胜利油区水驱普通稠油油藏注蒸汽提高采收率研究与实践

胜利油区地层条件下原油黏度大于100mPa.s的普通稠油油藏水驱采收率一般低于18%,普通稠油油藏采收率低于25%的储量达到3.75亿t。稠油为非牛顿流体,渗流所需剪切应力大;压力梯度相同,油越稠渗流速度越低;常温驱油效率低,水驱波及系数小,且水驱后原油黏度增加。稠油加热后渗流速度大幅度增加,启动压力梯度减小,油水相对渗透率得到改善,驱油效率大幅增长。因此,注蒸汽热采可以改善稠油渗流特性,降低残余油饱和度,提高驱油效率、波及系数及采收率。为进一步提高水驱后普通稠油油藏的采收率,在优化注蒸汽开发技术政策的基础上,在孤岛油田开展了先导试验,明显提高了采收率。图10表3参23     

水驱后油藏CO2驱提高采收率评价研究

我国注水提高采收率技术已成熟,但注水开发到后期仍有大量的剩余油无法开采出来。详细分析了油藏水驱后的储层变化特征,长期水驱后粘土矿物膨胀、渗透率降低、注入压力过高,无法进一步提高采收率。介绍了CO2驱驱油方式混相驱与非混相驱,对比分析了连续注CO2、重力稳定驱和水气交替注入三种CO2注入方式各自的优缺点及油藏适应性,优选了适合油藏水驱后CO2的最优注入方式为水气交替注入方式。水气交替注入方式不仅具有降低原油粘度、使原油膨胀、降低油水界面张力、改善油层渗透率及抽提和萃取原油中轻质组分等作用,还可以降低黏性指进,防止气体早期突破等作用,能很好的提高水驱油藏采收率。并进行了现场应用的可行性分析,研究表明注CO2提高我国水驱后开发后的油藏具有很好的应用前景。     

水驱后油藏CO_2驱提高采收率评价研究

我国注水提高采收率技术已成熟,但注水开发到后期仍有大量的剩余油无法开采出来。详细分析了油藏水驱后的储层变化特征,长期水驱后粘土矿物膨胀、渗透率降低、注入压力过高,无法进一步提高采收率。介绍了CO2驱驱油方式混相驱与非混相驱,对比分析了连续注CO2、重力稳定驱和水气交替注入三种CO2注入方式各自的优缺点及油藏适应性,优选了适合油藏水驱后CO2的最优注入方式为水气交替注入方式。水气交替注入方式不仅具有降低原油粘度、使原油膨胀、降低油水界面张力、改善油层渗透率及抽提和萃取原油中轻质组分等作用,还可以降低黏性指进,防止气体早期突破等作用,能很好的提高水驱油藏采收率。并进行了现场应用的可行性分析,研究表明注CO2提高我国水驱后开发后的油藏具有很好的应用前景。     

稠油油藏水驱转热采工艺可行性分析

胜利油区水驱稠油油藏经过多年的注水开发，由于原油粘度的增大和剩余油分布的高度分散，导致开发后期采油速度低、产量低，严重限制了油藏采收率的提高，因而必须寻找合适的接替技术。中外水驱转热采的实践经验证明，热采技术的高温蒸汽降粘和超覆作用等手段可大幅度提高水驱后稠油油藏的采收率，解决水驱开发无法解决的降低原油粘度和提高波及体积等问题。水驱转热采适合于埋藏深度小于1400m的普通稠油油藏，可大幅度提高原油采出程度。胜利油区的油藏条件完全符合水驱后转注蒸汽的筛选标准，具有广阔的应用前景。     

