CT技术研究水平井置胶成坝深部液流转向机理

根据水平井置胶成坝深部液流转向技术思路,采用室内水驱油实验结合计算机断层扫描(CT)成像技术,研究水平井置胶成坝提高采收率机理。人工胶结非均质模型表面用环氧树脂浇铸,对模型置胶成坝前后驱油过程进行CT动态扫描,观察胶坝分布特征,实时跟踪非均质模型内部油水分布、水驱流线改变、含油饱和度分布及其动态变化。结果表明：对于正韵律油层,应用水平井置胶成坝,能够有效封堵高渗透层位深部窜流通道,使注入水转向驱替,启动低渗透层位剩余油。置胶成坝后,水驱采收率提高16.7%,含水上升速度减慢。水平井置胶成坝技术突破了堵剂无法深部放置的技术瓶颈,实现油藏深部液流转向,有效扩大了水驱波及体积,是正韵律厚油层高含水期一项有前景的控水挖潜技术。图11表1参11     

应用CT研究水平井置胶成坝深部液流转向机理

根据水平井置胶成坝深部液流转向技术思路,采用室内水驱油实验结合计算机断层扫描(CT)成像技术,研究水平井置胶成坝提高采收率机理。人工胶结非均质模型表面用环氧树脂浇铸,对模型置胶成坝前后水驱油过程进行CT动态扫描,观察胶坝分布特征,跟踪非均质模型内部油水分布、水驱流线改变、流体饱和度分布及其动态变化。结果表明:对于正韵律油层,应用水平井置胶成坝,能够有效封堵高渗透层位深部窜流通道,使注入水转向驱替,启动低渗透层位剩余油。置胶成坝后,水驱采收率提高16.7%,含水上升速度减慢。水平井置胶成坝技术突破了堵剂深部放置的技术瓶颈,实现油藏深部液流转向,有效扩大了水驱波及体积,是正韵律厚油层高含水期一项有前景的控水挖潜技术。     

非均质三维模型水驱剩余油试验研究

为了明晰储层非均质性对水驱油采出程度的影响,运用人造物理模型制作技术制作了三维物理模型,并用恒速法对不同的三维非均质模型进行水驱油试验。试验发现:纵向非均质模型的水驱油采出程度最高,平面非均质模型的水驱油采出程度最低;平面非均质模型中2个渗透层间窜流是剩余油过多的主要因素,运用微凝胶调驱后,可改善水驱波及体积,大幅度提高采出程度。采用数值模拟方法,模拟了不同的三维非均质模型水驱油过程及其在不同含水阶段采出程度、剩余油分布情况。模拟结果表明,亲水反韵律模型水驱采出程度最高,剩余油分布均匀,各油层水洗程度也均匀;亲水正韵律模型水驱采出程度最低,剩余油集中分布在上部低渗透层段。剩余油的数量、分布情况受油层沉积韵律类型、重力作用、毛管力作用、油层渗透率、水驱强度等多种因素的制约。     

水平井二元复合驱三维油藏物理模拟研究

为研究水平井二元复合驱提高石油采收率的渗流机理,建立了三维纵向非均质物理模型,利用模型上布置的饱和度测量探针,测量了水平井二元复合驱的开采效果、进口压力和饱和度场变化。实验结果表明:对于纵向非均质油藏,二元复合体系在油藏内的吸附、滞留、乳化等作用使阻力增大,压力升高,液流转向,波及范围扩大;在平面上,在二元体系的协同作用下,驱替出水驱波及域外和簇状剩余油;在水平井、重力和正韵律"低渗透屏障"作用下,注入的流体优先流动到高渗层,再由高渗透层向中、低渗透层渗流,提高了纵向波及范围。因此,水平井二元复合驱可以大幅度提高原油采收率。     

海上厚层油藏早期聚合物驱剩余油分布特征实验研究

渤海海域LD油田为典型的厚层油藏,采用大套多层合采的开发方式,为了提高油田采收率,该油田开展了早期聚合物驱矿场试验,厚油层开发受重力影响以及在聚合物驱等因素的共同作用下,在中、高含水期油藏剩余油分布较为复杂。为进一步研究聚合物驱后油藏剩余油分布状况,开展了室内岩心驱替实验。结合油藏属性,根据相似原则设计物理模拟参数,研究了不同韵律地层对早期聚合物驱剩余油分布规律以及生产动态的影响。研究结果表明:均质韵律条件下受到重力分异作用,油层为底部水淹,而早期聚合物驱能在一定程度上减缓重力分异作用,剩余油主要富集在生产井附近储层顶部;正韵律条件下受到重力分异和储层非均质性的共同影响,底部高渗透层水淹,剩余油主要分布在顶部低渗透层中,早期聚合物驱能有效动用中、低渗透层中的剩余油,而剩余油主要分布在靠近采油井的低渗透层;反韵律条件下,水驱波及程度较均匀,剩余油主要富集在局部未波及区域,早期聚合物驱能进一步扩大波及程度;复合韵律条件下,水驱和注聚合物驱与均质韵律驱替状况类似,剩余油主要分布在靠近生产井的低渗透层。     

