低渗-特低渗储层微观水驱油特征及其影响因素

通过鄂尔多斯盆地延长组低渗-特低渗透砂岩微观模型水驱油实验,总结微观水驱油特征,探讨微观水驱油驱油效率的影响因素。研究发现,低渗-特低渗透砂岩储层水驱油过程中,水驱油特征主要表现为:驱油方式主要以非活塞式驱替为主;残余油主要以绕流残余油为主;非均质性越强,驱油效率越低;原油黏度越低,驱油效率越高;驱替速度不同,驱油效率不同;通道类型不同,去提效率不同;影响因素包括:物性;孔隙结构非均质性;微观孔隙结构;水驱倍数;驱替压力和开采方式。低渗-特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,但是主控因素是微观孔隙结构和非均质性。因此对于低渗-特低渗透砂岩储层水驱开发,应选择合理的工艺参数和具有针对性的改善水驱开发效果措施,才能保证较好的开发效果。     

特低渗透砂岩微观模型水驱油实验影响驱油效率因素

通过鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩微观模型水驱油实验,探讨了驱油效率的控制因素。研究发现,特低渗透砂岩储层水驱油过程中,润湿性不同,驱替机理不同。水湿储层表现为驱替机理和剥蚀机理;油湿储层表现为驱替机理和油沿孔道壁流动机理。特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,其中包括物性、孔隙结构、注入量、注水速度、润湿性等。特低渗透砂岩储层水驱开发效果对注水速度较为敏感。针对不同的储层,采取合适的注水速度,才能取得较好的开发效果。     

延长油田特低渗油藏适度温和注水方法与应用

为解决裂缝性特低渗油藏注水开发水窜、水淹问题,提高水驱开发效果,以延长油田南部地区长8油藏为研究对象,建立了裂缝-基质动态渗吸室内实验评价方法,确定了制约渗吸效果的关键因素,获得了渗吸速度的数学表达式,建立了考虑渗吸-驱替双重作用的渗流数学模型,确定了研究区最佳注采参数。研究表明,水驱油过程存在使渗吸驱油效率达到最高的最佳驱替速度,且随着渗透率的降低最佳驱替速度变小;储集层品质指数和岩石水相润湿指数越大,渗吸驱油效率越高,而初始含水饱和度、油水黏度比越大,渗吸驱油效率越低;延长油田南部长8特低渗油藏最佳注采比为0.95,含水率95%时预测的水驱采出程度为17.2%,较常规注水(注采比1.2)增加2.9个百分点。充分发挥渗吸-驱替双重作用的"适度温和"注水技术可显著提高裂缝性特低渗油藏注水开发效果。     

鄂尔多斯盆地三角洲前缘不同沉积微相砂岩储层水驱油效率及其影响因素——以姬塬地区延长组砂岩储层微观组合模型水驱油实验为例

以鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组砂岩微观组合模型水驱油实验为例,研究了三角洲前缘亚相不同沉积相带砂岩储层的水驱油特征及驱油效率。实验表明:不同微相组合的模型在同一实验条件下表现出不同的水驱油特征及水驱油效率,其水驱油效率的高低主要与储层的沉积微相类别及是否发育微裂缝有关;同时,储层的孔隙度、渗透率、驱替过程中的驱替压力及驱替倍数也对驱油效率有重要影响。     

纵向渗透率级差对水驱油特征的影响实验研究

为了研究不同渗透层位渗透率级差对各层驱油特征的影响,开展了不同渗透率级差的岩心并联驱替实验。结果表明,液流速度总是随着驱替压差的增大而增大的,高渗透岩心总是比低渗透岩心增加的更快些;岩心流速级差明显要大于渗透率级差;渗透率级差越大,流速级差和驱油效率级差越大;渗透率级差越大,低渗层启动压力越大,低渗层越难动用。在多油层共同进行开发时,应对高低渗透性层位进行合理的划分,尽量避免将渗透率级差过大的层系划分为统一开发层系进行开采。     

