低渗透油藏改变驱替方向微观机理研究

为了深入探究大庆油田低渗透油藏改变驱替方向提高水驱采收率的机理,利用人造平板岩心和光刻玻璃模型进行水驱油实验,验证改变驱替方向进一步提高水驱采收率的效果。将水驱后的微观剩余油分为5种类型,重点研究了改变驱替方向后各类剩余油的动用比例和驱替运移机理。应用数值模拟技术对现场反九点井网进行模拟,验证了改变驱替方向在现场实际中的可行性。研究结果表明:对于低渗透岩心,随着渗透率的增加,改变驱替方向采收率提高值逐渐增大,水驱采收率的提高值最高可达8.8个百分点;改变注入方向后,簇状剩余油动用比例最大,平均为34.3%;盲端剩余油动用比例最小,平均为15.2%。该项研究为大庆油田低渗透油藏注水调整措施的制订提供了理论指导与技术支持。     

特高含水期驱替倍数量化表征及调整对策

特高含水期油藏经过长期注水开发,在平面、纵向上存在驱替不均衡现象,影响水驱开发效果。为了达到均衡驱替的目的,利用数值模拟技术提出了驱替倍数量化表征方法,识别表征油藏不同位置处驱替程度的差异,根据驱替倍数与剩余油饱和度及采出程度的关系对其进行分级评价,将特高含水期油藏分为弱驱富集区、强驱替区、高耗水区和无效注水4个区域,并确定了不同区域驱替倍数的分布模式,在此基础上形成了提高弱驱富集区驱替倍数,转变强驱替区液流方向,注采调配控制高耗水区,封堵调控遏制无效注水等均衡驱替技术对策。针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组提出了井网调整优化方案,现场实施后提高水驱采收率1.43%,应用效果较好。     

特高含水期油田“四点五类”剩余油分类方法

特高含水期油田的油水分布状况复杂,需要明确其剩余油的定义、属性分类方法和水驱开发潜力评价方法。在油藏水驱极限驱油效率研究和渗流力学分析的基础上,选取油水渗流特征点对应的4个含油饱和度为剩余油分类界限点,建立了特高含水期油田"四点五类"剩余油属性分类方法。将特高含水期油田剩余油划分为富集油、相对富集油、可动用油、难动用油和残余油5类,分析了这5类剩余油的具体属性、开发调整对策及措施方向。根据提出的油田水驱开发潜力评价方法,将特高含水期油田水驱开发潜力划分为水驱极限潜力、可动用潜力和难动用潜力3类,并对中国石化10个中高渗透油田的剩余油属性分类和水驱开发潜力进行了分析,结果表明,特高含水后期普遍分布的剩余油以难动用油为主,局部富集的剩余油以相对富集油为主,注水开发极限潜力巨大,但近4/5为难动用潜力油藏。特高含水期油田"四点五类"剩余油分类方法明确了剩余油的分布特征,为制定不同类型剩余油开发调整措施提供了理论依据。      

陆相砂岩油藏特高含水期开发指标变化规律

针对传统线性特征的驱替曲线都不再适用于特高含水期油藏的情况，提出了一种综合含水率和采出程度之间的非线性关系方程式，可直接描述特高含水期油藏宏观开发指标变化规律或驱替特征。结果表明：不管油藏曾经历的开采历史是否存在水驱井网加密、聚合物驱等重大调整措施，只要油藏在特高含水期处于相对平稳的开发状态，采出程度与综合含水率呈非线性关系。所提非线性关系得到了水驱油藏概念模型模拟结果的验证，已用于含聚驱历史真实油藏开发后期的指标分析。对于陆相大型油田的部分开采单元及其整体，该关系在特高含水期大部分呈现出90%以上的符合率，由此得到了值得油田中长期规划参考的含水上升率、递减率、采收率等开发指标预测结果。     

复杂断块油藏高含水期合理井距确定方法及其影响因素

井网加密调整是复杂断块油藏高含水期改善开发效果的重要措施,合理注采井距的确定是决定井网加密调整效果的关键.以一注两采井组为例,以均衡驱替为目标,以油水两相不稳定渗流理论为基础,考虑断块油藏储层物性、剩余油分布和地层倾角等因素,建立了复杂断块油藏高含水期合理井距确定方法,并采用油藏数值模拟进行了验证分析.结果表明,对于水驱方向垂直构造线方向的一注两采井网,在其他储层条件和剩余油饱和度相同的条件下,地层倾角越大,达到均衡驱替所需的注采井距比越大;注采井间储层渗透率、油井含水率差异越大,达到均衡驱替时所需的注采井距比越大.数值模拟验证结果表明,在地层倾角为10.、油井含水率均为90％时,该方法计算出注水井左右两侧注采井距的比值为1.264,按此结果进行井网部署,10a末注水井左右两侧油井含水率分别为96.85％和97.13％,2口油井含水率相差0.28％,总采出程度为38.37％,比均匀布井可提高采出程度5.81％.     

