可动凝胶纵向非均质物理模拟研究

由于注入水的长期冲刷,储集层的孔隙结构及物理性质发生了变化,层间和层内的非均质性加剧,影响后期开发效果。可动凝胶能调整地层的非均质性,在纵向非均质摸型上进行可动凝胶油藏物理模拟实验,通过布置高精度的压差传感器,了解可动凝胶体系调整非均质地层渗透率和压力场动态分布的能力,对比水驱、聚合物驱和可动凝胶封堵对采收率的影响。结果表明,可动凝胶封堵比水驱提高采收率8.7％,比聚合物驱提高采收率1.6％。由压力场变化分析可知:聚合物驱确实能改变油藏内流体流动方向,提高波及范围,驱替出水驱不能波及到的低渗透油藏内的油;可动凝胶成胶后,封堵高渗区,可改变油藏内流体流动方向,进一步提高采收率。图9表1参5     

可动凝胶纵向非均质物理模拟研究

由于注入水的长期冲刷,储集层的孔隙结构及物理性质发生了变化,层间和层内的非均质性加剧,影响后期开发效果.可动凝胶能调整地层的非均质性,在纵向非均质模型上进行可动凝胶油藏物理模拟实验,通过布置高精度的压差传感器,了解可动凝胶体系调整非均质地层渗透率和压力场动态分布的能力,对比水驱、聚合物驱和可动凝胶封堵对采收率的影响.结果表明,可动凝胶封堵比水驱提高采收率8.7%,比聚合物驱提高采收率1.6%.由压力场变化分析可知聚合物驱确实能改变油藏内流体流动方向,提高波及范围,驱替出水驱不能波及到的低渗透油藏内的油;可动凝胶成胶后,封堵高渗区,可改变油藏内流体流动方向,进一步提高采收率.图9表1参5     

交联聚合物封堵平面非均质油藏物理模拟

利用平面非均质填砂模型进行了有机交联聚合物封堵的油藏物理模拟实验,对比研究了水驱、聚合物驱和交联聚合物封堵对开采效果的影响.通过布置49个高精度的压差传感器测量交联聚合物封堵过程中油藏压力场的动态变化,用数码相机照相定性地观察了油藏流体变化情况.实验中发现,交联聚合物封堵最终采收率比水驱提高33%,比聚合物驱提高14%.交联聚合物能有效地封堵高渗条区,形成"段塞",改变了油藏内流体流动方向,扩大了波及范围,驱替出低渗区的油,提高了采收率.     

非均质油藏三次采油方法研究

应用平面非均质和层间非均质两种模型，分别对水驱、聚合物驱、三元复合驱、凝胶驱调剖、凝胶驱加三元复合驱等不同的驱油方式进行了数值模拟研究。结果表明，凝胶驱加三元复合驱可使油藏低渗透区的原油饱和度大幅度降低，整个油藏得到均匀开采，采收率最高，是开采非均质油藏最理想的方法。     

聚合物及聚合物交联微凝胶调驱效果评价

为了评价聚合物交联微凝胶的调驱效果,了解聚合物交联微凝胶驱动态反应特征并探索聚合物交联微凝胶驱油机理,在具有河南油田油藏地质特征的五点法井网、纵向非均质物理模型上进行了驱替实验。实验结果表明,与聚合物驱相比,由于聚合物交联微凝胶在多孔介质内滞留量大,流动能力差,注入压力高,因而调驱效果好。在聚合物驱及聚合物交联微凝胶驱后,地层内剩余油主要分布在中、低渗透层,这是进一步提高采收率的潜力所在。     

低渗透油藏不稳定注水岩心实验及增油机理

根据长庆油田低渗透油藏典型储集层特征,开展并联岩心和双层岩心实验,模拟非均质低渗透油藏不稳定注水驱油效果。由于岩心实验可视性较差,建立层间非均质和层内非均质数值模拟模型,依据渗流场变化,揭示不稳定注水增油机理。结果表明,对于层间非均质储集层,相较于连续注水,不稳定注水能够促进较低渗透层水驱前缘推进,发挥毛细管力驱油作用,提高较低渗透油层采收率,其中短注长停方式的采收率提高幅度最大;对于层内非均质储集层,不稳定注水能够在储集层中产生压力振荡,使较高渗透层和较低渗透层之间发生流体交渗,增大注入水在较低渗透层中的波及,提高较低渗透层采收率,从而提高油藏总采收率。     

