多轮次调剖效果逐次递减机理研究

针对注水井多轮次调剖存在的增油效果逐次递减的现象,应用平板物理模型、油藏数值模拟方法研究了多轮次调剖效果逐次递减的机理。结果发现,多轮次调剖效果逐次递减的机理主要有五个,即多轮次调剖影响面部分重叠、调剖效果随径向距离增加而减弱、封堵时机引起调剖效果逐次递减、注入工艺引起调剖效果逐次递减和堵剂部分失效引起调剖效果逐次递减等。通过应用多轮次调剖系列堵剂、适当增加堵剂用量、优化每一轮调剖的封堵时机和注入压力,可以减缓多轮次调剖效果的逐次递减。     

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。     

低浓度交联聚合物在油田中的应用

简要介绍了低浓度交联聚合物体系调驱机理,综述了国内外交联聚合物体系应用概况;剖析了低浓度交联聚合物体系在国外三个高温高盐油藏的应用实例,给出了低浓度交联聚合物调驱典型工艺和应用技术界限.     

胜坨油田不同含水期油水平面运动规律

以胜坨油田沙二段1-3砂层组河流相正韵律油层和沙二段7-8砂层组三角洲前缘相反韵律油层为研究对象,采用地质统计、数值模拟和动态监测等方法,分析了不同含水期油水的平面运动规律。研究表明,在中低含水期,正韵律油层平面油水运动明显受沉积亚相带的控制,局部水淹带形成早,反韵律油层平面油水运动主要受注采井网控制,水淹带形成较晚;在高含水期,正反韵律油层水淹程度加剧,沉积亚相带的控制作用减弱;在特高含水期,正反韵律油层水淹均十分严重,主要受注采井网的控制,沉积微相带对剩余油分布起到一定的控制作用。     

水平井开发低渗透砂岩油藏

论述了低渗透砂岩油藏遥基本特征。结合国内外水平井实践，对水平井开发低渗透砂岩油藏做了深入研究。结果表明，水平井开发低渗透砂岩油藏有较大的优势，可以明显地改善其开发效果。可广泛地应用于压降较大的新、老油田的开发。     

CO2-原油混相带运移规律及其对开发效果的影响

CO2-原油混相带的运移规律对混相驱效果具有重要影响,目前尚未形成系统的认识。通过组分数值模拟和数学推导,研究了混相带运移变化规律及对采收率的影响。结果表明:混相带前缘突破前,前缘和后缘波及系数、无因次面积线性增大,无因次宽度达到峰值0.14后逐渐减小,而前缘和后缘指进系数增大速度越来越快;混相带前缘突破时,无因次面积达到最大约0.22;混相带后缘突破后,前缘和后缘波及系数上升速度大幅度下降,无因次面积、无因次宽度、指进系数逐渐减小后趋于稳定;混相带前缘突破前和后缘突破后,洗油效率和膨胀系数分别保持为常数,波及系数增大是影响开发效果的根本因素,可采取焖井、水气交替、耦合注采、封堵主流线区域等措施扩大波及系数。     

疏松砂岩稠油层含油饱和度测井解释校正方法探讨 ——以济阳坳陷沾化凹陷馆陶组为例

针对含油饱和度的测井解释过程中通常重视Archie公式中岩石电阻率参数的研究与选取,很少考虑油层中油水赋存状态的影响。浅层疏松砂岩稠油层具有与常规油层不同的油水赋存状态,以"孤立水滴"形式存在于孔隙体积中的水被油分隔,很难形成导电网络,导致利用Archie公式解释得到的稠油层含油饱和度值比实际值偏高,因此需要对饱和度的测井解释进行优化校正。本文选取济阳坳陷沾化凹陷馆陶组稠油油藏为研究目标,阐述了产生"孤立水滴"赋存方式的主要因素是储层孔隙结构,并以油基泥浆取心分析含油饱和度作为标准,采用实验分析和解释方程对比两种方式,通过CT图像分析、Archie公式、毛细管压力曲线反算含油高度和含水率方程反算等方法,初步确定解释值的校正量为4.1%～5.4%,平均为5%,这为浅层疏松砂岩稠油层的含油饱和度解释校正提供了依据,也为稠油层含油饱和度的校正研究提供了方法和思路。     

基于相似流动替换法预测水平井产量

随着水平井技术在油气田开发中运用得日益广泛,准确预测水平井产量变得至关重要。以水平井周围椭球体等压面为基础,将水平井的渗流划分为近井地带若干个椭圆形供给边界中一点汇的渗流问题以及远井地带的线性渗流问题,基于相似流动替换法以及等值渗流阻力法求得水平井产量计算的新公式。通过实例分析以及与Borisov 等较为经典的产量公式计算结果相比较,新公式计算结果大,但与实际生产数据的相对误差最小,约为10.09%。分析表明,这是因为新公式推导过程中考虑内部渗流场为一个个椭圆形组成的椭球体,内阻较小,而Borisov等产量公式中将内部渗流场简化为拟圆形组成的圆柱体,内阻较大,使得计算结果与实际生产数据相对误差较大。因此新公式不仅能够准确预测水平井产量,而且符合水平井客观渗流模式。     

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。     

CO2驱油与封存安全监测体系的构建及实践 ——以黄土塬地区特低渗透油藏为例

黄土塬地区地表条件复杂,特低渗透油藏CO2驱井网密度大、注入压力高、易气窜以及为减缓气窜以水气交替开发为主的特点造成CO2泄漏点源多、强度高,以致该区域CO2监测点位布局和监测精度要求高,现有安全监测体系难以适应。通过对黄土塬地区特低渗透油藏CO2泄漏风险进行识别,分析CO2在地质体的空间运移特征,构建了涵盖盖层、井筒、深层和浅层地下水、地表土壤、地表水和大气的立体化多指标CO2安全监测体系,并在此基础上,开展了矿场CO2安全监测实践,进一步建立了CO2封存安全评价体系。安全监测和评价结果表明,CO2注入后各指标未出现异常,试验区未发生CO2地质泄漏,CO2封存安全等级为Ⅰ级。