致密砂岩油藏裂缝与基质间渗吸特征及主控因素

为提高致密砂岩油藏水驱基质动用程度,以鄂尔多斯盆地A83区块长8储层为研究对象,建立了基于核磁共振在线扫描的岩心水驱渗吸实验,研究了裂缝性致密砂岩储层水驱开发中基质的动用特征,从孔隙尺度定量评价了3类孔隙的采出程度,并对影响渗吸效率的4个因素进行了分析。结果表明,水驱动态渗吸过程可以划分为3个阶段：驱替作用下大孔隙采出程度快速增加、渗吸作用下微小孔隙采出程度缓慢增加、动态渗吸达到平衡。渗吸过程中微小孔隙动用程度最大,对总采出程度的贡献率最高,中孔隙作为连接微小孔隙和大孔隙的流动通道,动用程度最小。整个动态渗吸过程就如同一个有机体,想要最大程度提高总采出程度,就必须控制好驱替速度（0.1 mL/min）、表面活性剂质量分数（0.05%）和焖井时间（占总时间75%）,最大程度地发挥渗吸和驱替2种采油方式的作用,确保在提高微小孔隙采出程度的同时也尽可能地增大大孔隙的采出程度。     

岩心循环饱和油水驱替实验剩余油成因解释

目前对油藏剩余油成因的解释主要为部分储层单元未被驱替到或原油未能从驱替到的储层单元内被驱替出,然而实际油藏严重水驱区域仍含有大量剩余油的事实表明,传统分析不能充分解释剩余油的存在。通过从油藏某一单元驱替-再次饱和油-再次驱替角度对剩余油进行了解释,提出了"动态剩余油"和"动态束缚水"这一概念,并与低渗储层临界水饱和度进行有效区分。室内单一岩心循环原油饱和、驱替的实验表明,再次饱和油时原油饱和度降低可达到50%,再次驱替时剩余油饱和度增加也可达到20%,说明了实际油藏动态剩余油和动态束缚水存在的可能性;虽然不能科学地用于实验性能对比,单一岩心多次驱替仍被证明具有一定的实验价值。     

复杂断块油藏高含水期剩余潜力精细化定量表征研究——以魏岗油田四区Ⅳ断块为例

为了精确描述复杂断块油藏高含水期剩余油分布规律和有效剩余潜力区,提高复杂断块油田整体开发水平,综合应用地质建模、数值模拟、数理统计和综合分析等手段,开展了魏岗油田四区Ⅳ断块高含水期剩余油分布规律研究。按水驱开采状况评价思路,提出将剩余油按水淹程度、采出程度、驱替倍数及流动区域等不同分类标准进行精细化定量表征。     

改变微观水驱液流方向提高剩余油采收率试验研究

为了弄清特高含水油藏微观剩余油类型及提高剩余油的动用效果,进行了微观水驱油特征试验研究.在分析剩余油的几何特征和建立孔喉特征分析方法的基础上,进行了剩余油分类.采用微观可视化驱替试验、图像识别与统计等方法,定量分析了改变液流方向对微观剩余油的影响.试验结果分析表明:不改变液流方向的水驱剩余油饱和度为20.90%;改变液流方向后,继续水驱后剩余油饱和度降为9.69%;改变液流方向后原油采收率可提高11.2百分点.研究表明,改变液流方向后,随着注水量增加,分支状和连片型剩余油饱和度呈指数递减,油膜状、柱状和滴状剩余油饱和度先增大后减小,符合二次多项式函数关系.研究结果为水驱提高剩余油采出程度提供了理论基础.      

特低渗透油藏水驱规律及最佳驱替模式

为了进一步改善特低渗透油藏开发效果，提高水驱采收率，通过大量特低渗透油藏水驱开采特征研究，揭示了特低渗透油藏的水驱规律：在注水开发过程中，特低渗透油藏会首先沿现今最大水平主应力方向注、采井间开启注水动态裂缝，随着注水压力的升高，或将开启与之成最小角度的注采井连线方向裂缝，导致注入水沿裂缝方向注采井无效循环，造成油藏水驱开发效果很差。等值渗流阻力法计算结果也证明了面积驱替径向渗流转为裂缝线性侧向驱替平行流后可大大降低渗流阻力。由此提出了“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”的井网转换模式。井网模式的转换避免了注水动态裂缝导致的注入水无效循环，消除了动态裂缝对储层非均质性的影响，减小了渗流阻力，扩大了水驱波及程度。现场应用效果显著，单井产能增加了一倍，平面波及系数提高了43.2%，水驱采收率提高了19.3%。     