高孔高渗油藏深部调驱改善开发效果研究

留西油田路36断块水平井二次开发转入人工注水后,暴露出储层非均质性强,水井层间矛盾突出,油井层间、平面见效不均的开发矛盾。利用监测手段开展改善水驱效果的研究,结合该油藏高孔高渗直注平采的特点,通过不断优化调驱体系,实现油层深部液流转向,与常规的注采关系完善相结合,进一步扩大水驱波及体积,改善主力油层层内、平面见效状况。采取"大剂量、小排量、变浓度"的深部调驱技术,改善了油藏的开发效果,使路36断块采收率由调驱前的35.48%提高到目前的44.49%。     

提高稠油底水油藏转注井注水效率研究

针对稠油底水油藏转注井注入水在正韵律作用下驱油效果差,大部分注入水无效循环等问题,对底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因进行了分析,提出了对转注井渗透率锥体型变化带底部进行"置胶成坝"、扩大底水油藏转注井注水波及体积的方法,并利用数值模拟、流线模拟等方法对"置胶成坝"关键参数进行了评价。结果表明：稠油底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因是定向井转注后注入水受正韵律及大液量冲刷的影响,在"渗透率锥体型变化带-底水区-生产井波及区"形成"U"形管式无效水循环;"置胶成坝"技术提高了稠油底水油藏转注井注入水的驱油效果。先导试验井组增油效果明显,增油量达40 m³/d,改变了底水油藏转注井注入水驱油效果差的现状,将底水油藏注水由"注够水"转变为"有效注水"。这种新的注水模式对稠油底水油藏提高转注井注水驱油效果具有重要指导意义。     

厚层砂岩油藏深度开发技术研究

欢喜岭油田锦16块经过30余年注水开发,已进入"高含水、高采出程度"阶段,水驱挖潜难度越来越大。针对锦16块河口坝储层特点,应用等时对比及相控原则,建立了厚层内韵律段对比模式,利用多种手段开展剩余油分布规律研究,总结韵律层剩余油分布特征。在此基础上,综合利用韵律层井网重组技术、水平井优化技术和优化射孔研究,实现该块深度有效开发,为此类油藏进一步提高水驱采收率提供指导和依据。     

正韵律模型三元复合体系驱油实验研究

将3支不同气体渗透率单管人造岩心并联，分别计量3支岩心产出油水，模拟二维纵向非均质正韵律油层，进行三元复合体系驱油实验，根据实验结果综合分析油层纵向各部位三元复合体系驱油前后的含水率、产液百分比、原油采收率等变化特征和渗流机理。又利用二维纵向正韵律3层非均质人造岩心进行三元复合体系驱油与水驱油的对比实验，将水驱后和三元复合驱后的一组岩心剖开摄像录入计算机中，利用彩色图像量化分析系统对内部各层进行量化分析，综合分析纵向非均质层状正韵律人造岩心三元复合体系驱油的波及系数及驱油效率。三元复合驱油水流度控制和原油乳化能够明显减缓层间矛盾，大幅度提高原油采收率，且中渗透率层提高采收率幅度最大；二维纵向非均质正韵律模型三元复合驱油过程中，高渗透率层以提高驱油效率为主，中渗透率层既提高驱油效率也扩大波及体积，低渗透翠层以扩大波及体积为主。驱油效率占提高采收率的比例平均为55．75％。图6表1参1     

注水油藏"大尺度"未波及剩余油开采技术

提出了提高油田采收率分三步走的研究战略：第一步，研究“大尺度”未波及剩余油的分布特点及开采方法；第二步，研究“小尺度”未波及剩余油的分布及开采方法，第三步，在前两步研究的基础上，研究提高已波及驱油效率的方法，提出了开发“大尺度”未波及剩余油富集区的10项技术：（1）注水高粘原油正韵律油层顶部未波及剩余油开采技术，包括：侧钻水平井，周期注水，水气交替注入和凝胶－井下爆炸－酸压组合；（2）边角影响未波及剩余油开采技术，包括：反向定向垂直裂缝压裂，侧钻水平井和常规水平井；（3）层系内由于各小层物性差异开采不均衡形成的未波及剩余油开采技术，包括：堵水，调剖，低渗透层改造等井下措施配套，加密调整井和改变液流方向。     

