BZ油田A39井组为例,对4口生产井进行提液,1口注水井实施增注,提高驱替压力梯度;4口生产井提液高峰日增油50 m3/d,单井增油幅度10％～50％,累积增油1.76×104 m3,增油效果明显.     

低渗透油藏驱油用耐温抗盐型表面活性剂研究

针对大庆油田M区块储层低孔、低渗、高温以及高矿化度的特点,采用常规表面活性剂往往不能取得较好的驱油效果。因此,以顺丁烯二酸酐、乙二胺和长链溴代烷为单体合成了一种新型双子表面活性剂SZ?11,并复配非离子型表面活性剂AEO?3,形成了一种适合低渗透油藏驱油用的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该驱油体系具有良好的耐温性能和抗盐性能,在140 ℃下老化后,界面张力仍能达到0.008^{mN/m,体系在较高质量浓度的NaCl（150 000 mg/L）、CaCl₂（9 000 mg/L）和MgCl₂（2 500 mg/L）盐水中仍具有较低的界面张力;该驱油体系具有良好的乳化性能和润湿性能,可以通过乳化原油和改变岩石表面润湿性来提高驱油效率;储层天然岩心在水驱后注入0.4 PV表面活性剂驱油体系,能使岩心的采收率提高19.5%,具有良好的驱油效果。现场应用结果表明,实施表面活性剂驱油措施后,M区块内5口生产井日产油量明显提高,含水率下降,取得了良好的增油效果。}     

强底水砂岩油藏大排量生产后期挖潜方式研究

针对海相砂岩FOURD油藏大排量生产,发现底水油藏开发过程中不同位置水驱孔隙体积倍数不同,而常规行标中测量的实验不足以表现高水驱倍数后的油藏渗流特征。高水驱实验结果表明,不同黏土含量岩心水驱倍数的半对数与驱油效率呈线性关系,底水油藏水驱波及系数缓慢增加。基于FOURD油藏实际资料,采用数值模拟技术表征了油藏时变特征;针对FOURD油藏南北动态不同、南区水淹程度高、波及程度难以提高的问题,提出了以提液方式再提升油藏驱油效率的方案,针对北区波及程度不高的区域提出了进行井网加密的后期挖潜方案。采用该极限挖潜策略后,根据数值模拟及实际矿场应用,波及系数提高了11.1%,标定采收率提高了4.5%。     

杏六区薄差储层水驱油特征

通过对杏六区薄差储层典型相对渗透率曲线进行筛选,采用流动系数作为权重系数对单层归一化后的曲线进行复合,得到复合相对渗透率曲线。由复合相对渗透率曲线可知,杏六区薄差储层具有残余油饱和度、束缚水饱和度小,驱油效率低,共渗区范围较窄的相渗特征。根据相对渗透率曲线计算含水率和采出程度,得出含水率与采出程度的关系曲线分为“凸”型和“S”型两种。通过研究杏六区薄差储层的驱油效率与渗透率、原油黏度、驱替压力梯度的关系曲线可知,驱油效率随渗透率、驱替压力梯度的增加而增加,随地层原油黏度的增加而降低。对驱油效率与微观结构孔隙参数进行相关性分析。结果表明,孔隙半径与驱油效率之间的相关系数最小,仅仅为0.090,驱油效率和喉道半径之间的相关性最大,相关系数为0.437;另外,微观孔隙结构参数中孔隙半径对驱油效率的影响较小,喉道半径与孔喉比对驱油效率的影响较大。     

中-低渗透砂岩稠油油藏开发实践与认识

八面河油田面14区沙四段属于中-低渗透砂岩稠油油藏,储层渗透率较低,孔喉半径小,原油粘度大,采油速度低,开发效果不理想。通过缩小注采井距、完善注采井网,强化注水,后期积极实施压裂、酸化、解堵等增产措施,解放中-低渗透层,能达到提高采油速度,改善此类油藏开发效果的目的。     

