文昌海相水驱砂岩油藏驱油效率新认识

驱油效率是表征油藏驱油能力的重要参数,传统方法是利用短岩心驱替实验结果来标定油藏的驱油效率,并进一步评价油藏的开发潜力,文昌13-2油田Ⅱ油组目前采出程度为56.8%,已经远大于早期短岩心测试水驱油效率47.08%。这表明传统标定方法存在不合理性,必须重新研究文昌13-2油田的水驱油效率。此文利用分形维动态相渗、RPM饱和度测井、密闭取心饱和度测试及长岩心水驱油实验方法对Ⅱ油组水驱油效率进行了综合研究。分析表明长岩心驱替实验结果更适合标定文昌海相水驱砂岩油藏的驱油效率,最终标定文昌13-2油田Ⅱ油组驱油效率为84.27%。这在水驱油效率研究方面有了颠覆性的认识。通过将水驱油效率研究成果应用到油藏数值模拟研究中,提高了油田剩余油认识精度,能更好地指导油田后期调整挖潜工作的开展。     

鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层注CO_2室内研究

渭北油田WB2井区采用超前注水直注直采开发方式,开发效果不理想。通过渭北长3超低渗储层岩心物模室内实验,结合核磁共振数据,研究了水驱、CO_2驱、注水转注气3种方式的微观驱油机理。实验结果表明,渭北长3超低渗储层水驱驱油效率最低(37%),CO_2驱油效率更高(54.3%);水驱转气驱驱油效率最高(约55.7%)。通过核磁共振测量不同驱替方式后岩心的剩余油分布发现,直接水驱主要动用中、小孔隙中的原油,直接气驱更大程度动用的是中、大孔隙中的原油,而水驱转气驱能扩大波及范围,进一步动用大中小孔隙中的原油;注水转注CO_2有利于驱油效率的提高。     

CS油田阜三段CO_2驱室内试验研究

以苏北CS油田阜三段油藏岩心为研究对象,进行CO2驱室内试验研究。PVT恒质膨胀试验表明,注CO2气可使地层原油黏度降低78.3%,体积膨胀系数提高69%;细管试验表明,MMP为26.62 MPa小于地层压力29.888 MPa,能够实现CO2混相驱;对比CO2持续气驱、完全水驱后转CO2驱、水气交替这三种驱替方式,长岩心驱替试验表明,在低渗透小断块油藏早期进行水气交替混相驱可延迟CO2突破时间,最终采收率可达80%以上,较水驱提高34.44%,为现场CO2驱替方式的优选提供了依据。     

复杂小断块油藏不同开发方式室内评价研究

南部F油藏的储层物性为带有倾角(18°)的低孔低渗挥发油藏,平均孔隙度为19.4%,平均渗透率为32.85×10-3μm2,油藏周围有丰富的CO2气源。为了研究该油藏注CO2可行性,开展了不同开采方式(衰竭,水驱,CO2驱,气水交替驱)长岩心驱替实验,并通过数值模拟研究进一步验证长岩心驱替实验结果。     

长岩心注二氧化碳驱油模拟实验研究——以台兴油田阜宁组三段储层为例

根据台兴油田阜宁组三段储层油藏特征和开发现状,利用长岩心驱替实验装置,对长岩心注二氧化碳驱油进行了室内模拟实验,得到了阜三段油藏流体在水驱后三个注CO2气驱压力点下的采收率和相态变化的重要参数,为下一步确立台兴油田合理开发方案提供了依据。图6参3     

延长油田坪北区长8储层孔隙结构特征及其对水驱油微观特征的影响

储层孔隙结构对水驱油特征有重大影响。以延长油田坪北区长8储层为例,综合利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、压汞实验等资料对储层孔隙结构进行分析,通过真实砂岩微观模型实验,探讨了不同孔隙结构对水驱油效率的影响。研究表明:长8储层主要岩性为细粒长石砂岩和细粒岩屑长石砂岩,主要孔隙类型为残余粒间孔隙(原生孔隙)、溶蚀粒间和粒内孔隙(次生孔隙);储层类型可分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ类,Ⅰ、Ⅱ类为主要储层;水驱油驱替类型以均匀驱替、网状均匀驱替、指状网状驱替以及指状驱替为主,储层物性、孔喉特征对驱油效率有重要影响,Ⅰ、Ⅱ类储层驱油效率高达50%。明确孔隙结构与驱油效率关系可更好地指导油气合理开发。     