明十四块整体调驱工艺技术

随着油田开发的不断深入,储层的孔隙结构和物性参数均发生了较大的变化．往往在注采井之间形成大孔道或高渗透条带。注入水沿大孔道或高渗条带窜流严重,水驱油效率变低。特别是油田进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度加剧,平面上剩余油分布更加零散,针对明十四块层间、层内矛盾突出,吸水剖面极不均匀,注入水沿高渗透层无效循环,区块主力层系进入高含水期的问题,采用DJ凝胶调驱、SP水膨体堵剂、酸性单液法调驱等调剖调驱技术对明十四块进行整体调驱,解决了该区块措施挖潜的余地小、难度大、产量递减快等突出矛盾．达到了提高油藏水驱控制和动用程度、减缓油藏递减、改善区块整体开发效果的目的。     

GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF OIL RESERVOIRS FLOODED BY WATER AND POLYMER

油藏地球化学研究是水驱综合挖潜、聚驱精细调整开采剩余油的基础,采集萨尔图油田北一断西区聚合物驱前后2口小井距对比检查井的葡一组油砂样品51件,通过岩心分析获得油藏剩余油黏度、流度、含油饱和度、驱油效率等实验数据.实验研究结果表明,水驱后和聚合物驱后油藏剩余油黏度、流度、含油饱和度、驱油效率分布都呈现一定的非均质性特征,聚合物驱后较水驱后油藏剩余油变稠,剩余油开采潜力明显降低,驱油效率显著提高,驱油效率和含油饱和度的非均质性减弱;聚合物驱技术能够提高各种物性油藏的驱油效率,水驱技术能够提高高中低渗透油层的驱油效率,但在特高渗透油层则“无效循环”且随渗透率增大呈下降趋势;提高水驱油藏驱油效率的方法是降低剩余油黏度或提高水驱溶液的黏度即加入黏稠化学剂;提高聚合物驱油藏驱油效率的方法是降低剩余油黏度、提高聚合物驱溶液黏度或改善油层物性.     

碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞单元储量精细分类评价

针对前期碳酸盐岩缝洞型油藏探明储量分类评价成果无法满足油藏精细开发及提高采收率工作的需要的问题,以缝洞识别为基础,动静结合,从缝洞单元内储量的有效控制及动用状况出发,把缝洞单元储量分为未控制储量、井控未连通储量、连通难采出储量和连通易采出储量,形成了缝洞单元储量精细分类评价方法。应用缝洞单元储量精细分类评价成果,开展了完善井部署、注采调整及流道调整等综合调整工作,有效提高了储量动用效率和采收率,改善了开发效果。     

胡状集油田胡5块剩余油宏观分布研究

通过利用静动态资料,分析了小层沉积微相对注人水运动规律的影响和断层、注采井网、储层非均质性对剩余油分布的控制,从储量的水淹状况、剩余油主要分布类型、小层动用状况三方面研究了胡状集油田胡5块剩余油宏观分布形式.结果表明,影响胡状集油田胡5块剩余油分布的主要因素是受地质构造控制,水驱未控制油层型和受控而未见效的差油层型都有一定的潜力,采出程度在5%-20%间的小层是现阶段的主要潜力层.通过实施调整挖潜措施,油藏开发效果得到了明显好转,注采井数比和水驱控制程度都得到了很大提高.     

低渗透油藏水驱注采压差优化研究

针对渤南五区低渗透油藏储层非均质性强、剩余油分布复杂、水驱动用程度差异大的问题,以五点法井网为例,根据流线分布特征将井网划分为多个计算单元,利用流管法计算得到各个计算单元水驱开发指标。以均衡驱替为目标,以各计算单元内的注采压差为优化变量,综合考虑储层物性及剩余油分布的非均质性,应用优化算法得到了各计算单元的最优注采压差。研究表明,各计算单元的剩余油饱和度差异越大,达到均衡驱替时要求的时间越短,各调控单元所需的注采压差相差也越大。数值模拟结果表明,该注采压差优化方法能够明显减少各分区的剩余油分布差异,提高采收率2.6%。研究成果可有效指导低渗透水驱油藏的开发决策。     

喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果

喇嘛甸油田是非均质多油层砂岩油田,经长期注水驱替后地下油水分布十分复杂,剩余油在空间上呈高度分散状态。近年来实施了大量挖潜措施,有必要对特高含水期水驱开发效果进行分析与评价。选取递减率、含水上升率、存水率、地层压力和水驱控制程度等指标对开发效果进行评价。评价结果表明:自然递减率、含水上升率得到有效控制;存水率较高、地层压力保持合理水平,地层能量充足,具有较高生产能力;水驱控制程度高,各类油层得到有效动用;面临综合含水率高、剩余油分布高度零散、各层系各套井网含水率差别变小,水驱挖潜难度增大等问题。对油田水驱开发效果评价,为油田高含水期挖潜提供了科学指导。     

双河油田注水倍数和驱替倍数对采出程度影响

运用数值模拟方法,利用Ｅｃｌｉｐｓｅ 数值模拟软件和油藏工程技术,提出注水倍数和驱替倍数的具体计算方法,分析注水倍数和驱替倍数对井组不同位置采出程度的影响。研究表明：在注水初期,单元采出程度上升很快,当注水倍数达到０.５ 倍孔隙体积时,单元采出程度上升开始趋缓。井组的不同检测点呈现不同的规律：主对角线上离注水井越近,单元采出程度越高;中垂线和生产井等距点上越接近主对角线,单元采出程度越高;注水井等距检测点上单元采出程度变化基本相同。油层驱替倍数越高,采出程度越高,水驱开发效果越好,当驱替倍数小于２０ 倍时,单元采出程度上升较快,驱替倍数超过２０ 倍时,上升趋势变缓。根据以上结论,当水驱过程中注水倍数较小时,可继续提高注水倍数达到提高采收率的目的。当注水倍数较大、驱替倍数较小时,可通过改变液流方向达到提高采收率的目的。     

特高含水油藏聚驱后非均相驱渗流规律

目的针对特高含水油藏窜流问题严重、聚合物驱流度控制能力有限等问题,探索特高含水阶段非均相驱微观渗流特征。 方法通过微观可视化渗流实验、均质条件驱油及非均质条件调驱实验,评价了特高含水阶段水窜规律和聚驱对注水剖面的调整能力。 结果在特高含水阶段,注入聚合物和非均相体系后,驱替压差有效提高,最终采收率较水驱提高了32.8%;非均相体系的注入可在聚驱后继续动用低渗岩心中的剩余油,低渗填砂管采收率较水驱提高了38.1%。非均相体系有效动用了各类微观剩余油,含量显著降低。 结论非均相体系能够对窜流通道实现有效封堵,改善多孔介质的微观非均质性,促使驱替液转向并进入未波及区域,对剩余油实现有效的动用,进而提高原油采收率。      

多层水驱油藏均衡驱替注采参数协同优化方法

由于储层非均质性及开发措施的影响，易造成水驱过程驱替不均衡。基于统计学方法，提出了采用克里斯琴森均匀系数定量评价多层水驱油藏开发过程中均衡驱替程度，以最大化均衡驱替为目标建立了分层注采参数优化数学模型，采用协方差矩阵自适应智能进化算法进行求解，形成了多层水驱油藏注采参数协同优化方法，并通过实例验证了方法的可靠性。将建立的新方法应用于胜利油区胜坨油田坨142 油藏典型井组，通过对比智能协同分层注采参数优化前后结果，相比于原始方案克里斯琴森均匀系数提高了3.49%，累积产油量增加1.024×10⁴m³ ，同时含水率降低1.34%。表明该方法可以精准地控制各层间的配产和配注，有效地改善水驱油藏层间和井间的均衡驱替状况，实现注采参数和剩余油分布的精准匹配。     

特高含水期剩余油分类评价方法

特高含水期剩余油分布日趋复杂,挖潜难度越来越大,明确剩余油开发潜力是特高含水期油藏提高采收率的基础。综合考虑特高含水期剩余油空间分布、富集程度、耗水特征及经济可动性,从剩余油可动用资源、区域可开发潜力等方面,提出了剩余油可动用系数以及剩余油可采潜力因子2个综合评价指标,构建了特高含水期剩余油分类评价综合指标集;在此基础上,利用Xie-Beni指数改进了模糊C均值聚类（FCM）算法,对特高含水期油藏剩余油进行无监督聚类评价,形成了特高含水期剩余油分类评价新方法。以孤岛油田西区北为例,开展了特高含水期剩余油分类评价以及挖潜调整研究。结果表明：该方法可精准确定剩余油潜力优势部位,针对孤岛油田西区北Ng3-4单元的各类剩余油潜力评价结果,分别提出了相应的挖潜措施,指导了单元层系井网互换转流线调整工作,措施调整后单元提高采收率2.1%,可采储量增加29×104 t。