海上多层稠油聚合物驱产液指数变化主控因素

针对海上稠油聚合物驱过程中部分井产液能力存在明显下降的问题,通过构建基于渗流力学理论的多层油藏聚合物驱产液指数计算模型,研究了影响产液指数变化的主控因素。结果表明,油井产液指数在转注聚合物后依次经历上升段、下降段、平稳段和回升段;无因次产液指数最大降幅受聚合物黏度、注聚合物时机以及渗透率级差的影响显著,波谷时机受原油黏度、渗透率级差、低渗层相对厚度以及聚合物吸附能力倍数的影响显著,据此进一步提出了无因次产液指数最大降幅及波谷时机计算公式;海上油田典型注聚合物条件下,产液指数平均最大降幅为53.1%,波谷时机对应聚合物平均累计注入孔隙体积倍数为0.250 PV. 研究成果对聚合物驱产液指数预测、方案设计与调整具有重要指导意义。     

基于均衡驱替的多井干扰下产液量优化方法

为实现水驱油田多井干扰下均衡驱替,采用油藏数值模拟和实例验证方法,提出以驱替突破系数作为均衡驱替新标准,并将实际驱替分为油井水井均衡、油井不均衡但水井均衡、油井均衡但水井不均衡、油井水井不均衡4种模式,针对每种模式,研究建立了合理液量优化方法,通过注采调配,实现了多井干扰条件下均衡驱替。研究表明:驱替突破系数小于3时为均衡驱替,驱替突破系数大于3时为非均衡驱替,驱替突破系数介于3~14时为注采调配优化方法的最佳适用范围。研究结果为油水井配产配注提供了新的措施和思路。     

渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响

储层层间物性差异是影响非均质油藏聚合物驱采收率的重要因素。为揭示由水驱转为聚合物驱过程中的产液指数的变化规律,通过物理模拟实验研究了岩心渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响。结果表明,由水驱转为聚合物驱的过程中,产液指数变化整体上经历水驱上升段、聚合物驱速降段、聚合物驱缓降段以及聚合物驱回返段四个阶段;在非均质岩心实验中,储层渗透率级差变化对聚合物驱阶段的产液指数下降幅度具有明显影响,具体表现为聚合物注入后产液指数、采收率随渗透率级差的增大而减小。研究结果对于判定存在储层渗透率级差油藏的聚合物驱合理产液下降幅度、预测产液下降周期具有一定的指导意义。     

注聚见效油井工况影响因素分析及措施研究

胜一区注聚试验明显见效后,随着油井含水的下降,见聚浓度的增加,有杆泵油井泵效下降,回压升高;电泵井产液量下降,吨液耗电量增加。根据聚合物驱油的矿场资料,分析了聚合物驱对举升工艺的影响,并针对存在的问题采取了确定合理沉没度、加药降低油井回压、电泵改抽油机、大泵改小泵和螺杆泵等措施,收到了较好的效果。     

渤海S油田聚合物驱受效井合理井底压力分析

为研究渤海S油田注聚合物阶段油井合理井底压力界限,利用油藏工程方法及数值模拟技术,推导了聚合物驱受效井合理井底压力界限的计算公式,并利用现场数据进行验证。研究结果表明,对于反九点井网条件下的聚合物驱受效井,其合理井底压力界限主要受地层压力、水驱阶段井底压力、注聚合物时机、含水率的影响。井底压力位于合理压力界限内的油井,聚合物驱效果较好。该研究成果为油田提高聚合物驱效果,扩大注聚合物区块提供了理论依据。     

复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究

针对东辛油田营１３ 断块油藏储层非均质严重、地层倾角大、井网不规则、水驱不均衡的问题,运用非活塞式水驱油理论,综合考虑储层物性非均质和剩余油饱和度非均质等多种因素,以一注多采井组为例,建立了断块油藏新区和高含水期油井产液量的优化方法。计算分析表明,为实现注水开发在平面上的均衡驱替,油井调整产液量时要综合考虑地层倾角、油层厚度以及目前油井含水率等因素的影响。对于垂直构造线方向的一注两采井组,地层倾角越大,高部位与低部位油井产液量的分配比例越大;油井含水率差异越大,低含水井与高含水井产液量的分配比例越大;两侧井区厚层相差越大,油井产液量的分配比例越大;储层渗透率差异对 达到均衡驱替所需的油井液量的分配比例影响相对较小。将研究成果应用到营１３ 断块油藏的注采调整中,日产油能力上升至１１０.. ３ ｔ／ ｄ,综合含水由９５.. ６％降至９１.. ７％,提高采收率２.. ４％,取得了较好的开发效果。     