非稳态法测定稠油油藏相对渗透率实验研究

为了更好地了解稠油油藏的开发特点,针对实际油藏地质特点和流体性质特征,通过室内实验,用水驱油非稳态法测定稠油油藏油水相对渗透率曲线。在数据处理过程中,用JBN经验公式法进行计算,采用对数对其进行拟合与回归计算,做出油水相对渗透率曲线,进而得出实验结果。结果表明,两相渗流区比较大,残余油饱和度比较高,水相渗透率相对比较低,等渗点饱和度大于50%。通过油水相对渗透率曲线可判断此油藏的润湿性,此稠油油藏为弱亲水油藏。在水驱油过程中,见水时间较早,见水时压差为0.72,突破时所对应的采收率还不到30%,最终采收采收率较低。此研究能为提高采收率技术决策提供一定的理论依据,在以后相关润湿性的研究中可以通过相渗曲线来进行判断。     

海上稠油砂岩油藏油水合理推进速度试验研究

纵向非均质性严重的海上稠油砂岩油藏普遍存在的层间矛盾突出问题,将导致油井含水上升速度加快、油层过早水淹、产量严重递减和水驱采收率降低,严重影响油田的高效开发。鉴于此,开展了不同驱替方式下高、低渗岩心水驱油试验。试验根据渤海SZ36-1油田地质和开发特点,以高、低渗岩心见水时间相等为评价标准,通过3种方案展开研究。试验结果表明,海上稠油油藏分注合采时,不同的注水方式得出的采收率相差较大;在设计海上稠油油藏各层的注采压差时应考虑储层的非线性渗流特征、渗透率和孔隙度的差异,以保持油水前缘尽可能均匀推进。     

高含水期油田提高原油采收率的新理论

研究了相对渗透率曲线、分流方程和Buckly-Leverett(贝克利-列维特)方程等在传统水驱提高采收率理论中的作用,从贝克利-列维特方程及物质平衡关系出发,从理论上推导出了水驱油效率及采收率计算公式.结合中国东部高含水/特高含水油田提高水驱采收率的实践,从理论上进一步分析了最终水驱油效率不是一个定值.研究表明:在油田开发过程中,随着水驱时间的延长,油田开发深度的不断加大,储层孔隙结构、孔渗参数和流体参数不仅随着油藏温度和压力变化,而且随着流体的不断采出,流体性质,尤其是粘度发生了较大的变化.通过初步理论分析,提出在油田开发过程中相对渗透率曲线是不连续的,相对渗透曲线上的2个端点值Kro,和Krw在水驱油田开发中是变化的,残余油饱和度不是一个定值,且极限为零.由导出公式分析认为,不论采用何种驱替介质来驱扫储层中的原油,均可起到既提高驱油效率又扩大波及体积的双重作用.该理论的提出揭示了高含水油田进一步大幅度提高采收率的机理所在.研究认为,新理论是对传统水驱理论的挑战,还需要在理论上和试验研究中进一步证实.     

常规稠油油藏水驱开发初期可动凝胶调驱效果 ———以华北油田泽70 断块为例

常规稠油油藏原油粘度较高,水驱开发效率较低,导致最终采收率不高。为探索改善常规稠油油藏水驱开发效果的新技术,开展了可动凝胶调驱技术改善稠油开发效果的可行性研究,结果表明,在油田开发初期这是一种有效的开发方式。针对华北油田泽70断块常规稠油油藏水驱开发特征,在开发初期开展了可动凝胶调驱先导试验,并推广到整个区块。应用可动凝胶调驱1a后,注入压力明显提高,吸水剖面得到改善,生产井含水率上升速度得到有效控制,综合含水率由47.5%下降到37.4%,采油速度由0.82%提高到2.1%,阶段累积增产油量为12787t,提高采收率为1.58%,取得了较好的增油降水效果。     

海上稠油油藏早期注聚压力与注聚时机研究

渤海油区属于典型的海上稠油油藏,目前水驱采收率不高,聚合物驱提高采收率潜力较大.鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,使得海上稠油油藏早期注聚时机和注聚压力特征不同于陆地油田中后期注聚.利用数值模拟手段和油藏工程方法,研究了渤海油区典型常规稠油油藏早期注聚压力特征、注聚时机及其影响因素;利用中心组合实验设计方法,建立了早期注聚压力变化与其影响因素之间的关系式.结果表明:海上稠油油藏早期注聚压力受5个因素影响,影响程度由大到小依次为聚合物溶液粘度、油藏渗透率、注入速度、注聚时机和原油粘度;注聚时机受原油粘度和油藏渗透率制约,原油粘度越大、油藏渗透率越低,注聚时机则越晚,渤海油区稠油油藏早期注聚的合理时机在含水率大于20％以后,极限注聚时机在含水率为10％.     

