高含水油田微观水驱油机理实验研究

采用高含水油田储层岩样分析的孔隙结构特征,制作相对均质和条带非均质仿真微观模型,设计不同的注采系统,进行水驱油实验研究。实验表明模型的孔隙结构的分布特征和注采系统是影响油水运动规律的主要因素。高含水期水驱油微观驱油机理是:两端被水淹的孔道中的连续油在喉道处被卡断形成油滴被流动的注入水携带驱出;改变压力场的压力分布,使在水淹区内某些孔隙或孔隙群中的驱替压力差足以使其中的不动剩余油变成可动油被驱替采出。     

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     

非均质线性模型水驱油试验研究

为了确定岩心组合方式、渗流方式、渗透率的大小、非均质性等对驱油效率和剩余油分布的影响,首先选取不同的天然岩心,运用岩心组合技术,建立起不同的非均质模型;然后结合物理模拟技术,用恒速法进行水驱油试验。试验发现:平面非均质模型单向渗流时,剩余油饱和度和驱油效率与岩心渗透率无关,而与岩心所处位置密切相关,从模型的入口到出口,剩余油饱和度递增,驱油效率递减;低中高模型剩余油分布较均匀,而高中低模型剩余油集中分布在低渗透岩心;模型的驱油效率与其等效渗透率、非均质性相关;纵向非均质模型驱替后,剩余油主要分布于渗透率最低的岩心。研究认为:在平面非均质性比较严重的油层,可采取高渗区注水,低渗区采油,这样可以获得较高的采收率;在纵向非均质性比较严重的油层,可采用化学调剖堵水封堵高渗透层、改善吸水驱替剖面或者分层注水开采的方式来获得较高的采收率。     

大孔道油藏聚驱后微观剩余油分布规律及提高采收率实验室研究

应用微观仿真模型驱油技术，模拟大孔道油藏，研究聚合物驱后剩余油的微观分布规律。讨论了注聚驱油后微观剩余油分布规律的研究方法、分布规律；对注聚后油藏的增产挖潜进行了实验室研究；用预交联凝胶颗粒进行单填砂长管驱油，提高采收率达15％；用预交联凝胶颗粒进行平面模型调驱结合驱油，提高采收率为2．4％左右；用预交联凝胶颗粒进行三并联调驱，提高采收率达1．5％。并且投入产出比达1：45，可以考虑现场施工应用。     

聚驱后油藏井网调整与深部调剖三维物理模拟实验

针对聚合物驱后油藏剩余油分布特点,提出了井网调整与深部调驱相结合的提高采收率方法。孤岛油田中一区Ng3注聚区为模型原型,以相似准则为理论基础,设计并制作了平面非均质三维物理模型;研制了具有自组装特性的聚合物微球,优选出由BS与AES复配而成适用于目标油藏的乳化剂体系;原始一注四采五点法井网注聚后采收率为34.1%,在进行驱替试验的同时,采用电阻率法测量了模型中含水饱和度分布;调整原始井网,对非均质油藏模型分别注入聚合物溶液和聚合物微球与乳化剂复合体系深部调驱2组实验。结果表明,2个方案均可以提高聚驱后油藏采收率,单一聚合物溶液提高6百分点,而聚合物微球与乳化剂复合体系可提高采收率16百分点。分析各驱替阶段剩余油分布情况,聚合物微球与乳化剂复合体系能够封堵高渗层,使后续驱替液转向进入两侧低渗区域。     

注采耦合技术提高复杂断块油藏水驱采收率——以临盘油田小断块油藏为例

复杂断块油藏具有断块小、纵向上小层多的特点,注水开发后期剩余油分布受控于平面和层间非均质性,常规注水提高采收率较为困难.应用注采耦合技术可提高复杂断块油藏剩余油的动用程度,以临盘油田三角形封闭断块油藏为数值模拟研究模型,结合其地质特点及剩余油分布将其划分为7个特征区,研究注水和开采过程中各特征区的压力、剩余油饱和度以及液流速度的变化特征.结果表明,注采耦合技术注水阶段在压差作用下,中心区剩余油被水驱至夹角区和夹角间区,并在开采阶段随压力降低而采出;中心区的剩余油饱和度动用程度最高,为5.2％.利用数值模拟方法对注采耦合周期内的压力恢复水平、压力保持水平以及注采比等参数进行了优化,优化结果为油藏压力系数保持在0.8～0.9,采用注采比为1.5恢复压力.注采耦合技术通过复杂断块油藏内压力的交替变化,改变油藏内流场,扩大油藏水驱波及面积,从而提高复杂断块油藏的剩余油动用程度和水驱采收率.     