基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究

针对特高含水开发阶段水油比急剧上升、注水量大幅增加和现有技术适应性差等问题,采用非均质物理大模型探索了进一步提高水驱后和聚合物驱后特高含水油藏采收率的方法。研究了聚合物驱-井网调整、自聚集微球-活性剂驱等不同驱替阶段含油饱和度的分布特征,分析了试验过程中注入压力、采收率的变化情况。研究发现,采用井网调整改变流线方向结合聚合物驱扩大波及系数的方法,可使水驱后处于特高含水期油藏的采收率提高26.0%;自主研发的自聚集微球能够运移至油层深部封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂发生液流转向,进入剩余油潜力区,从而提高聚合物驱后特高含水期油藏的驱油效率,自聚集微球-活性剂体系的残余阻力系数是聚合物的1.5~1.6倍,可使聚合物驱后特高含水油藏的采收率提高5%以上。研究结果表明,水驱后特高含水期油藏可采取井网调整结合聚合物驱的方法提高其采收率,而对于高波及系数和高采出程度的聚合物驱后油藏,可采用微球活性剂相结合的深部调堵驱油方法提高其采收率。      

弱凝胶调驱技术在濮城油田西区沙二上2+3层系的应用

弱凝胶调驱是通过延缓交联技术、控制聚合物与交联剂的反应时间，使得凝胶溶液可以大剂量注入并达到地层深部，且在较高压差下可以流动的“可动”凝胶。它进入地层后，不仅可以改善纵向非均质性，达到“调”的目的，而且可以改善水驱油流度比，解决油藏的层内及平面矛盾，达到“驱”的目的，是一种提高注入水波及效率的综合技术。结合濮城油田西区沙二上2＋3油藏的地持特点、存在问题，详细介绍了弱凝胶调驱技术的原理、施工工艺以及在该区块的现场应用情况。     

裂缝对水驱和聚合物驱采收率影响的实验研究

本文用实验方法研究了裂缝对水驱和聚合物驱采收率的影响.在模拟油藏的温度和压力条件下,开展了4组驱替实验、1组基础实验.基础实验是用未压裂的岩心进行驱替,对比了实施压裂地层和未压裂地层水驱和聚合物驱特性.测量了不同温度下原油和不同浓度聚合物溶液的黏度.实验结果表明,水驱碳酸盐岩油藏未压裂地层采收率高于实施压裂后有单一裂缝的地层.在碳酸盐岩油藏中,裂缝与油流方向水平(0°倾角)时采收率最高;裂缝与油流方向垂直(90°倾角)时采收率最低.水驱采收率随地层裂缝倾角的增加而减小.水驱之后进行聚合物驱,结果表明,所有实施压裂的碳酸盐岩地层,无论裂缝方向如何,采收率均高于未压裂地层.裂缝与油流方向成30°倾角时,采收率最高;裂缝与油流方向成90°倾角时,采收率最低.水驱和聚合物驱联合作用碳酸盐岩油藏,水平裂缝地层最终采收率最高.     

聚合物凝胶-微球颗粒-表面活性剂堵调驱提高采收率技术

采用树脂胶结非均质岩心开展堵调驱组合提高采收率实验研究.结果表明:聚合物凝胶+微球+表面活性剂的"堵+调+驱"组合段塞注入方式相比单一段塞注入效果更好,采出程度比水驱提高34.78％.该技术可协同发挥聚合物凝胶封堵水窜通道,调整吸水剖面,微球深部液流转向,表面活性剂提高驱油效率的作用,从而大幅提高采收率.B油田现场试验...     

特低渗透油藏天然气非混相驱实验

利用单层和双层物理模型,开展了特低渗透油藏注天然气开采模拟实验。单层模型实验结果表明,特低渗透油藏天然气驱同水驱相比不仅可以提高驱油效率,还能提高微观波及效率;天然气驱采收率比水驱采收率高4.50%,水驱后注天然气的开采效果更好,可提高采收率幅度达12.50%;未见气与低气液比阶段内油井的产能高,是主要生产期。双层非均质模型实验结果表明,由于油藏内实际的层间渗透率级差比实验室内测定的级差大得多,同一套开发层系内低渗透层不具备吸气能力,气体完全进入高渗透层,高渗透层的开发效果非常好;天然气在高渗透层中形成窜流后,剩余油主要分布于低渗透层中,需要用凝胶体系对高渗透层进行封堵;封堵后,低渗透层的吸气能力非常强,能被充分开发利用,双层非均质模型的采收率由30.85%提高到55.91%。     