长岩心注天然气驱油物理模拟实验

根据室内实验验证天然气驱油是否适合冀东油田,并评价其效果。根据冀东油田的地层特征,配置地层原油和地层水,根据油藏的渗透率优选岩心,根据岩心排列规律,排成一长岩心,在美国产CFS-100多功能综合驱替系统中,分别进行水驱、气水交替驱、气驱3种驱替实验,并对实验结果进行分析和评价。实验结果表明：水驱采出程度最低,气水1∶3交替驱采出程度最高。注入的气体体积越大,越有利于提高驱油效率。     

渤南油田义34块特低渗透油藏二氧化碳混相驱实验

特低渗透油藏物性差,注水开发见效难,为了探索合理的开发方式,采用渤南油田义34块特低渗透油藏地层原油,进行了二氧化碳(CO2)混相驱实验研究.通过细管实验确定了CO2驱的最小混相压力,采用长岩心物理模型对完全水驱、完全水驱后持续CO2混相驱及初始持续CO2混相驱3种方式的驱替效果进行了实验研究.结果表明,该油藏最小混相压力为30.76 MPa,在目前地层温度和压力下,3种驱替方式下的最终采收率分别为42.15%,75.0%和69.21%.研究表明,CO2混相驱油可以获得比水驱更高的原油采收率,应尽早在渤南油田义34块油藏开展CO2混相驱矿场试验.     

张天渠特低渗油藏表面活性剂驱油先导实验研究

张天渠油田属于特低渗油藏,其主力开发层位长2,经过近20年的注水开发,目前综合含水84%,已进入高含水开发阶段,且采出程度达到20.5%,水驱采收率标定25.0%,已达到水驱开发比较理想的效果。为进一步提高油藏的采收率,开展表面活性剂驱油技术研究,通过表面活性剂单剂优选、复配筛选、临界胶束浓度测定,优选出4种表面活性较优的驱油体系,并进行性能评价及岩心驱替实验。室内实验结果表明,表面活性剂驱油技术可使张天渠油田长2储层驱油效率提高17.7%。     

文昌油田水驱砂岩油藏驱油效率评价方法探讨

文昌A油田高渗油藏目前实际采出程度67.9%，远大于早期岩心水驱油效率测定值57.21%，因此传统的驱油效率认识存在不合理性。而利用开发后期强水洗段岩心开展水驱油实验结果表明，文昌海相砂岩油藏水驱油效率可达81.73%。通过开展水驱油微观研究表明，水驱过程是对储层的改造过程，随着润湿性、孔喉结构、物性等性质的变化，水驱油效率是变化的。此文将驱油效率划分为静态驱油效率和动态驱油效率，提出用动态驱油效率来描述水驱砂岩油藏在不同阶段的水驱油效率，创新建立了以物理模拟与油藏工程方法相结合的动态驱油效率评价技术，研究成果表明动态水驱油效率是随着油藏水驱倍数的增加而逐渐增加。并将动态驱油效率应用于油藏数值模拟研究中，创新建立了两相渗流动态模型，在数值模拟中实现了非均匀驱替模式，更符合油藏的开发规律，实现了精细化数值模拟研究，提高了油田剩余油认识精度。     