水驱压力对特低渗储层水驱油效率及产液速度的影响

以西峰油田长8特低渗透储层为侧，通过建立不同试验条件进行水驱油实验的方法，研究了开发初期和不同开采阶段提高水驱压力对驱油效率和产液速度的影响，结果表明，不同开采阶段提高水驱压力均有利于低渗储层水驱驱油效率和产液速度的提高，但开发初期压力不能过高，否则由于储层的非均质性，注入水易沿高渗条带突进，过早形成水窜，不利于驱油效率的提高；相反，晚一些提高水驱压力，即在无水期结束或含水95％后提高注水压力驱油，更有利于驱油效率和产液速度的提高。     

致密砂岩储层微观水驱油效率及其主控因素

为了解决鄂尔多斯盆地吴起油田长7储层水驱过程中单井产量低、含水上升快、剩余油分布复杂等问题,采用自主设计研发的高温、高压微观模型加持器,对研究区长7储层的真实取样岩心开展微观水驱油渗流实验,通过辅以铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞和核磁共振实验,研究了不同孔隙结构类型下的微观水驱油渗流特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、可动流体参数、黏土矿物、驱替压力和注水体积对水驱油效率的影响。结果表明：研究区长7储层微观注水驱替特征以网状驱替和树枝状驱替为主,均匀驱替次之,少见蛇状驱替。不同类型驱替特征的驱油效率、残余油分布特征存在较大差异,均匀驱替驱油效率最高为48.84%,蛇状驱替驱油效率最低为31.73%;75%的残余油以簇状和油膜状赋存于孔喉内。水驱油效率的影响因素是多方面的,其中可动流体参数是比其它物性参数更能准确反映与驱油效率之间关系的参数。研究结果为该区不同类型储层开发方案的调整提供了理论依据。     

低渗透储层注水开发贾敏效应实验研究

为定量认识低渗透储层水驱开发中的贾敏效应,根据注水驱油理论,结合岩心水驱油物理模拟实验,建立表征贾敏效应动态变化的方法,开展不同渗透率岩心水驱贾敏效应对比实验。结果表明:岩心渗透率越低,贾敏系数越大,驱油效率越低,等效渗流截面越小;与常规中高渗透储层相比,低渗透储层高贾敏效应导致孔隙中剩余油分布特征和启动机制存在差异。降低贾敏效应是有效改善低渗透储层流体注入能力和提高采收率的技术手段之一,CO_2驱能降低低渗透储层的注入压力,并大幅提高驱油效率,是有效提高水驱后低渗透率基质驱油效率的有效手段。     

酒西盆地间泉子段储层流体赋存及渗流特征

储层结构及其孔隙空间中流体的渗流特征是影响油气勘探与开发最关键的科学问题。以酒西盆地间泉子段的低—中孔中—高渗储层为研究对象,应用薄片观察、毛管压力测试、油—水和油—氮气两相流体的相对渗流实验研究了储层中流体的赋存和渗流特征。研究表明,储层按孔隙结构分为3类,其中Ⅰ类储层物性最好,毛管曲线有明显平台,偏粗歪度;结合流体饱和度测试结果认为油饱和度高的样品对应最大孔喉半径和中值半径均较大、歪度偏粗、排驱压力低;对比了高渗样品与低渗样品油水相渗曲线,发现高渗样品水相相对渗透率变化快,驱替效率高,低渗样品氮气—油相渗曲线相对油—水相渗曲线其残余油饱和度更低、两相共渗区更宽;储层的润湿性、孔隙结构和黏土矿物的含量为影响储层渗流特征的3个关键因素,较粗孔喉所占比例高及黏土矿物含量较低的样品储层原油的渗流条件较好,符合达西定律。研究成果表明研究区储层总体为水湿性,氮气驱油效率相对水驱油效率更高,特别对低渗储层氮气驱油效率提升明显,从而为本区低渗样品中油的开采动用提供指导。     

