改性淀粉凝胶与三元复合驱体系的组合调驱研究

采用双层非均质岩心模型,将调剖和驱油结合,评价不同级差条件下8种开发方案提高采收率的效果。结果表明,岩心渗透率为30×10^-3/1000×10^-3μm²时,单独聚合物驱和三元驱使含水率下降约15%,采收率分别提高6.7%和8.3%。用改性淀粉凝胶封堵后,三元驱岩心含水率下降至44%,明显低于聚合物驱和水驱的最低含水率60%、70%,三元驱、聚合物驱及水驱采收率增幅分别为23.5%、19.2%和10.1%。三元驱能有效启动低渗层位,三元复合驱对低渗层位剩余油的开采效果明显好于聚合物驱。“改性淀粉凝胶体系+三元复合驱”组合调驱采收率增幅为40.4%,好于二者单独作用时的采收率增幅加和35.6%,并比“铬凝胶+三元复合驱”组合调驱采收率增幅高4.3个百分点。岩心渗透率为30×10^-3/2000×10^-3 μm²和30×10^-3/500×10^-3μm²时,“改性淀粉凝胶体系+三元复合驱”组合调驱采收率增幅分别为45.3%和34.4%,三元驱提高采收率25.1%和22.2%,油藏非均质性越严重,该组合调驱体系开采效果越好。     

碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率关键技术

中国碳酸盐岩缝洞型油资源量丰富,探明石油地质储量达29.3×10⁸ t,已经成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领域。由于深埋5 500 m碳酸盐岩缝洞体的描述精度低、流动模式多样、模拟预测难度大,注水窜流易造成油井暴性水淹,导致采收率低仅为15.9%,此类油藏开发是世界级难题。经过多年的研究与实践,形成地球物理描述、地质建模、注水注气和酸压改造等提高采收率系列技术,单元应用后储量动用率提高了42%,同时已提高采收率2.3%,对同类深层、超深层强非均质性油藏开发具有借鉴作用。     

高浅北区稠油油藏空气泡沫驱实验

高浅北区稠油油藏平均地层温度65℃,原油地下黏度90.34 mPa·s,已经历多次调剖调驱,含水已达97%。为了寻找提高采收率接替技术,进行了空气泡沫驱室内实验研究。微观模型驱油实验表明,泡沫驱的主要机理是封堵和乳化作用。在静态空气氧化实验中,该油藏原油可在模拟油藏条件下缓慢氧化,氧化速率为（2.261×10^-5～2.448×10^-5 molO₂·h^-1·[mL(oil)] ^-1,随压力、温度升高而增大。在物理模拟驱油实验中,在水驱采收率12.35%的基础上,依次进行的空气驱、空气泡沫驱、后续水驱、后续空气驱分别提高采收率36.47%、14.12%、11.18%、0;驱替过程中产出气中CO₂和O₂含量变化指明原油发生了氧化;注入压力变化指明空气泡沫的封堵作用。对于高浅北区稠油油藏,空气泡沫驱是可行的。     

缝洞性碳酸盐岩油气藏开发对策——以塔河油田主体开发区奥陶系油气藏为例

塔河油田奥陶系油气藏是典型的古岩溶缝洞性碳酸盐岩油气藏,开发初期采取滚动勘探开发模式、分批次动用储量、“点、线、面”复合直井井网控制储量、以地震属性的提取与分析为主的储层预测与识别技术、深度酸压和侧钻水平井等技术取得了较好效果,使开发井建产成功率由不足60%提高到85%以上,探明石油地质储量突破5×10⁸t,油田年产量达到350×10⁴t。随着开发进程的深入,对缝洞储集体的识别精度不够,缝洞性油藏储量的可信度低,开发中后期缺乏提高采收率和单井产能的对策等方面影响了开发效果的进一步提高。为此,下步的开发工作中应采取以下措施:1)以动用储量或可采储量作为开发方案编制或调整的依据;2)用直井加水平井的复合井网增加对储量的控制;3)重新划分开发单元;4)采用单井控制储量规模确定合理开发井数;5)以合理生产压差确定单井配产。     

大庆长垣外围特低渗透扶余油层CO2驱油试验研究

大庆长垣外围特低渗透的扶余油层有3.7×10⁸t储量在常规注水开发条件下不能经济有效动用。以探索适合扶余油层地质特点的经济有效开采方式和提高单井产量、采收率为目标，采用室内实验和数值模拟的综合方法进行了CO₂驱油问题的研究。通过实验测定了扶余油层CO₂驱替的相关参数，对几种驱替方式进行了比较；根据相关参数，利用数值模拟方法，对扶余油层CO₂驱油矿场试验方案进行了优化，制定了矿场实验的注入方案。室内实验结果和矿场试验生产动态综合分析表明，CO₂非混相驱油适应于大庆长垣外围特低渗透扶余油层，但由于试验区油藏的非均质性导致气窜严重。因此，抑制气窜，提高波及效率是扶余油层改善CO₂驱替效果的关键。     