SAGD井挤液扩容水力波及范围模型

风城油田陆相稠油油藏广泛采用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方式开采,由于储集层非均质性强、渗透率低,目前现场采用挤液扩容方式改造储集层,以缩短SAGD井预热周期。为了定量评价改造区域的形状,提出基于挤液扩容水力波及范围的可注性系数和挤液渗透率的概念和计算方法,推导了单口和两口水平井挤液扩容水力波及范围的解析解,最后应用模型对现场挤液施工的效果进行了预测,并结合有限元计算结果进行了检验。研究表明,所研究储集层的可注性系数为0.27~0.30,双井注水系统的水力波及半径和面积均随两井间距、水的有效渗透率、水平段长度和定排量施工条件下的注入压力增加而增加,随注入液黏度增加而减小。现场SAGD井挤液施工过程中需要尽量降低注入液黏度,在稳定排量的同时,逐步增加注入压力和近井地带的储集层渗透率,以优化挤液扩容效果。     

孤岛油田馆陶组河流相储层隔夹层成因研究

隔夹层是形成陆相储层流体流动非均质的主要原因之一,是控制厚油层复杂水淹形式的主要地质因素。研究结果表明,河流相储层隔夹层的成因类型可分为沉积作用形成的隔夹层及成岩作用形成的隔夹层两大类,隔夹层在注采井组范围内的分布状况对油水运动和最终采收率有很大的影响。隔夹层和其他因素共同作用可使厚油层出现多段水淹、强水淹段与未动用段共存的状态。隔夹层的存在有利于正韵律和块状韵律油层扩大纵向波及体积和驱油效率,不利于提高反韵律油层的注水波及效率。     

吐哈油田鲁2块油藏深部调剖技术

鲁2块油藏原油黏度高、油藏厚度大、渗透率高,采用注水开发,注入水与原油流度比大,水窜严重,严重影响注水开发效果,为此,开展了深部调剖技术研究。针对鲁2块油藏特征及注水开发现状,研制出了LPM泡?凝胶调剖剂,并对其基本性能进行了测试,利用该调剖剂进行了室内深部调剖模拟实验和提高采收率模拟实验。实验结果表明,该调剖剂可在地层发泡（体积可增大3～4倍）,并被推向地层深部形成稳定的、高强度的泡?凝胶,可起到深部调剖的作用。该调剖剂适合在类似于鲁2块油藏这样的油层厚度大、渗透率高的油藏进行深部调剖作业。     

PERFORMANCE AND PROPERTIES OF KUSP1-BORIC ACID GEL SYSTEM FOR PERMEABILITY MODIFICATION PURPOSES

Blocking high permeability zones of reservoirs by hydrogels, and diverting the injected fluid towards the unswept zones of the reservoir is a promising method for improving the overall oil recovery in waterflooding and carbon dioxide flooding processes. A polymer gel treatment typically involves the injection of a solution of a medium to high molecular weight polymer and crosslinking agents into the high permeability zones or fractures. The polymer reacts with the crosslinker to form a three-dimensional gel network. KUSP1 biopolymer in sodium hydroxide solution produces a delayed gel system with orthoboric acid. The gelation time varies depending on the concentration of the orthoboric acid and temperature. Syneresis of this gel was studied in bottle tests as well as in the porous media. Samples of KUSP1-boric acid gel lost more than 80% of their initial volume in bottle tests after 250 h. Also, it was observed that this gel, when placed in a sandpack, lost up to about 50% of its initial volume. However, the high values of syneresis did not have a severe effect on the performance of the gel in porous media. KUSP1-boric acid gel was tested for reducing permeability to carbon dioxide and water in a series of tests conducted in a Berea sandstone core. It reduced the carbon dioxide permeability from 164 to 26 md and brine permeability from 420 to 90 md.     

PERFORMANCE AND PROPERTIES OF KUSP1–BORIC ACID GEL SYSTEM FOR PERMEABILITY MODIFICATION PURPOSES

ABSTRACT

Blocking high permeability zones of reservoirs by hydrogels, and diverting the injected fluid towards the unswept zones of the reservoir is a promising method for improving the overall oil recovery in waterflooding and carbon dioxide flooding processes. A polymer gel treatment typically involves the injection of a solution of a medium to high molecular weight polymer and crosslinking agents into the high permeability zones or fractures. The polymer reacts with the crosslinker to form a three-dimensional gel network. KUSP1 biopolymer in sodium hydroxide solution produces a delayed gel system with orthoboric acid. The gelation time varies depending on the concentration of the orthoboric acid and temperature. Syneresis of this gel was studied in bottle tests as well as in the porous media. Samples of KUSP1–boric acid gel lost more than 80% of their initial volume in bottle tests after 250 h. Also, it was observed that this gel, when placed in a sandpack, lost up to about 50% of its initial volume. However, the high values of syneresis did not have a severe effect on the performance of the gel in porous media. KUSP1–boric acid gel was tested for reducing permeability to carbon dioxide and water in a series of tests conducted in a Berea sandstone core. It reduced the carbon dioxide permeability from 164 to 26 md and brine permeability from 420 to 90 md.     

