肇州油田含水饱和度对气体渗透率的影响试验研究

本文针对肇州油田低渗透特征和试验空气驱的需要,通过室内岩芯驱替试验,通过不同注入压力的驱替实验,岩心中有水存在时,曲线的线性程度增加,即气体在含水岩心中的滑脱效应减弱。岩心中含有地层水时,其流动速度将急剧降低,当含水饱和度降低到0.6～0.7时,气体将会在岩心中形成固定通道,发生气窜。     

延长油田低渗透油藏二氧化碳驱油影响因素室内实验研究

针对延长油田低渗透油藏,通过开展岩心注气物理模拟实验,探索提高低渗透油藏CO2驱油开发效果影响因素及其规律。实验表明,不同驱替压力下,注入压力越高,采收率越高,注入压力高于最小混相压力后,采收率不再增加,采收率最高可达66.68%;并且注入压力增加,气体突破时间延迟;注入速度越高,采收率和换油率越高,CO2驱油开发效果越好,生产汽油比也越高;岩心渗透率高于1.26×10-3μm2时,渗透率增大,采收率差别不大,但相比水驱,采收率提高程度较大;岩心渗透率低于1.26×10-3μm2时,渗透率增大,采收率增大,但相比水驱,采收率提高程度较小。     

低渗透储层岩心室内水驱油实验研究

低渗透储层由于其渗透低、储层物性差,给油田开发造成了很大的困扰。为了研究低渗透储层岩心的水驱规律,选取了该储层的岩心进行室内驱替实验研究,分析了注入PV数和采收率、含水率、注入端压力的关系。实验研究表明,低渗透储层岩心在进行驱替实验驱替速度与中高渗储层岩心有所差异,速度不宜大;水驱油驱替实验时有启动压力,启动压力随岩心渗透率的增大而减小;无水采油周期相对较短,含水率随注入PV数的增加而迅速增加;采收率随注入PV数增加呈现升高的趋势,渗透率不同的岩心注入相同PV数,渗透率高的岩心最终采收率高。     

环江油田长8水井酸压增注工艺技术探讨

三叠系长8为环江油田2009-2010年主力建产区块。主要开采层位长81,井网形式为480×130菱形反九点,油藏埋深2680-2720m,平均砂层厚度22.2m,平均油层厚度16.2m,岩心分析孔隙度10.8%,渗透率0.69×10-3μm2。原始驱动类型为弹性溶解气驱,属超低渗岩性油藏,地层水矿化度39.84g/L,水型为CaCl2水型。     

表面活性剂降低注水井注入压力室内实验研究

针对外围油田部分注水井注入压力高，注水驱替效率低及套损井不断增加等情况，开展了表面活性剂降低注水井注入压力室内实验研究。室内实验表明，55℃表面活性剂体系油水界面张力达到10^-2mN/m数量级，且具有较好的界面张力稳定性。岩心驱油降压模拟实验表明，表面活性剂体系驱替0．5倍孔隙体积（PV），后续水驱替压力下降48％左右。注入表面活性剂体系后，油水界面张力降低，残余油民度下降，水相相对渗透率上升，注主压力下降。     

两性离子型聚合物调驱体系与中低渗储层的适应性研究

为了评价两性离子型聚合物调驱体系在葡北油田中低渗储层的注入性、封堵性以及选择性封堵能力,模拟葡北油田油藏条件,利用单管均质岩心注入实验测定两性离子型聚合物调驱体系在不同渗透率岩心中的阻力系数、残余阻力系数和封堵率,利用三管均质岩心并联实验测定高-中-低渗各层的分流率.结果表明:该调驱体系在渗透率小于0.1μm2的储层中...     

表面活性剂降压增注技术在低渗透油田应用研究

针对胜利油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加情况,开展了表面活性降低注入井注入压力实验研究,室内进行了表面活性剂体系界面张力、界面张力稳定性能研究,在天然岩心上进行了表面活性剂体系降低驱替压力物理模拟实验及确定现场注入参数实验研究。实验结果表明,研究出的表面活性剂体系120℃条件下油水界面张力达到10-2mN/m数量级,且具有较好的界面张力稳定性;岩心驱油降压物理模拟实验。后续水驱潜压力下降30%以上。在现河油田进行了2口井现场试验,两口井见到了表面活性剂降压效果。     