高含盐油藏储层参数变化微观实验研究

用微观实验方法研究高含盐油藏水驱储层参数变化的规律与机理．采用真实岩心制作而成的微观孔隙模型进行水驱实验，研究了驱替速率、含盐量、岩心渗透率、注入水性质、驱替孔隙体积倍数等因素对储层参数变化的影响，并且对实验模型进行跟踪摄像，建立了高舍盐油藏的动态地质模型．实验结果表明：水驱后渗透率有增有减，与普通砂岩油藏相比，渗透率变化有明显的滞后现象，孔隙度变化都呈增加趋势；水驱过程中存在微粒运移的现象．盐的溶解是储层参数变化的根本原因；作为胶结物形式存在的可溶性盐的溶解，造成了岩石颗粒的脱落和运移，它是储层参数变化的直接原因．     

聚合物传输运移能力与驱油效果关系研究

聚合物在多孔介质内扩大注入水波及体积是聚驱提高采收率的主要机理。考察了聚合物的传输运移和驱油效果。结果表明,聚合物驱油剂黏度与驱油效果不存在正相关性,等质量浓度的“抗盐”聚合物黏度（52.4 mPa?s）高于“高分”聚合物黏度（35.6 mPa?s）,但与储层孔喉结构配伍性、注入性和抗剪切性差;“抗盐”聚合物驱替整体采收率增幅（6.94%）低于“高分”聚合物驱替整体采收率增幅（18.94%）,与等黏度或等质量浓度的“高分”聚合物相比,“抗盐”聚合物的扩大波及体积能力差。     

朝阳沟油田杨大城子油层微观孔隙结构特征研究

多年水驱开发,与扶余油层相比相同渗透率级别杨大城子油层表现出含水率上升快、注水压力高、开发效果差等问题。为了找出问题的原因,对杨大城子油层微观孔隙结构特征进行研究。首先分别应用CT扫描和恒速压汞技术测量不同渗透率级别杨大城子油层和扶余油层共18块天然岩心的微观孔隙结构,研究喉道半径、孔隙半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构分布频率及变化规律,然后进行多参数线性回归分析,明确影响储层渗透率大小的主控微观孔隙结构参数,最后与相同渗透率级别的扶余油层岩心相对比。结果表明,对于储层渗透率相同的杨大城子油层与扶余油层,平均孔隙半径相差不到1%,而喉道半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构特征具有明显差异,分别相差17.4%、8.9%、5.2%,是决定储层渗流能力大小的关键因素。     

坪北特低渗透油藏水驱前后储层参数变化规律研究

坪北油田不同渗透率岩心水驱油实验发现,长期水驱后渗透率均出现了不同程度的下降。通过扫描电镜、铸体薄片、粘土矿物等测试分析,发现储层微观孔隙结构对水驱前后储层参数变化有影响。特低渗透储层因喉道细小、粘土矿物含量高,岩石颗粒易脱落、运移而堵塞喉道,造成注水开发过程中储层渗透率变差。     

稠油厚油层聚驱驱油效率和波及系数贡献研究

M断块属于稠油厚油层油藏,进入聚合物驱开发后如何进一步挖潜和提高采收率尤为重要。过去在提高采收率理论研究过程中主要关注的是波及体积和驱油效率对采收率的影响,对于波及体积和驱油效率对提高采收率的贡献研究较少。现有方法确定的驱油效率和波及系数存在精确度低的缺陷,且计算可靠性和准确性也无法得到验证。采用室内物理模拟实验手段,以电阻-含油饱和度关系曲线为研究基础,研究了M断块聚合物驱油过程中不同层位及不同位置驱油效率与波及体积的变化特征,探讨了聚合物驱驱油效率与波及体积对提高采收率的贡献值。结果表明,聚驱主要贡献为扩大各层波及体积,中渗层对于采收率贡献达到61.79%,其次是高渗及特高渗透层,贡献率为34.48%,而低渗层仅为3.73%。