低渗透油藏不同流动单元并联水驱油

为了描述低渗透油藏多层合注合采时,各层水驱效果差异、流体流动特征及分布规律,开展了不同流动单元并联水驱油实验及数值模拟研究。以新疆宝浪油田宝北区块低渗透储层为例,按流动层段指标由大到小将储层划分为五类流动单元,选取其中三类流动单元的9块天然岩心与1块人造岩心,组成4组并联模型,进行了水驱油实验及数值模拟研究。实验结果表明：不同流动单元岩心并联组合后,物性好的流动单元驱油效率比单独驱替时要高、物性差的流动单元驱油效率比单独驱替时要低;不同流动单元之间渗透率级差越大,流动单元之间相互影响越强烈,驱油效率相互差值越大。     

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。     

海上疏松砂岩油藏水驱油效率影响因素研究及应用——以NNX油田为例

高驱替倍数水驱研究已成为高含水期剩余油挖潜的热点方向,以渤海油田典型疏松砂岩主力油藏为例,利用典型疏松砂岩主力油藏天然岩心设计并完成500~2000 PV高倍数水驱油效率室内实验,研究主力油藏储层水驱油效率的主控因素。结果表明,空气渗透率越低,原油黏度越大,驱油效率越小;驱油效率与流度近似呈现幂指数关系;在储层流度近似情况下,黏土矿物的存在对驱油效率影响较大,黏土矿物含量越低,驱油效率越高。通过深化对水驱油效率的认识,指导现场先后实施大幅度提液措施,增强水体对储层冲刷倍数,使该油田在高含水期长期持续稳产,且在童宪章曲线图版上采收率预测持续向好,为渤海油田陆相疏松砂岩油藏高含水期挖潜研究提供实验和理论支持。     

基于孔隙网络模型的微观水驱油驱替特征变化规律研究

结合逾渗理论，采用截断威布尔分布作为孔喉特征分布函数，模拟储层岩心的初次油驱过程和二次水驱过程，建立了油水两相三维准静态孔隙网络模型；通过模型计算与试验结果的对比，验证了孔隙网络模型的有效性。利用建立的孔隙网络模型，研究了岩心在水湿情况下，储层微观孔隙结构参数如孔喉比、配位数、形状因子等对水驱油驱替特征的影响。研究结果表明，储层岩心的孔喉比越小、配位数和形状因子越大，残余油饱和度越小，水驱油的驱替效果越好；形状因子的变化对驱油效率影响较大。     

空气泡沫驱室内实验研究

对低渗储层采用常规注水开发,开采效果较差。如何对低渗油田进行有效的开采、开发成为亟待解决的问题~([1-3])。本文对空气泡沫驱进行了室内研究分析,得出:研究区水驱最终采收率为46.78%;研究区空气泡沫驱替实验驱油最终采收率为78.2%,相比于水驱油的最终采收率可以提高22.1%,有较好的驱油效果。     

鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层注CO_2室内研究

渭北油田WB2井区采用超前注水直注直采开发方式,开发效果不理想。通过渭北长3超低渗储层岩心物模室内实验,结合核磁共振数据,研究了水驱、CO_2驱、注水转注气3种方式的微观驱油机理。实验结果表明,渭北长3超低渗储层水驱驱油效率最低(37%),CO_2驱油效率更高(54.3%);水驱转气驱驱油效率最高(约55.7%)。通过核磁共振测量不同驱替方式后岩心的剩余油分布发现,直接水驱主要动用中、小孔隙中的原油,直接气驱更大程度动用的是中、大孔隙中的原油,而水驱转气驱能扩大波及范围,进一步动用大中小孔隙中的原油;注水转注CO_2有利于驱油效率的提高。     