层内非均质性下聚合物驱对油田开发影响

为明晰层内非均质性控制条件下,聚合物驱对海上油田剩余油分布及开发特征的影响,根据相似原理,参照油田实际储层和流体特征参数,开展了不同非均质性下的水驱和聚合物驱室内模拟实验。实验结果表明:水驱过程中无水采收期长短与非均质程度成反比,当非均质性较强时,低渗层剩余油富集,变异系数与水驱采收率成反比;相比于水驱开发方式,聚合物驱能够有效抑制高渗层中窜流现象,有效扩大波及体积,不同非均质性模型实施早期注聚后,同期采油速度显著提高,最终采收率较水驱采收率提高13.01%~16.69%,聚驱采收率与渗透率级差成反比;对于非均质性较强储层,聚驱后低渗层仍有大量剩余油富集,可布置调整井进行挖潜;对于非均质性较弱储层,采取调堵结合的策略,充分动用剩余油。通过实施针对性调整挖潜措施,明显改善了油田聚驱开发效果,能够为海上同类油田开发提供借鉴。     

聚合物驱后交联聚合物深部调剖技术室内试验研究

为了避免聚合物驱后恢复水驱时含水率迅速上升,研制了交联聚合物深部调剖剂冻胶107,并对其配方进行了优化。通过平行管流动试验,分高、低两种渗透率模拟油藏非均质性,研究聚合物驱后的压力、各种渗透率层的采收率和含水率的变化。试验结果表明,聚合物驱后直接进行深部调剖,流动性较强的深部调剖剂将主要进入高渗透孔道,对高渗透层造成封堵,为了使组合调剖剂能进入深部高渗透层,提高原油采收率,必须按照先弱后强的顺序,尽可能早的注入组合调剖剂。     

原油黏度和注入时机对凝胶调驱效果影响研究

利用天然油砂填制的均质模型和层内非均质模型模拟海上油田高渗疏松砂岩油藏,在不同原油黏度下进行了Cr3 交联聚合物凝胶调驱效果及其调驱时机对调驱效果影响物理模拟实验.结果表明,层内非均质填砂模型很好地反映了地层的非均质状况,Cr3 交联聚合物能有效地封堵高渗层或高渗透条带,调整吸液剖面,扩大波及范围.随着原油黏度的增加,流度比增大,调驱效果下降,采收盎降低.调驱时机对Cr3 交联聚合物调驱效果存在影响,含水率为40%的调驱效果好于含水率为98%的调驱效果.     

高渗区分布形态对砾岩油藏聚合物驱窜流的影响

储层非均质性导致的驱替介质窜流是制约砾岩油藏注水、注聚合物开发的主要因素之一。根据克拉玛依砾岩油藏的非均质分布情况,针对油藏高渗区呈连通、零散及复合分布特征设计3种可视化填砂模型。通过水驱和高、低2种质量浓度聚合物驱实验,分析不同非均质性分布下水驱窜流与聚合物驱窜流特征;选用弱凝胶和凝胶颗粒2种调驱剂来封堵窜流通道,探索不同类型非均质窜流的针对性治理方法。结果表明,高渗区之间的连通、零散及复合分布均易导致水驱窜流,中、低渗区及非主流线上的高渗区原油难以得到有效动用。不同非均质模型中聚合物驱窜流特征和治理方法不同:当高渗区连通或复合分布时,低质量浓度聚合物驱(1 000 mg/L)仍窜流明显,增大聚合物质量浓度(2 000 mg/L)能够扩大对非主流线上高渗区的波及,采收率大幅度提高,但中、低渗区原油仍未得到有效动用,凝胶颗粒调驱是治理聚合物驱窜流的最佳方法;当高渗区零散分布时,低质量浓度聚合物驱采收率增幅明显,而高质量浓度聚合物驱采收率难以大幅度提高,弱凝胶调驱是治理聚合物驱窜流的最佳方法。     