致密砂岩储层微观水驱油效率及其主控因素

为了解决鄂尔多斯盆地吴起油田长7储层水驱过程中单井产量低、含水上升快、剩余油分布复杂等问题,采用自主设计研发的高温、高压微观模型加持器,对研究区长7储层的真实取样岩心开展微观水驱油渗流实验,通过辅以铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞和核磁共振实验,研究了不同孔隙结构类型下的微观水驱油渗流特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、可动流体参数、黏土矿物、驱替压力和注水体积对水驱油效率的影响。结果表明：研究区长7储层微观注水驱替特征以网状驱替和树枝状驱替为主,均匀驱替次之,少见蛇状驱替。不同类型驱替特征的驱油效率、残余油分布特征存在较大差异,均匀驱替驱油效率最高为48.84%,蛇状驱替驱油效率最低为31.73%;75%的残余油以簇状和油膜状赋存于孔喉内。水驱油效率的影响因素是多方面的,其中可动流体参数是比其它物性参数更能准确反映与驱油效率之间关系的参数。研究结果为该区不同类型储层开发方案的调整提供了理论依据。     

QK17-2油田注N2-WAG提高采收率可行性实验研究

气水交替驱(WAG)是增加油田水驱后的波及体积和减弱气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象的有效方法。QK17-2油田为注水开发油田,目前油田综合含水率已超过80%,已经进入开发中后期的高含水时期。针对QK17-2油田水驱后面临高含水、产油量下降的问题,通过地层流体相态实验、注N2膨胀实验、细管实验、长岩心驱替实验,研究注水后再注N2-WAG可进一步提高采收率的可行性。结果表明,单纯注N2效果不佳,注N2-WAG采收率较单纯水驱采收率提高4.46%~6.24%,而长岩心驱替在带倾角条件下注N2-WAG采收率较单纯水驱提高11%~12.58%,可见由油藏高点注N2-WAG采收率将有明显提高。     

大庆长垣特高含水期聚合物驱岩石物理实验研究

大庆长垣喇萨杏油田随着聚合物驱油剂的不断注入,储层物理性质、流体分布形式等发生了改变,受效储层的测井响应呈现出复杂的变化。从室内岩石物理实验入手,分析聚合物溶液本身的导电、声波传播特性,模拟油田开发过程,通过水驱、聚合物溶液驱替岩样的实验方法,测量驱替过程中岩样的声、电、核磁等方面的特性数据。在总结对比分析聚合物驱替岩心的电学、声学、核磁共振等物理性质的实验变化规律的基础上认为,聚合物驱岩心在电性变化上与同矿化度的水驱规律类似,扩散吸附电位有减小趋势,仅用核磁共振T2谱信息难以识别聚驱是否受效。该研究为聚合物驱后储层测井评价和剩余油挖潜奠定了基础。     

濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驱提高采收率试验

水驱废弃的高温高盐油藏,化学驱提高采收率的发展受到限制,为了探索进一步提高油藏采收率的新途径,在濮城油田沙一段水驱废弃油藏开展了CO2/水交替驱先导试验。通过细管实验确定了该区CO2驱的最小混相压力,利用长岩心物理模拟开展了完全水驱后CO2/水交替驱替实验。结果表明,该区注CO2的最小混相压力为18.42 MPa,目前油藏条件下,CO2/水交替驱可提高采收率35.89%。现场优选了1个井组开展先导试验,生产动态资料表明,地层压力保持在最小混相压力之上,产出油质变轻,驱替达到了混相,单井最高增油量16 t/d,采出程度提高5.15%。研究表明,CO2/水交替驱可以获得比水驱更高的采收率,试验规模可以进一步扩大。     

沙一下油藏CO2混相驱替提高采收率的研究

以沙一下区块油藏为对象,研究了CO2混相驱技术可行性及提高采收率,通过PVT实验和细管模拟实验,确定了油藏原油的最小混相压力为18.41 MPa,原油采收率达90.01%。实验结果表明,注气驱达到混相压力后,注入压力对驱油效率影响不大,而在混相压力以下的近混相区,注入压力对驱油效率影响非常大。通过长岩心驱替模拟实验,对比了水驱和CO2驱替效率,结果表明CO2混相驱提高采收率达40.8%。     

超声波提高特低渗储层水驱波及体积实验研究

提高水驱波及体积是改善特低渗油藏开发效果的重要手段.利用低场核磁共振仪器、岩心驱替实验仪器和自主研制的超声发生仪,选取天然岩心开展岩心驱替实验,评价了渗流过程中超声作用对特低渗储层水驱波及体积的影响,探索了超声波提高特低渗储层水驱波及体积的作用机理.研究表明:超声作用可以在水驱基础上进一步提高特低渗储层的波及体积10....     