Microbial and Waterflooding of Fractured Carbonate Rocks: An Experimental Approach

Abstract

Fractures and fractured zones require special attention while formulating a reservoir development plan. They may improve or hinder the oil production. Conductive fracture rocks may provide the required permeability to drain an oil saturated low permeability rock matrix. Low sweep efficiency of many oil reservoirs is the result of channelling of injected water through high permeability zones that are normally associated with naturally fractured systems in heterogeneous reservoirs. In this case, a substantial amount of effort needs to be focused on improving the distribution of injected water in the wellbore through different treatments, such as using gelling agents, cements, cross-linked polymer and emulsions. Other alternatives such as microbial and surfactant based methods have been proposed. This paper presents the results of research conducted on thermophilic bacteria that were obtained from UAE local environment. Coreflooding experiments were conducted on fractured single cores to show the effectiveness of microbial treatment. Different fracture angle orientations of 45°, 90°, and 180° relevant to the axis of the flow were investigated. The effect of matrix permeability on the treatment was also studied. A comparison between water flooding and microbial flooding of fractured systems was conducted. A non-invasive imaging technique—Scanning Electron Microscopy (SEM)—was employed to visualize changes on the surface of the fracture as a result of bacteria flow through the system.     

高含水后期"低效、无效循环"形成条件的数值模拟研究

疏松砂岩油藏进入高含水期后，由于注入水的冲刷和油层本身的非均质性，储层孔隙结构发生了变化，注入水主要沿各沉积单元的高渗透层突进，导致水洗厚度基本不变，出现了严重的“低效、无效循环”现象。针对大庆油田北二东西块地质特点和长期注水开发历程，分析了低效、无效循环在生产过程中所呈现出的特征，总结出高含水后期油藏极易形成低效、无效循环的三个部位，即：垂向高渗透层、厚油层底部和注入水主流线。在此基础上，运用数值模拟方法进行了研究，给出了相应的形成条件，为高含水后期制定出了切实可行的油田开发界限，并为同类油藏有效预防和治理注入水低效、无效循环提供了直接依据。     

岔河集油田岔15、39断块黄原胶调剖先导试验

为解决低渗透断块油田开发后期层间,层内矛盾引起的油井水淹问题,华北油田公司二采油厂于1998－1999年在岔河集油田的岔15,39断块开展了黄原胶调驱结合的先导性试验,室内总结了两个调剂配方,在岔15,39两个新块上进行了先导性矿场试验,结果表明两种配方都具有较好的改善注水井吸水剖面与增油降水效果,可以提高注水的利用率和油藏的油水采收率。     

深调浅堵技术在蒸汽吞吐稠油井中的应用

报道了适用于发生套管外窜槽的蒸汽吞吐稠油井的深调浅堵技术,包括深调和浅堵堵剂、封堵技术原理及施工工艺。首先对目的油层实施暂堵保护,介绍了可供选择的4种暂堵剂及不同井况下使用的4种暂堵方法。此后注入深调堵剂,其中处于溶液状态的部分水解聚丙烯酰胺、溶胀后的体膨颗粒中的聚丙烯酰胺依次分别与甲醛、间苯二酚、乌洛托品分解出的甲醛反应,与增强剂黏土一起形成凝胶。最后注入浅堵堵剂,其中的不饱和聚酯树脂在对甲苯磺酸催化下发生聚合,在偶联剂作用下与地层砂粒及堵剂的无机成分形成牢固的耐高温封堵物。在注入蒸汽时,深部堵剂凝胶破胶、破碎,沿大孔道运移,起深部调剖和蒸汽转向作用。此技术自2004年起已在辽河油田多个稠油区块9口蒸汽吞吐井成功使用,增油显著。图3参3。     

弱凝胶在多孔介质中的微观驱替机理

利用室内微观驱替实验装置,采用透明的单层油砂充填模型研究了弱凝胶驱和后续水驱过程中不同时刻各相流体在多孔介质中的分布。微观驱替实验结果表明,弱凝胶沿原先被水占据的大孔道流动,并且可以通过变形被挤入窄小孔喉,在弱凝胶的前沿存在稳定的水胶界面。在后续注水过程中,存在于大孔道的弱凝胶迫使后续注入水改向进入未被注入水波及的小孔隙,驱替的残余油滴聚集并形成油墙。弱凝胶的流体改向作用是提高微观波及效率和采收率的主要因素;弱凝胶的粘弹作用有利于在油藏深部进行深度调剖。