砾岩油藏聚合物驱微观机理研究

应用微观透明仿真刻蚀模型和平面填砂模型研究了砾岩油藏聚合物微观驱油机理。微观模型驱油实验结果表明，聚合物可驱替砾岩油藏喉道和孔道中的剩余油，不能驱出盲端剩余油；油的流动机理，在亲水模型中以剪切夹带为主，而在亲油模型中以拉丝、桥接为主。平面填砂模型聚合物驱实验中明显看到形成油墙，波及体积增加，水驱剩余油明显减少。6种平面填砂模型聚合物驱提高采收率程度不同，最终采收率有较大差别。砾岩模型的最终采收率低于砂岩模型，这是由于砾岩油藏中不流通孔道和盲端较多，残留在其中的油较多。砾岩模型的非均质性越严重，聚合物驱的效果越好。砾岩储层岩心颗粒均匀充填模型的聚驱采收率增值为10．56％，主流线两侧充填密度不同的、主流线充填密度较高的及均匀充填的3个以陶瓷颗粒模拟砾岩颗粒的填砂模型，聚驱采收率分别为9．95％，9．06％及8．87％。聚合物驱仍能用于水驱后的砾岩油藏。图14表1参12。     

非均质油层聚合物驱后粘弹性支化预交联凝胶颗粒驱提高采收率技术

为研究非均质油层聚合物驱后粘弹性支化预交联凝胶颗粒（B-PPG）进一步提高剩余油采收率机理及驱油效果,设计了非均质微观玻璃刻蚀网络模型驱油实验、可视化平板夹砂模型驱油实验和非均质平行双填砂管调驱实验。结果表明,非均质微观玻璃刻蚀网络模型驱油实验中,聚合物驱后剩余油主要分布在未波及到的低渗透区及高渗透区的边角区域,聚合物波及孔道中的剩余油主要以油膜和油珠的形式存在。B-PPG颗粒在不同孔径的孔道以阻塞—变形方式运移,致使驱替液不断发生转向,从而提高波及系数;B-PPG颗粒能有效地改善油层的非均质性,并有利于解决聚合物驱后水窜问题,可视化平板夹砂模型驱油实验较聚合物驱可提高采收率为21.7%。非均质平行双填砂管调驱实验中,注聚合物段塞调驱效果有限,转注B-PPG颗粒悬浮液段塞后可有效地改善非均质油层吸水剖面,使低渗透油层得以开发,非均质平行双填砂管调驱实验较聚合物驱可提高采收率为22.9%。     

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。     

聚合物驱后剩余油分布核磁成像实验研究

聚合物驱后剩余油分布特征是选择进一步提高采收率技术措施的重要依据。通过利用核磁成像技术，在二维纵向层内非均质物理模型和五点法井网仿真平面非均质物理模型上对聚合物驱后剩余油分布特征进行了实验研究。实验结果表明，核磁成像实验方法所得模型剩余油分布特征与常规实验方法所得结果基本一致。由核磁成像实验方法确定的聚合物驱后剩余油分布特征是，对于二维纵向层内非均质物理模型，剩余油主要分布在中、低渗透层；对于五点法井网仿真平面非均质物理模型，剩余油主要分布在远离注入井的边、角区域。     

陆相储层非均质性及其对油藏采收率的影响—以冀东高尚堡和胜利永安镇油藏为例

储层非均质性主要包括层间非均质性、层内非均质性和平面非均质性。通过冀东和胜利等油藏开发研究表明,层间非均质性导致注水开发中主力小层的单层突进、主力层过早水淹、非主力层油气动用程度低和驱油效率低;层内非均质性控制和影响单砂层内注入剂波及体积,直接决定水驱效率,是影响层内剩余油分布的关键因素;平面非均质性直接影响到注入水波及面积和波及效率,从而控制剩余油在平面上的分布。为此采用了细分开发层系、分层注水、开展流动单元精细研究等地质和开发措施,可以有效地降低各类非均质性对油藏最终采收率的影响。     

油藏渗透率纵向非均质分布对水驱采收率的影响

影响油藏水驱采收率的因素很多，大体上可分为地质因素和开发因素两大类。地质因素中，油藏不在透率纵向匀质分布是影响油藏水驱采收率的一个重要因素，它可用微旋回性，发布类型变异系数，平均渗透率，垂直渗透率与水平渗透率之比以及渗透视经具体排列位置６个参数来描述。     

桥口油田非均质复杂断块油田提高采收率技术研究

桥口油田位于东濮凹陷的中部,属典型的非均质油藏,由于油藏平面及纵向上非均质严重,低渗层水驱动用难度大,油田因高速开发过早进入中高含水期,开发水平变差,水驱采收率偏低。针对油田非均质严重,水驱采收率偏低的开发现状,研究应用了适合油田特点提高采收率技术,平面上利用大位移定向井技术,部署调整井,降低油藏平面非均质性;纵向采取以堵水、储层压裂改造为主的产液结构调整及以分注、增注注水结构调整相结合,降低油藏纵向非均质性,实现层间转移。通过实施,使油藏平面、层间矛盾逐步缓解,油田采收率得到提高,为同类油藏提高采收率提供了可借鉴的经验。     

