老君庙油田L1油层化学驱试验方案数值模拟研究

本文叙述了玉门老君庙油田Ｌ１油层表面海性剂／聚合物驱矿场试验方案数值模拟研究工作，筛选出最佳试验方案，并给出其预测指标。     

埕岛油田提高油层驱油效果研究

以埕岛油田11～25井区馆上段油藏为例,结合目前开发生产实际,进行了合理采油速度、压力保持水平、合理注采比和提液时机等提高油层驱油效果研究。对技术政策进行了优选和界定,对老井实施措施、层系细分、井网加密等方案进行了数值模拟和优选。模拟结果表明:应用加密方案,在含水率为84.3%时,采出程度可达25.76%,增产潜力巨大;井网加密方案为最优方案。     

孤岛油田南区不同驱替剂微观驱油机理实验研究

孤岛油田南区由于地下原油粘度较高 ,油水粘度比大 ,水驱油效率较低 ,油田综合含水已高达 91 1% ,采出程度为 2 2 6 % ,水驱采收率为 2 6 7%。为了进一步改善驱油状况 ,提高油田采收率 ,采用微观模拟技术研究孤岛油田南区在不同驱替剂 (油田污水、聚合物驱替剂、三元复合体系驱替剂 )条件下的微观驱油机理及效果 ,是很有必要的。1 建立微观模型微观模型也称为可视化微观地层模型 ,这类模型可以模拟多孔介质的空隙孔道 ,同时它是一种透明的模型 ,借助于显微放大设备就可以直观观察地层空隙内部流体的运动情况 ,研究流体在多孔介质中的渗流…     

氮气泡沫微观驱油机理及剩余油类型实验研究

为了认识氮气泡沫微观驱油机理及剩余油分布特征,利用可视化微观刻蚀玻璃模型,开展氮气泡沫驱油室内实验,通过图像采集技术直观的观察了氮气泡沫的驱油过程及剩余油类型。实验结果表明,泡沫体系中的表面活性剂能有效降低油水界面张力,泡沫能乳化原油,分离油膜,并且在微观上具有良好的封堵效果,进而有效扩大波及范围。泡沫主要驱替水驱结束后残留在孔喉中的柱状残余油及油膜,泡沫驱结束后剩余少量的盲端类剩余油或模型边角的剩余油。因此水驱结束后进行泡沫驱能有效提高稠油油藏采收率。     

氮气泡沫、水交替驱采油数值模拟研究

根据M井区油藏的地质特征、流体特征、氮气泡沫驱油试验数据和注水开发生产历史 ,利用多组分模型软件 ,在完成地层原油相态拟合、驱油试验数值模拟拟合、三维地质模型的建立和油田开发生产历史拟合之后 ,研究其剩余油分布规律。在动态预测方案中 ,模拟计算了 3种氮气泡沫、水交替驱采油方案 ,共计 1 9套采油方案。在分析对比了各个采油方案的主要开采动态指标之后 ,该井区通过氮气泡沫、水交替驱采油与注水采油相比 ,9a后增产原油(1 .6～ 4.2 )× 1 0 4 m3,而万方氮气换油率为 3 3 7～ 42 6m3。     

单家寺油田蒸汽驱先导试验驱油机理研究

单家寺油田是一个埋藏较深的具有活跃边，底水的稠油油田。蒸汽吞吐曾获得很好的开采效果，但由于边，底水的侵入，最终蒸汽吞吐采收率较低。为了探索利用蒸汽驱方式提高采收率的新途径，在该油田开辟了蒸汽驱先导试验区。在分析蒸汽驱和热水驱驱渍机理的基础上，结合该油田现场及实验室实际资料和蒸汽驱跟踪数值模拟结果，对单家地油田蒸汽驱驱油条件和驱油机理进行分析     

苏北盆地陈堡油田微观水驱油机理及水驱油效率影响因素研究

该文应用水驱油试验、微观水驱油试验以及核磁共振等技术手段对陈堡油田主要含油层的水驱油机理及影响水驱油效率的因素进行了较为系统的研究。结果表明,该油田各砂层组的驱油效率差异主要是受储层的宏观非均质性、岩石的细观非均质性和油水粘度比的影响,在一定的渗透率范围内受渗透率的影响较小;微观上驱油效率则主要是受孔隙结构的影响。     