回注污水水质对油藏储层渗透率影响规律

研究回注污水水质对油藏储层渗透率影响规律对油田提高注水效果具有重要意义。针对大庆杏南油田7种不同渗透率的油藏天然岩心,设计了6种不同水质的污水(不同浓度及粒径的悬浮固体浓度、不同含油量)室内岩心流动实验,揭示了污水水质对油藏储层渗透率的影响规律。结果表明:污水中悬浮物对储层的堵塞类型为贯穿性堵塞、过渡性堵塞和浅部堵塞三种形式,其中贯穿性堵塞起主要作用;堵塞形式主要受水中悬浮物粒径控制;建立了6种回注污水对不同渗透率储层的影响图版,为油田现场提供了技术指导;针对大庆杏南油田,建议3×10~(-3)、7×10~(-3)、20×10~(-3)、50×10~(-3)μm~2储层注入回注污水界限为5.3.1水(悬浮固体浓度5 mg/L、粒径3μm、含油量1 mg/L),110×10~(-3)、180×10~(-3)μm~2储层注入回注污水界限为5.5.2水,250×10~(-3)μm~2储层适合注入回注污水界限为8.5.2。     

驱油速度优化设计实验研究

一个油田的可采年限不仅取决于原油地质储量,也取决于油田的开发速度。当水驱油的速度较小时,水能够进入的驱油孔道较少,不利于提高采收率,但大孔道被突破的速度较慢,大孔道的驱替效率就较高。因此注水开发过程中存在一个最优的水驱油速度。利用平均渗透率为80×10~(-3) μm~2左右的人造岩心开展岩心驱替实验,研究不同提液时机、驱替速度对采出程度的影响,从而确定最佳的提液时机和驱替速度。     

海上油田水驱后气水交替驱室内实验和数值模拟研究

为了提升油藏的生产潜力,以海上N油田为研究对象,开展了室内岩心水驱转气水交替驱实验研究.长岩心注气驱替实验比短岩心能准确反映流体流动参数,因此进行了长岩心水驱转气水交替驱提高采收率的对比.实验验证了气水交替驱可保持地层压力、增强原油流动性并减缓气窜.基于室内长岩心水驱转气水交替驱实验结果,应用岩心数值模拟方法拟合含水率与采收率曲线,确定气水交替驱数值模拟参数,进而得到可靠的岩心数值模拟模型.在此基础上分析注入速度、注入周期、转驱时机及渗透率对气水交替驱开发效果的影响.结果表明:增大注入速度、增加注入周期可有效降低含水率,延长开采时间.     

不同渗透率条件下聚表剂驱适应性评价实验

为探究聚表剂驱在不同渗透率条件下的适应性规律,改善其在驱油领域中的运用,采用与天然岩心孔隙结构无明显的差异的贝雷岩心模型,开展驱洗型A、驱洗型B两种聚表剂体系与不同渗透率油层的匹配关系实验,研究了不同类型聚表剂在不同渗透率岩心条件下对驱油效果的影响,分析了不同驱油体系在贝雷岩心中的采收率、注入压力变化以及采出液黏度和浓度规律。实验结果表明,岩心渗透率K=272×10~(-3)μm~2条件下,驱洗A采收率增幅较大。岩心渗透率K=625×10~(-3)μm~2条件下,驱洗B采收率增幅较大,因此,与驱洗A相比,驱洗B适应的岩心渗透率更高;在注入PV数相同条件下,岩心渗透率越高,采出液黏度越大,化学剂浓度也升高。     

三元复合体系的注入方式对驱油效果影响研究

在模拟大庆油田油藏条件下(45℃,原油粘度9.8 m Pa·s),用1 600万、1 900万、2 500万聚合物配制成浓度分别为1 000、1 500、2 000、2 500 mg/L的三元复合溶液,并在渗透率为100、300、500、700、900×10-3μm2的人造岩心上开展流动性实验,测定各组实验的阻力系数和残余阻力系数,从而优选出与油层渗透率匹配性较好的三元复合溶液。在三元复合驱实验中,用优选出的1 600万和2 500万聚合物配制成不同浓度的三元复合溶液并驱替非均质(平均渗透率300×10-3μm2,变异系数0.72)人造岩心的水驱剩余油,得到了各方案不同阶段采收率、含水率的变化规律,从而优选出最佳注入方式。     

表面活性剂降压增注技术在低渗透油田应用研究

针对大庆外围油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加情况,开展了表面活性降低注入井注入压力实验研究,室内进行了表面活性剂体系界面张力、界面张力稳定性能研究,在天然岩心上进行了表面活性剂体系降低驱替压力物理模拟实验及确定现场注入参数实验研究。实验结果表明,研究出的表面活性剂体系55℃条件下油水界面张力达到10^-2mN／m数量级,且具有较好的界面张力稳定性;岩心驱油降压物理模拟实验。后续水驱潜压力下降30％以上。在朝阳沟油田进行了4口井现场试验,两口井见到了表面活性剂降压效果。     