聚合物驱油藏油井堵塞机制与防治

油田广泛长期应用聚合物驱对应的油井堵塞严重,液量下降,严重影响聚合物驱后油藏的进一步开发。针 对胜利油田聚合物驱油藏,利用X射线衍射仪（XRD）、扫描电子显微镜（SEM）等方法分析油井堵塞产物组分与 构成;通过模拟不同堵塞物流体与近井储层条件,研究油井堵塞的堵塞程度与影响主控因素。结果表明,聚合物 驱油藏油井堵塞物主要为发生一定交联并嵌入吸附地层矿物盐、黏土的聚合物团聚体,占比为65.6%;其次为地 层出砂颗粒与胶结物、原油,分别为17.8%、16.6%。地层出砂颗粒造成多孔介质封堵是油井近井堵塞的主控因 素,聚合物衍生交联与吸附团聚形成的聚合物团聚体加剧了油井堵塞程度。基于聚合物驱油藏油井堵塞机制, 实施堵塞油井近井原油清洗+聚合物胶团氧化降解、中远井高效固砂防治的油井解堵防砂一体化防治方案具有 良好的应用效果,平均单井提液86.8%。     

埕岛油田馆陶组上段油藏合理产液量及注水量矢量优化方法

埕岛油田馆陶组上段油藏进入中高含水期后,受储层非均质性强、水线不均匀突进、多井组生产相互干扰严重等因素的影响,注入水在地下驱替不均衡,直接影响油藏的整体开发效果。为此,提出合理产液量及注水量矢量优化方法,建立驱替突破系数的概念,确定均衡驱替界限为驱替突破系数等于3,并将实际油藏驱替模式分为4种,确定适用于不同驱替模式下的油水井合理产液量和注水量,达到实现油藏均衡驱替的目的。应用该方法在埕北11N井区的7个井组进行了矿场提液试验,截至2015年12月累积增油量为2.7×10~4t,预计评价期内(15a)采收率可提高5%。     

G271区长X油藏空气泡沫驱实验研究

G271长X油藏非均质性较强,水驱主向油井含水上升速度较快,侧向油井受效差,压力保持水平低。实施加密后井网水驱优势方向未得到有效改善,水驱矛盾仍然突出。为均衡平面水驱,改善油藏开发效果,提高采收率,在油藏中北部加密区选择5个注水井组开展空气泡沫驱实验研究,实验表明空气泡沫驱技术在加密井网条件下通过泡沫液能封堵裂缝及高渗段,气体进入致密孔喉可减小注水易水淹的风险,对应5口侧向油井液量上升、2口主向油井含水下降,效果初显。     

安塞油田长6油藏油井见水分析及增产技术对策——以塞158区块为例

安塞油田塞158区块有效孔隙度11.0%~13.25%,平均渗透率0.82 m D~2.90 m D,为典型的特低渗透油藏,以注水驱为主,伴随注水开发时间不断延长,含水上升速度加快,目前含水80%以上油井51口,占总开井数14.9%;油井含水上升后,通过注水井配注调整控制效果较差,笔者从渗流机理出发,对51口高含水井分析其见水机理,并针对不同见水原因提出从堵水调驱、隔采、酸化解堵三个方面着手改善渗流,控制油井含水上升。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

影响聚合物驱采收率因素的研究

通过室内物理模拟驱油实验,考察了水油黏度比、地层渗透率、聚合物注入量对聚合物驱效果的影响.结果表明,当岩心渗透率为1.5μm2,地下原油黏度为50.7 mPa·s时,聚合物驱的合理水油黏度比为0.06 ～0.6;聚合物驱提高采收率的最佳地层渗透率为2.0 μm2;水驱后转注浓度为3 000 mg/L的聚合物溶液,提高采...     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱实践与认识