文72-467井组注气先导试验数值模拟研究

文南油田已动用的石油地质储量中,渗透率小于20×10~(-3)μm~2的低渗透储层的地质储量有1747×10~4t,占全油田储量的27.24％。这部分储量注水困难、井况较差、油井产量低。“注气开发”是国内外针对低渗透油藏最为有效的开采方法。本文针对文南油田文 72-467注气井组的地质特征,利用多组分模型软件,完成了三维地质模型的建立,生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注天然气开采,能大幅度地提高该区块的原油采收率。     

河南油田二类储量聚合物驱潜力与应用

河南油田自1996年9月在九个区块开展了一类储量(<70℃油藏)聚合物驱,目前一类储量聚合物驱已进入尾声;为了缓解油田产量递减,开展了高温聚合物驱二类储量(70~80℃油藏)潜力评价,共有七个二类储量单元可进行工业化推广应用,地质储量3215.3×104t,聚驱控制储量1901.1×104t;其中双河油田江河区V上层系已于2004年5月进行现场实施,截止到2005底,日产油由107t上升到157t,含水由95.24%下降到92.77%,累积增油1.4555×104t,仍处于产量上升期;根据数值模拟预测,二类储量单元聚驱后可提高采收率6.72%,增加可采储量127.75×104t。     

长春弱挥发油油藏的开发经验

长春油田是1988年发现的弱挥发油油藏,油田属于断块油气藏,油田开发采取边外注水,高速开发的政策。1990年达历史最高年产油量63.4×10⁴t,1994年降为7×10⁴t,1999年已降到2.85×10⁴t,综合含水从初期的不含水增大到86.3%,油田处于晚期开发。油田开发表现的特征与溶解气驱开发类似。预测采收率仅为27%左右,较数值模拟理想方案低23%。针对以上问题,阐述了该油藏的地质特点和烃类流体类型,总结了油田开发的历程、开发特征和开发经验。提出了开发挥发油及弱挥发油油藏,保持饱和压力以上是开发好此类油藏的关键,应列为此类油藏开发的最重要原则。强调了数值模拟技术在油气藏开发中的重要作用。     

一种新型油田高渗透层封堵技术——超细纤维封堵剂

为了探索油田开发过程中各种驱替方式下有效解决厚油层内部高渗透层或平面上高渗透条带对驱油效果的影响,考察了超细纤维封堵剂——CZZL-10对填砂管和人造岩心的封堵效果。水驱填砂管实验结果表明,CZZL-10驱替后填砂管的渗透率比水驱时降低了90%以上,驱替压力增大10.6倍;聚合物驱封堵实验结果表明,加CZZL-10驱后的渗透率比单独聚合物驱时降低了80%以上,驱替压力增大7.4倍。人造均质岩心实验结果表明,岩心渗透率高,CZZL-10的封堵效果明显。岩心水测渗透率分别为435×10^-3、666×10^-3、953×10^-3 μm²时,CZZL-10对岩心的封堵率分别为40.0%、66.7%、57.6%,岩心残余阻力系数分别为1.6、3.0、2.1。封堵后岩心最低水测渗透率为222×10^-3 μm²,达到了堵而不死的目的。用超细纤维聚合物溶液封堵3层非均质岩心,非均质变异系数越大、渗透率级差越大的岩心,高渗透层封堵效果越好,高渗透层分流率大幅下降,中、低渗透层分流率大幅上升,实现了扩大波及体积,提高采收率的目的。     

深层低渗透敏感稠油油藏降黏引驱技术研究及应用 ——以胜利油区王家岗油田王152块为例

为了有效动用开发难度极大的深层低渗透敏感稠油油藏,以胜利油区王家岗油田王152块为例,在深入分析开发难点和渗流机理的基础上,创新性提出降黏引驱开发技术,利用单管填砂驱油模型实验、油藏工程方法和数值模拟方法,开展深层低渗透敏感稠油油藏的开发技术界限研究。研究结果表明：生产井降黏吞吐引效,注入井早期变浓度连续驱替、后期变浓度段塞降黏驱替的降黏引驱技术开发深层低渗透敏感稠油油藏,能提高采出程度14.3%。同时优化并确定了降黏引驱的驱替方式、引效周期、降黏体系浓度及注入量等开发技术关键参数。王152块王152-斜6井组先导试验结果证实,截至2020年9月,井组日产油量峰值为11.5 t/d,比试验前提高了5.4倍,驱替生产157 d,累积注入量为6 534 m3,所有采油井均已见效,井组累积产油量为856 t,开发效果明显改善,预测提高采收率为11.0%,实现了深层低渗透敏感稠油油藏从未动用到有效动用的转变。