西达里亚高温高盐油藏表面活性剂驱油实验研究

为改善西达利亚高温高盐油藏开发效果,开展了表面活性剂驱油实验研究,使用阴离子型+阴-非离子型XH+YF-2复配体系,考察了注入速度、注入段塞大小以及注入时机对岩心驱油效果的影响。结果表明,注入速度过低、过高均会使得岩心驱替实验的采收率较低,合理驱替速度应为2 m L/min;当注入量为0. 3 PV(孔隙体积)时,采收率增幅最高;转注复配体系的时机越早,总采收率越高。综合考虑现场应用,在含水率70%情况下注入复配体系较为适宜。     

大庆葡南油田固井工艺及对策

1区域储层地质特征葡南油田位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣葡萄花构造向南延伸部分,两翼倾角2~3,°整体表现为中间高,两侧低。该油田平均井深1860m,从上到下发育三套油层系,即黑帝庙、葡萄花和扶余油层,各油层储层基本情况如下表:油层名称埋深压力系数破裂压力梯度平均有效孔隙度平均空气渗透率特征黑帝庙油层300m~650m 0.71~0.75 33.5%2740×10-3μm2浅气较为活跃的稠油葡萄花油层1040m~1100 m 1.45 1~.65 1.72~13.8 PMa/100m24.3%167×10-3μm2高压油层扶余油层1750m~1810 m 1.20 1~.45 1.65~71.9 PMa/100m9%1.7×10-3μm2低渗透率油层…     

CO2驱配套采油工艺设计及问题的解决思路

葡南扶余油田主要开发目的层为特低渗透扶余油层,渗透率平均1.03×10-3μm2,储层喉道半径0.37-0.61μm,流体渗流特点为非达西渗流,存在启动压力梯度,注水开发渗流阻力大,造成油层产能低,油井日产油不足1t,其开发效果和经济效益均较差。为探索该类油藏有效动用方式,计划在葡462区块开展二氧化碳驱先导性试验,解决渗透率小于2×10-3μm2油藏能量补充的问题。本文借鉴大庆油田同类区块CO2驱试验的宝贵经验,对配套的采油工艺进行设计;并针对同类区块在开发过程中暴露出的问题,超前储备技术对策,保证CO2驱试验在我厂顺利开展。     

高含水油藏CO_2驱机理深化研究

CO_2是高含水油藏提高采收率的有效手段,但高含水油藏驱替机理比较复杂。本文应用室内试验研究表明,CO_2驱替孔吼半径为0.01μm,能够驱替水驱驱不到的剩余油;高含水油藏CO_2-水对储层岩石溶蚀作用导致渗透率、孔隙度增大;油藏条件下,CO_2在油中的溶解能力是在水中溶解的9.7倍,注入的CO_2主要溶解的地层原油中。研究成果对高含水油藏CO_2驱提高采收率技术现场实施具有重要指导意义。     

纳米乳液驱油体系性能评价及驱油机理分析

针对低渗透油田开发困难的问题,开发了一种纳米乳液驱油体系,评价了纳米乳液与油田地层水的配伍性、界面张力性能、对岩心润湿性的影响,并通过室内岩心驱替试验评价了纳米乳液的驱油效果,分析了纳米乳液提高采收率的作用机理。评价结果显示:纳米乳液平均粒径为24.7 nm,与地层水具有较好的配伍性能;纳米乳液溶液能使原油界面张力降低到10~(-3)m N/m数量级,同时使岩心向中性润湿方向改变,质量分数0.2%纳米乳液溶液能提高原油采收率15%。     

低渗透油田表面活性剂驱优化研究

针对低渗透油藏低渗透率、低孔隙度和后期开采含水率高的特点,对三次采油活性剂驱替方案进行了优化。研究表明:实验室所配制的磺酸盐表面活性剂在地层的吸附损小于2mg·g-1,当地层温度为45℃时,低浓度活性剂油水界面张力也能保持在10-3mN/m以下,符合油田三次采油要求。当油田含水率在90%以下,活性剂的浓度为400ppm,表面活性剂注入量为0.6～0.7PV时,表面活性剂驱替效果达到最佳。     

海上油田注水水质对储层伤害的模拟实验

油田注入水悬浮物和含油超标,会引发悬浮物颗粒、油滴及沉淀物聚集,造成储层的伤害,导致注水井的注入压力逐渐升高,油田长期欠注,进而影响油田的开发效果。针对以上问题,利用岩心驱替实验考察了渤海油田注入水质对岩心渗透率的影响规律。结果表明,随着注入水中悬浮物含量及悬浮物粒径中值的增大,岩心渗透率逐渐降低,注入水对岩心的伤害性越强;注入水中油对岩心的伤害程度要远低于悬浮物;当油和悬浮物同时存在时,对岩心的伤害会产生叠加效应。