大庆榆树林油田扶杨油层CO2驱油试验

为了探索大庆榆树林油田扶杨油层有效动用方法,在Y101区块进行了CO2驱油试验.通过物理模拟实验和岩心驱替实验等研究了原油与CO2作用后的参数变化情况,分析了CO2驱与水驱的渗流特征和驱油效率.结果表明:由于CO2与原油容易混相,因此降低了界面张力;CO2能够提高原油的泡点压力、降低原油的黏度;CO2驱的注入能力和渗流能力都比水驱强,其驱油效率比水驱高17％～35％,水气交替驱的驱油效率比连续CO2驱高.现场试验效果证实CO2驱油技术值得推广应用.     

低渗透油藏CO2泡沫驱室内评价及数值模拟研究

腰英台油田CO2驱油先导试验中,CO2过早气窜,降低了波及体积,影响区块产能。采用岩心切割技术制作了低渗透裂缝性岩心模型,通过室内实验,研究了CO2泡沫在低渗透裂缝性岩心中的封堵能力以及水驱或气驱后CO2泡沫驱提高采收率的效果。基于数值模拟方法,分析了泡沫中各组分的作用机制以及泡沫调驱提高低渗透裂缝性油藏采收率机理。研究表明,CO2泡沫能增加流体在裂缝中的流动阻力,有效降低驱替液流度,阻力因子在46~80之间;泡沫在裂缝中存在启动压力,它将影响泡沫在初始阶段的流动。对于水驱和气驱之后采用泡沫驱的岩心,采收率分别增加了26%和35%,揭示了泡沫在裂缝与基质间形成的横向压差是提高低渗透裂缝性油藏采收率的机理。     

柳北砂砾岩油藏CO_2驱提高采收率可行性

柳北中低渗油藏岩性以砂砾岩为主,非均质性强、水敏性强、水驱含水上升快、水驱效果差。为了进一步认识CO_2驱提高采收率技术可行性,基于地质及储层流体特征,运用可视化注气增溶膨胀相态配伍性实验、长细管驱替实验、多功能长岩心驱替实验和高压微观可视化驱替实验等多种方法,分析了注CO_2增溶膨胀和溶解抽提的相态配伍性和近混相驱程度;对比分析了注水、注CO_2等不同驱替方式的驱油效率以及微观驱油效果。评价结果表明:注CO_2有利于增溶膨胀和萃取抽提驱油;相态配伍性分析显示在原始地层压力条件下主要形成近混相驱;微观可视化实验显示,砂砾岩CO_2近混相驱过程具有较好的微观驱油效果,油流主要沿连通性较好的大孔道被驱替,也能驱替中小孔道的原油,驱替具有不连续性,呈现为一波一波的流动状态,可进一步通过提高驱替压差来增强驱替效率,使部分封闭的微观剩余油恢复流动;长岩心驱替表明原始压力下CO_2驱和衰竭至目前地层压力下CO_2驱的驱油效率均大于同等条件下水驱驱油效率,砂砾岩储层注入增黏水增加水的黏度有利于进一步提高采收率,但仍低于CO_2驱效果。     

特低渗透油藏CO2—水交替注入特征和效果

采用吉林油田特低渗透储层的岩心进行不同驱替方式的长岩心驱油实验.研究表明,气、水比为2∶1驱油实验的最终采收率最大(为60.45％),水驱油实验的最终采收率最小(为39.56％).不同气、水比驱油实验最终采收率与总注人流体中CO2所占体积比例呈正相关关系,不同驱替实验的见水时间不同.气、水的交替注入会导致见水时间滞后,产出端见气时的注入体积约为0.2倍孔隙体积.水驱油和CO2驱油实验的总压力梯度的变化趋势较一致,气、水比为1∶1和1∶2驱油实验与气、水比2∶1驱油实验的总压力梯度的变化趋势差别较大.