肇源油田高温混合气驱油物理模拟实验研究

针对肇源油田常规开发效果差的特点,开展了高温混合气驱油物理模拟实验。采用基础管式物理模拟试验装置,分别进行了不同气汽比对比、不同大小注气段塞对比、不同温度以及地层温度注气与气水同注的高温混合气驱油室内实验。结果表明,随着混合气温度的提高,驱油效率增加,气汽比为1∶1、采用段塞驱、烟道气与水蒸汽复合同注时,驱油效果最好。     

低渗透稀油油藏水驱后氮气泡沫驱适应性

吐哈油田低渗透稀油油藏注水开发进入高含水期后,水淹程度高,水驱调整措施效果较差,亟需寻找后续提高采收率方法。针对低渗透油藏注入能力差、不适合注聚合物等高黏度流体的特点,利用水驱、氮气泡沫驱和水驱后氮气泡沫驱开展室内实验研究,探讨驱油效率及其影响因素。结果表明,水驱驱油效率随渗透率的增加而升高,与渗透率呈较好的对数关系;氮气泡沫驱驱油效率为67.66%,较水驱驱油效率提高10.62%;氮气泡沫驱可在水驱的基础上提高驱油效率约9.63%。实验用泡沫的残余阻力系数大于1,表明氮气泡沫驱通过堵水调剖,提高了水驱后油藏的采收率,从机理和实验提高驱油效率程度判断,氮气泡沫驱适用于吐哈油田低渗透稀油油藏。     

永安油田永21块地下储气库气井产能的确定

为保证山东大中城市安全平稳供气,胜利油气区拟利用永21块废弃气藏建设地下储气库。由于该气藏已经水淹,注气过程中很难将含水饱和度降低到原始状态,因此气库运行过程中,必然存在气水两相渗流,并且随着运行周期的变化,含水饱和度不断变化,气井的产能也不断变化。利用已投产井的试气资料,建立了永21块无水条件下的气井产能方程,借鉴室内气驱水物模实验,建立了永21块气相相对渗透率与注采倍数的关系方程,通过修正产能方程中的相对渗透率值,建立了永21块不同运行周期的产能方程,解决了储气库带水气井产能的计算难题。     

渤海湾盆地A油田水平井网下热采气窜主控因素

渤海湾盆地A油田是中国第一个海上稠油热采的先导试验区,采用水平井多元热流体吞吐开发,随着热采井吞吐轮次的增加,各井间气窜现象突出,严重影响了油田生产。通过以热采区水平井为研究对象,从内在和外在两个方面进行气窜主控因素研究。结果表明,由构造低部位往高部位易发生气窜,同一构造幅度的井间气窜可能性小;水平段相对位置顺着废弃河道和侧积夹层的方向易发生气窜;在后续注热过程中,存气量大的区域容易气窜;地层压力下降快,导致在注入条件相同的情况下气液比相对增加,加大气体的波及半径,发生气窜可能性大。结合矿场实际,提出多井面积吞吐治理气窜,有效地抑制了新一轮吞吐过程中的气窜,改善了油田开发效果。     

鄂尔多斯盆地演武油田S1区块延8油层组微观水驱渗流特征

侏罗系延安组作为鄂尔多斯盆地主力含油层系,关于其储层特征及微观水驱渗流规律研究一直未受到重视。以鄂尔多斯盆地演武油田延8油层组为例,在储层特征分析的基础上,结合真实砂岩微观驱油实验,明确不同水驱类型的水驱前缘分布特征、油水渗流规律、残余油赋存状态,建立微观驱油效率与驱替压力之间的关系,总结残余油形成机理和分布规律。研究区微观水驱类型可划分为均匀驱替型、网状驱替型、网状-指状驱替型和指状驱替型4类。随着单位驱替压力的增加,均匀驱替型的驱油效率变化最为明显,水驱效果最好;网状驱替型次之,网状-指状驱替型和指状驱替型水驱效果较差。受岩石颗粒表面物理性质和孔喉结构的影响,不同驱替类型水驱后残余油类型占比不同,均匀驱替型和网状驱替型水驱后残余油类型以油膜和角隅状为主,指状驱替型以连片状和簇状为主,而网状-指状驱替型各残余油类型占比相近。     

特高含水期油藏氮气驱提高采收率数值模拟研究

针对特高含水期油藏剩余油分布的复杂情况,以国内某区块为实例,进行了氮气驱的数值模拟研究。氮气和水的注入方式分两种:同时注入(类别A)和交替注入(类别B)。对预测的生产指标进行分析,得出最适合该区的方案为氮气和水交替半周期为15d、交替轮次为2次、单井注气量为6000m3/d。该方案比水驱方案提高采收率5.7个百分点。     