海上Q油田聚合物微球在线深部调剖技术研究与应用

本文针对目前渤海海上稠油油田经过长期注水开发,指进现象严重,窜流通道导致注入水低效循环的现状,油田的主要矛盾及对策:由于地层非均质性、油水黏度差异导致主力层注水水窜,波及体积小,油藏采出程度低,注水调驱(扩大水驱波及体积)势在必行。在弱凝胶调驱、氮气泡沫驱和可动凝胶调驱技术的基础上,运用新型纳米微球具有良好注入性和选择性的封堵特性,开展了聚合物微球技术的室内研究和矿场先导试验。结果表明:新型纳米微球技术能有效封堵稠油油田开发中后期疏松砂岩形成的大孔道,改变液流方向,提高注入水利用率,扩大注入水波及体积,显著改善水驱开发效果。新型纳米微球技术的推广应用对海上稠油油田的控水稳油工作的深入开展具有重要意义。     

低初黏可控聚合物凝胶在油藏深部优势渗流通道的封堵方法及应用

聚合物凝胶调剖技术可以有效治理水驱油层水流优势渗流通道并提高采收率。通过建立凝胶调剖剂在非均质渗透层间渗流的理论模型，分析了凝胶调剖剂的黏度对优势渗流通道封堵的作用效果；研发了低初始黏度、具有pH值响应、成胶强度和交联时间可控的聚丙烯酰胺/柠檬酸/铬凝胶体系。在10 m长岩心和3管并联岩心进行封堵模拟实验，测试了聚合物凝胶体系剪切后的自修复黏度等流变学参数，研究了分流率、注入压力以及凝胶封堵的微观形态。研究结果表明：聚合物凝胶体系的低初始黏度是优先封堵地层深部高渗透层优势渗流通道、扩大波及体积的关键参数，聚合物凝胶体系的初始黏度低于10 mPa·s、延迟交联时间控制在30 d以上。长岩心封堵后水驱各段压力梯度比注入聚合物后续水驱时提高了6.55倍；经扫描电镜微观测试发现在岩心不同位置孔隙中存在明显的膜状凝胶；在并联岩心中，当低初黏可控聚合物凝胶进入水窜流的高渗层封堵后，注入水高渗层分流率由72.7%降低为0.7%。大庆油田1井组（6注12采）深部调剖现场试验结果表明，注水压力从7.8 MPa上升到9.8 MPa；8口连通油井日产液量下降16.2%，阶段累积增油563 t。低初黏可控聚合物凝胶对油藏深部优势渗流通道实现了有效封堵。     

尕斯库勒N_1-N_2~1油藏深部调驱体系室内实验研究

本文针对尕斯库勒N~1-N_2~1油藏矿化度高,非均质严重,不具备常规聚合物驱的油藏地质条件,通过大量的室内实验研究,研制出了一种新型抗盐交联聚合物可动凝胶体系,优化了凝胶体系的配方;并对凝胶体系的驱油效果进行了物理模拟实验评价。实验研究结果表明,新型抗盐凝胶体系对该油藏具有良好的适应性,可有效封堵高渗透层、改善注入水剖面,并有很好的驱油作用,提高采收率可达到11.34%左右。     

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。     

非均质砾岩油藏绒囊流体辅助聚合物驱效果

非均质砾岩油藏高渗通道与低渗通道共存时,常规聚合物驱大幅度提高采收率困难。绒囊流体中囊泡在高渗通道低流动阻力诱导下进入并大量堆积,降低高渗通道与低渗通道间流动阻力差,促使驱替介质转向进入低渗区,提高油藏采收率。选择45 mm×45 mm×300 mm渗透率200~1200 mD人造岩心,模拟多种渗流通道,并联渗透率10~1200 mD的岩心模拟非均质储集体,驱替压力为0.11~0.57 MPa,水驱和聚合物驱后,高渗与低渗岩心原油采收率差值为16.69%~37.93%,且随渗透率比值的增大而增大。随后注入0.6 PV绒囊流体,低渗岩心原油采收率较高渗岩心高11.15%~19.97%,驱替压力为33.89~39.12 MPa,高渗与低渗岩心内流体流动阻力差反转,驱替介质转向进入低渗岩心,原油采收率提高8.17%~11.54%,提高驱油效果显著。在克拉玛依油田七东1区砾岩油藏TX井和TY井应用,分别累计注入绒囊流体150 m3和123 m3,井口压力升高4.70 MPa和1.28 MPa,对比注入前后90 d,日产油量分别提高64.15%和17.74%,整体含水率下降7.94%和10.91%,说明绒囊流体辅助聚合物驱提高采收率可行。