层状厚层油藏水驱效率预测模型

层状厚层油藏在纵向上通常表现出非均质性强、油层厚、储层物性差异大等特征。水驱开发厚层油藏会受到非均质性影响,从而造成含水上升快、采出程度低等问题,因此准确预测驱替效率是水驱开发厚层油藏的关键。考虑到层内流体窜流及储层非均质性等影响,引入拟相对渗透率函数,结合Welge-Craig水驱油理论,建立了厚层油藏驱替效率计算方法。矿场实例计算验证了本文模型的可靠性和实用性;通过敏感性分析认为,渗透率变异系数和流度比越大,原油驱替效率降低,造成水驱开发效果差。对于水驱开发层状厚层油藏,应加强储层纵向非均质性认识,完善注采井网,增大驱替效率,从而提高厚层油藏水驱采收率。     

非均质油藏水驱开发效果研究

为深入了解层间非均质性对油田水驱开发效果的影响,采用层间非均质三维物理模型进行室内水驱油实验,研究高、中、低渗层3层组合下,驱替压差、开采方式对不同渗透率储层的水驱效果。实验结果表明,随着驱替压差的增加,中、低渗层水驱波及效果越来越明显,高渗层水驱波及效果变化不大,提高驱替压差能有效启动中、低渗层的剩余油,合理的驱替压差对非均质性严重的储层开发有重要影响。不同开采方式对采收率影响较大,3层同采时采收率最低,高渗层的优势通道给中、低渗层的开发带来困难,分层系单采采收率最高,实际生产中有必要采取分层开采等措施来提高中、低渗层水驱开发效果。实验结果有效指导渤海南部垦利A油田层系调整及增产措施制订,同时研究成果对后续新油田的方案编制及油田开发有重要指导意义。     

低渗透储层水驱油渗流阻力特征

低渗透储层物性差、孔喉细小,水驱油过程中渗流阻力较大,注采井间难以形成有效的驱替压力梯度,建立渗流阻力的描述方法、研究渗流阻力的影响因素和变化特征对低渗透储层注水开发具有重要意义。在油水流动质量守恒定律的基础上,建立了低渗透储层水驱油渗流阻力梯度数学模型,应用水驱油渗流阻力梯度变化率函数分析水驱油渗流阻力梯度的变化特征,为低渗透储层中水驱油渗流阻力梯度的描述提供一种宏观表征方法。理论分析表明:低渗透储层水驱油渗流阻力梯度呈非线性特征,随着含水饱和度的增加水驱油渗流阻力梯度先增加后减小。低渗透储层注水开发存在最大渗流阻力梯度,与油相粘度、储层渗透率和注入速率相关;低渗透储层注水速率越大,需要克服的最大渗流阻力越大;油相粘度越大,最大渗流阻力越大;储层渗透率越低,最大渗流阻力越大。     

低渗裂缝砂岩油藏注富气试验评价研究

试验采用低渗基岩岩心造缝后制作成长岩心,研究带裂缝低渗砂岩油藏注富气的可行性,并评价其效果及最优注气方式.研究采用高、低渗两组岩心,分别进行水驱、伴生气/水交替驱、气驱6组试验,并对试验结果进行分析和评价.结果表明,高、低渗两组岩心驱油效果最佳分别为注伴生气/水交替驱和脉冲注伴生气驱,最终驱油效率约64％;在相同的驱替...     

长庆特低渗透油藏注水动态裂缝及井网加密调整模式研究

为改善长庆特低渗透油藏中高含水期水驱开发效果,进一步提高采收率,综合运用储层地质力学、油藏工程及数值模拟等方法,研究了注水动态裂缝开启机理及延伸规律,给出了不同方向裂缝开启压力界限。当注水压力超过现今最小水平主应力时,单方向注水动态裂缝开启;注水压力越高,现今最大、最小水平主应力差越小,注采井连线与最大水平主应力方向夹角越小,越容易产生多方向注水动态裂缝。根据不同缝网匹配油藏剩余油分布规律,采取了不同的井网加密调整模式,限定注水压力控制多方向裂缝开启,沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替等措施,改善了水驱效果,提高了油藏水驱采收率,为提高特低渗透油藏水驱采收率提供了新思路。