水驱后特低渗透油藏氮气驱驱油特性分析

特低渗透油藏水驱采收率低,注入压力高,而氮气在特低渗油藏具有良好的注入性。本文在特低渗透岩心水驱后分别进行了常规的注氮气、水驱后水气交替、水驱后脉冲注氮气驱替实验。实验结果表明:特低渗储层微观非均质性导致气体在大孔道易形成窜流,水驱后常规注氮气提高采收率的效果有限。水气交替通过多轮次的注入使油藏中不同相态流体的分散程度提高,在优势流动通道中形成毛管阻力,促使后续注入气体进入局部致密区,可有效提高采收率16.37%;脉冲注气通过周期性注气方式,在局部高渗区和局部低渗区间形成压力扰动与交互渗流,使流体在地层中不断地重新分布,从而启动油层低渗区原油,提高采收率15.94%。此外,脉冲注气的注气压力比较低,与水气交替开采方式比较注入性提高。图6表1参12     

致密油藏热水驱增油机理定性分析及定量评价

针对致密油藏提高采收率的需求,选取目标区块,利用油田现场提供的岩心、原油等样品,采用室内实验研究了考虑启动压力变化的热水驱增油机理,并利用数值模拟方法对热水驱各增油机理进行了定量评价。室内实验结果表明,热膨胀作用、降低启动压力、热降黏作用、降低界面张力、改善相渗曲线是致密油藏热水驱的驱油机理,且热膨胀和降低启动压力是主要增油机理。数值模拟结果表明,100 ℃、150 ℃热水驱,热膨胀作用和降低启动压力作用增油贡献率最大（其中热膨胀作用贡献率分别为29.79%和33.28%,降低启动压力作用贡献率分别为31.66%和30.48%）,其次是相渗改善和热降黏机理,降低界面张力机理的贡献率最低（分别为7.08%和6.27%）,模拟结果进一步验证了实验研究结果的正确性。     

延长油田典型致密油储层渗吸-驱替采油机理定量分析

渗吸法驱油是致密油储层重要的采油方式之一,目前主要针对裂缝系统与基质系统之间的渗吸机理进行了较为深入的研究,但对于渗吸和驱替作用对渗流阶段采出程度的影响和贡献却未形成统一的认识。为此,基于延长油田水磨沟区长8致密油储层的孔隙结构分布特征以及裂缝系统和基质系统驱替压力特征分析,利用核磁共振技术定量表征驱替法和渗吸法对采出程度和可动流体分布的影响。实验结果表明:研究区致密油储层渗流能力的主控因素为喉道半径;裂缝性岩心样品基质系统的采出程度主要受控于渗吸作用,裂缝系统的采出程度主要受控于驱替作用;核磁共振定量分析驱替法和渗吸法的采收率分别为32.30%~39.32%和9.60%~19.49%;致密油储层岩心样品的微观孔隙结构复杂,且渗吸-驱替过程中流体流动方向受微观孔喉润湿性影响,因此渗吸法与驱替法的可动流体分布没有严格的孔隙尺寸界限。     

孤岛油田中二中强注强采水驱规律研究

以孤岛油田中二中强注强采试验区资料为基础，以数值模拟为手段，着重研究了不同注采强度下百韵律油层对剩余油饱和度分布规律的影响，不同采液速度，不同提液时机，不同压力水平，不同井网系统对强注强采开发效果的影响，确定了孤岛油田中二中注强采的最佳生产指标。     

杏五区中块三元复合体系驱油配方研究

根据叶五区中块油层的特点，进行了三元复合体系驱油配方研究，确定三元复合体系配方为１．２％ＮａＯＨ＋０．３％ＯＲＳ＋１．４％胶板聚合物。     

QHD32-6油田氮气泡沫调驱数值模拟研究

为改善QHD32-6稠油油田的水驱开发效果,开展了氮气泡沫调驱提高采收率数值模拟研究.根据该油田A9井组的地质油藏条件,建立三维地质模型.在历史拟合的基础上.对氮气泡沫调驱注采参数进行了优化设计,并进行指标预测和经济评价.研究结果表明,氮气泡沫调驱最佳注采参数为:气液比为1:2,井组合理注液速度为800 m3/d左右,最佳泡沫刺浓度为0.3%～0.5%(质量分数),最佳驱替体积为0.15 PV左右,最佳氮气泡沫段塞为60 d左右.经济评价表明,采用氮气泡沫调驱方案,其投入产出比为1:5.该井组采用氮气泡沫调驱技术可以较好地改善注水开发效果,达到降水增油和提高原油采收率的目的.