下二门油田核二段Ⅱ油组属于普通稠油油藏,油层厚度薄、非均质严重、地下原油粘度大。经过20多年的水驱、聚合物驱及后续水驱开发后,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差。二次聚合物驱采用井网调整技术、注采参数优化技术、全过程调剖技术、动态调整技术等关键技术,取得了较好的矿场应用效果。实践表明二次聚合物驱能较好地改善该油藏的开发效果,是进一步提高采收率的有效途径。下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱是国内第一个开展二次聚合物驱的单元,其成功经验为类似油藏的开发提供了借鉴。     

聚合物驱开采指标测算方法研究

本文在总结聚合物驱矿场试验实践经验笔结合数值模拟理论计算分析的基础上,研究确定聚合物驱主要开采指标的变化范围,采用油藏工程方法建立聚合物驱采液量,综合含水,采油量和增油量的变化模式,形成简便,快速,实用的聚合物驱开采指标测算方法,为编制聚合物驱规划方案提供了实践和理论依据。     

一类典型油藏注聚时机研究

聚合物注入时机会影响水驱后提高石油采收率效果。针对中孔、中渗、强非均质性这一类典型油藏,运用数值模拟与物理模拟实验相结合的方法,研究了注聚时机对聚合物驱油效果的影响规律。结果表明,对于中孔、中渗、强非均质性油藏,在实际矿场生产时间内,注聚时机越早,原油采收率越高。在不同的含水率阶段,注聚时机对提高原油采收率效果影响不同;在极限开采情况下,采收率随注聚时机延迟,几乎呈单调递减趋势。早期注聚可以延长无水采油期。注聚时机越早,采油速度越大。     

龙虎泡低渗透油田井网适应性研究

在油田实际开发中实施了反九点法和五点法两种井网开发,解剖对比了两个区块的开发特点。在采出程度相同的情况下,五点法井网油井含水高,两个区块的单井产液量接近。反九点法井网开发中后期采取加密结合注采系统调整方式,能够提高差油层的动用程度和好油层的注水波及体积进而提高采收率。同时,应用水驱特曲线和Weibull模型等油藏工程分析方法对其最终采收率和水驱波及体积系数进行了评价,认为龙虎泡油田应采用反九点法注采井网开发。     

聚合物驱全过程调剖技术的矿场应用

运用聚合物驱全过程调剖技术可以解决注聚合物过程中聚合物窜流和后续注水快速指进的问题,明显改善聚合物驱的应用效果。河南油田在V油组上层系注聚合物前及I₅+Ⅱ_1-3层系聚合物驱转水驱前进行了区块整体调剖,调剖半径为50～80m,单井调剖剂量为3692～15300m³,调剖井占注聚合物井的75%以上。调剖后启动压力上升,吸水指数下降,吸水剖面得到了改善,与双河油田未进行整体调剖的聚合物驱区块相比,注聚合物2年后,产出的聚合物浓度从170mg/L下降到31mg/L,后续水驱第一年产油量由下降28.4%变为产油量上升。     

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。     

底水油藏侧向调驱提高采收率工艺优化

为了解决底水油藏油水接触面较大、优势通道发育、生产井见水过快导致产量急剧下降的难题,采用底水油藏可视化物理模型及驱替实验系统,设计交联聚合物侧向调驱实验方案,以采收率增值为评价指标,对侧向调驱施工参数进行优化。研究结果表明,交联聚合物注入量为0.3 PV时,单位体积侧向驱采收率增值达到133.93%;注入时机为含水率低于50%时,交联聚合物在油水界面处展布效果好,采收率增值高达55.17%。采用水平井注/水平井采方式,交联聚合物在油水界面处形成隔板半径更大,侧向驱采收率增幅40.18%;油水厚度比从0.5增大至2.0,交联聚合物的隔板作用越显著,采收率增值从26.86%增加至49.67%。研究证实了底水油藏应用侧向调驱的技术可行性及潜力,为底水油藏高效开发提供技术支持。