特高含水阶段新型水驱特征曲线

水驱油藏开发进入特高含水阶段之后,油、水相对渗透率的比值与含水饱和度的关系会偏离直线,常规水驱特征曲线也会偏离直线,此时再应用常规水驱特征曲线预测开发指标会产生较大误差。针对此现象提出了新型渗流表征关系即油、水相对渗透率比值与含水饱和度的关系表达式,该表达式能够对中后期的油、水相对渗透率比值与含水饱和度的关系进行高精度拟合。在此基础上,运用油藏工程方法推导了一种新型水驱特征曲线。利用油藏数值模拟结果和现场数据对新型水驱特征曲线与常规水驱特征曲线进行对比,结果表明新型水驱特征曲线对高含水期及特高含水期的数据拟合具有更好的适应性,很好地解决了特高含水阶段曲线上弯和预测误差偏大的问题,有较好的现场实用价值。     

低渗透油田水淹井油井堵水技术研究与应用

三叠系储层微裂缝发育,注水且具有明显的方向性,容易造成注入水沿微裂缝发育方向快速推进,而使油井水淹,采油三厂大部分三叠系油藏已经进入中高含水期,受储层微裂缝、高渗带、初期压裂规模较大、超前注水等综合因素影响,水淹井数呈逐年上升趋势,甚至迅速水淹,产能损失严重。针对这一生产矛盾,近年来采油三厂在充分调研各种堵剂体系的基础上,结合采油三厂低孔、低渗、微裂缝发育的油藏特征,研究剩余油分布规律,遵循"注的进、堵的住、安全性强"的原则,先后研发、引进智能弱凝胶、微纳米堵水凝胶、裂缝封堵剂等堵水材料进行油井堵水现场试验,并取得了较好效果,为后期油田高效开发提供了一定的借鉴。     

注水开发过程中原油的生物降解与水洗作用

注水开发是提高原油采收率的常用方法。为了探索注水开发过程中原油遭受的次生蚀变作用和组分变化规律,对典型注水开发的济阳坳陷曲堤油田曲9油藏进行了动态跟踪和地球化学对比分析。研究结果表明,随着注水开发过程的推进,原油族组成中饱和烃相对含量呈升高趋势,而芳烃相对含量呈降低趋势,体现出典型的水洗作用效应。Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈比值呈现出先降低后升高,或先升高后降低的复杂变化,推测不仅受到水洗作用或生物降解的影响,还有类似地质色层效应的加入。C₁₅8β（H）-补身烷/C₁₆8β（H）-升补身烷逐渐升高,指向生物降解抑或水洗作用的蚀变,尚无法区分。三环萜烷/17α（H）-藿烷、C₂₇重排/C₂₇规则甾烷和甾烷/17α（H）-藿烷均呈现明显增高趋势,C₃₁藿烷22R/C₃₀藿烷（C₃₁R/C₃₀H）则呈现幅度较小的降低趋势,均指示生物降解作用的结果。甲基菲指数（MPI₁）、二苯并噻吩/菲（DBT/P）、C₂₆三芳甾烷20S/（20S+20R）与C₂₆/C₂₈三芳甾烷（20S）基本保持不变,表明水驱过程中三芳甾烷并不受影响,菲系列和二苯并噻吩系列未表现出显著的水溶性或抗生物降解能力差异。     

底水锥进油藏油水同采技术研究

在底水油藏生产中后期,油井不可避免出现见水现象,如不采取合理有效的控水措施,将造成产量迅速递减,采收率下降,开发效果变差.对红南油藏开发现状及生产动态的分析,提出了综合治理方案,并提出了油井油水同采技术,见到了一定的效果.该研究为含水油田的综合治理拓展了思路.     