低渗透储集层微观水驱油机理研究--以西峰油田庄19井区长82储集层为例

西峰油田庄19井区长82储集层属低渗透储集层.采用真实砂岩微观模型水驱油实验（包括单模型和组合模型）对研究区的水驱油机理及影响水驱油效率的因素等进行了较为系统的分析研究,逼真、直观地模拟了水驱油过程中流体的渗流特征及残余油分布规律,为该井区及同类型油藏制定合理的注水开发方案提供了一定的依据.     

非均质亲油砂岩油层层内油水运动规律的数值模拟研究

我国东部地区主要储油层属于陆相沉积,非均质性极为严重。在一个油层内部,纵向上的渗透率差异可达几十倍。陆相河流三角洲系统的沉积物从泛滥平原、分流平原到三角洲前缘部位在不同沉积条件下形成了不同结构的油砂体。例如:泛滥平原河道主流线部位往往形成具有明显正韵律的河床砂岩;在河流进入分流平原后,水流减缓而多改道,往往     

水平井注水动态模拟研究

为了评价面积０．１６ｋｍ２（４０英亩）的五点井网水平井系统（水平注水井和水平生产井）和垂直井系统（垂直注水井和垂直生产井）注水开发的原油采收率，进行了二维和三维模拟研究。三维模拟结果表明，在水－油流度比一定的情况下，垂向渗透率与水平渗透率的比值、注采速度、油层厚度等参数对采收率几乎没有影响。无论垂直井还是水平井系统，采收率都随流度比的增加而减少。由此断定，流度比是影响采收率的主要参数。这与Ｃｒａｉｇ，Ｇｅｆｅｎ，Ｍｏｒｓｅ等人的常规注水试验结果一致。但是，用水平井系统所得到的采收率比垂直井系统的高。已经推导出，在一个假想的５点法井网中随流度比变化的体积驱油效率相关曲线，可用这种曲线估算设想参数范围内的采收率。     

正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜--以孤岛油田中一区Ng53层为例

孤岛油田是一个高渗透、高粘度、高饱和的河流相正韵律沉积的疏松砂岩油藏,Ng3-4砂层为曲流河沉积,Ng5-6砂层为辫状河沉积。运用室内实验、矿场测井和动态监测、油藏数值模拟技术,根据Ng5-6砂层正韵律厚油层层内夹层分布特征及实际注采状况,建立了水井钻遇夹层、油井钻遇夹层、夹层在油水井之间三种类型12种注采模式,研究了不同注采模式下的剩余油分布规律及层内夹层对剩余油的控制作用。结果表明,层内夹层对剩余油分布的影响程度取决于夹层厚度、延伸规模和垂向位置。针对孤岛中一区Ng53正韵律厚油层地质特征和特高含水期顶部剩余油富集规律,提出了实施水平井挖潜的原则,并优化了水平井位置、水平段长度、生产压差和提液时机等参数。矿场实施16口水平井,取得了较好的效果,在井区综合含水率已达93.7％,采出程度高达45.3％的情况下,水平井初期产油量达18-33.5t/d,是周围直井的3-4倍,综合含水率只有38.8％,比周围直井低30％-50％。     

周期性水动力法提高砾岩油藏原油采收率的机理

对于非均质程度很高的砾岩油层,采用周期性注水方式可以大幅度地提高原油采收率。周期性脉冲式注水可以在地层中造成不稳定压力状态,在薄含水层中造成剩余压力。借助于毛细管力可以使含油薄层的含水饱和度提高,增加水淹层的含油饱和度。根据砾岩油藏具有高渗透主力油层连片集中分布的特点,可将已有的面积注水井网按高渗透层的主体延伸方向,组合为排状注水井网,然后针对地下不同情况实施定向、轮向周期性水动力注水。采取这种注水方式可以进一步扩大注水波及系数,提高原油采收率。     

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%。     

多维非均质砂岩油藏聚合物驱后剩余油分布规律

应用大庆油田开发的相控建模软件（ISGR）建立了四种河流相非均质砂岩油藏概念模型：辫状河、曲流河、低弯曲分流河、顺直分流河。应用全隐式聚驱油藏数值模拟软件对这四种模型进行了从水驱到聚驱的整个驱油过程的模拟，使用ECLIPSE的FLOVIZE插件对驱油过程进行了三维显示。并对水驱后聚合物驱对剩余油分布的影响进行了初步的分析，研究了模型中的沉积微相、废弃河道、水平夹层、侧积夹层、韵律等因素对剩余油分布规律的影响。