油砂洗涤水处理及回用

采用中国石油兰州化工研究中心自主研发的反相破乳剂对油砂洗涤水进行破乳和混凝絮凝处理,对处理后的油砂洗涤水进行多次回用,分析了破乳前与混凝后水中的油、悬浮物含量和水质浊度,考察了油砂洗涤水重复使用的可行性以及洗涤效果。结果表明:经过处理的油砂洗涤水中添加20%(质量分数)新鲜水回用于油砂洗涤,当重复使用5次时,处理后油砂洗涤水中含油物、化学需氧量(COD)、浊度去除率依次大于37%,30%,98%;封闭式回用会导致洗涤水中离子(如氯离子、硫酸根离子)及电导率快速增加,影响油砂洗涤效果;在补水回用时减少回用洗涤水的碱用量,处理后油砂洗涤水中含油物、COD、浊度去除率平均值依次为92.85%,54.62%,99.84%,碱用量可减少15%;补水回用与封闭式回用时的油砂收油率均大于86%。     

油水同层潜力分析

由于油水同层有效厚度小、含油饱和度低、储量丰度低等原因,多年来开展相关研究较少,对油水界面变化规律、同层地质储量及产能潜力的认识还不够深入.为搞清油水同层开发状况和未动用储量潜力,根据区域油水界面深度和测井曲线响应,综合分析对比,重新落实了单井油底、水顶深度资料,逐井落实了油水同层厚度;应用精细地质研究成果研究了油水同层的厚度发育和分布规律,结合动态资料分析了油水同层开发动用状况,并分类计算了地质储量,综合分析评价了油水同层的开发潜力,为搞好调整挖潜提供了地质依据.     

油田年产油量与含水率预测方法

油田产量出现递减以后,无因次累计产量与无因次时间在直角坐标中是一条通过坐标原点斜率为1的直线,用这个直线方程可以预测任何油气田的产量变化动态.将这个无因次方程与甲型、丙型水驱特征曲线相结合,得到了两个预测油田含水率变化动态的经验公式,用这些公式预测油田含水率变化,结果是令人满意的.在介绍这一预测方法的基础上,运用国内外2个油田开发实例比较详细的说明了上述预测方法的应用过程,预测结果表明,与油田实际开发指标相吻合.     

油气田开发过程中油气水的运移特征分析

本文主要从重力分异以及微观机制角度对其生产过程进行了深入探究,分析了其运行原理,以期可以为油气田开发工程提供有价值的参考信息。     

海相断块油气藏油水界面确定方法

油气水界面是划分含油、含气范围和制定油气藏开发方针的重要参数。A油田油气藏的主力储层为C2组的CPEDC3段,储集空间复杂,为带气顶油环,压力系统正常。以储层地质学、石油地质学理论为基础,研究A油田油气藏的地质特征,并在此基础上计算油气水分布界面,划分油水层。为后期的储量计算和布井方式提供了思路,同时也为开采提供了可靠的依据。     

陆相水驱油藏断层分割与剩余油富集研究

中国东部老区的陆相水驱油藏目前已全面进入高含水、高采出程度开发阶段，因此，认识剩余油分布，成为老油田开发调整及提高采收率的重要内容。文章重点论述了断层分割控油模式及对剩余油富集的控制机理，依据断层发育部位和力学机制不同建立了4种断层分割控油方式；利用物理和数值模拟方法研究断层分割控油机理，建立断层分割控油的定量预测模型。研究表明，高含水复杂非均质油藏的剩余油分布主要受断层、储层非均质性及注采方式等控制。     

裂缝性底水油藏含水率及产量变化规律研究

将部分打开底水油藏内的流动视为上部平面径向流动和下部垂直单向流动的组合，利用上部的平面流动确定地层内压力分布的差异，而在下部流动中考虑地层内的压力差异和重力作用，导出了部分打开裂缝性底水油藏的水相分流量方程，可准确描述不同生产压差下的含水变化规律。水相分流量方程结合无因次采油（液）指数便可对油藏的产量变化规律进行预测。该理论的建立为底水油藏开发中的动态分析和预测提供了依据。