渤海稠油油藏组合调驱增油效果及作用机理

渤海地区稠油资源十分丰富,但由于储层厚度大、非均质性严重,水驱开发效果较差,亟待采取大幅度提高 采收率技术措施。针对矿场实际需求,以LD5-2 油藏地质特征和流体性质为模拟对象,开展了组合调驱增油降 水实验研究和机理分析,并提出了一种可定量研究层内非均质储层吸液剖面变化规律的实验方法,实现从注入 端和采出端同时监测剖面变化规律。结果表明,组合调驱可以产生协同效应。在注入段塞尺寸为0.3 PV条件 下,与单一三元复合体系调驱相比,组合调驱采收率增幅提高18 百分点。“分注分采”岩心实验发现,在发生液流 转向作用前提下,高渗透层入口分流率低于出口分流率,低渗透层反之。在调剖调驱过程中合理控制注入压力 可避免低渗层受到较严重污染,有利于提高调剖调驱措施效果。     

低粘度堵剂在管外窜槽模型中的注入选择性研究

为了研究堵剂在发生管外窜槽井的注入特性,根据管外窜槽模型,分析了低粘度堵剂的注入特性,指出不同渗透率地层的分流情况受窜流通道和地层渗透率的综合影响.在油水层渗透率一定的条件下,窜流通道渗透率越小,水窜层分流率越小;反之,窜流通道对水窜层分流率影响越小,并且最终分流率趋于定值.随着注入速度的增加,水层和油层的压力均增大.在窜流通道和油水层渗透率一定的条件下,若油水层压力不变,则油水层分流率不变.低粘度堵剂注入发生管外窜槽的油水层时,由于油水层压力确定了注入流体的分流率,同时由于油层压力小于水窜层压力,使大量堵剂进入油层,对地层造成严重伤害.因此,建议使用泡沫等具有分流效应的流体,减少对油层的污染.     

非均质砂岩油藏长期开采后的窜流规律

通过并联填充砂管水驱试验来研究砂岩油藏长期开采后的窜流规律.结果表明,储层非均质性程度越高,窜流形成时机越早,并且窜流程度越严重,即造成的注入流体低效循环现象越严重;非均质油藏中,高渗透层中流体流动符合高速非达西流模式,常用Forchhimer公式和指数型公式来描述;高渗透层中流体流动的非线性渗流指数较小时,注入水沿高渗透层突进,油藏注采窜流程度加剧,表现为高、低渗透层产液比远远大于它们的渗透率级差.     

支化预交联凝胶颗粒封堵性能与调剖能力评价

为研究粘弹性支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)的封堵性能与调剖能力,进行了单管填砂岩心封堵实验和非均质平行双管填砂岩心驱替实验。实验结果表明:B-PPG以不断堆积堵塞与变形通过孔道的方式在岩心中运移,能够对岩心窜流通道进行有效封堵,阻力系数增大,封堵效率在97%以上;岩心阻力系数和封堵效率随岩心渗透率、B-PPG质量浓度和模拟地层水矿化度的增大而增大,随注入速度和温度的增大而减小。B-PPG通过选择性封堵高渗透岩心、液流转向的作用改善非均质岩心的吸水剖面。当岩心渗透率级差小于7.1,B-PPG段塞为0.25~1.0倍孔隙体积时,B-PPG都表现出良好的调剖效果。     

聚合物驱提高采收率实验研究

长期注水开发加剧了油藏非均质性,形成优势流场,随着油田聚合物驱的扩大,聚合物沿高渗透条带窜流导致油井提前见聚,降低了驱油效率。通过并联岩心实验模拟高含水后期油田聚合物驱油,实验结果表明,不同渗透率级差下,岩心采收率提高程度不同,随着级差的增加,聚合物驱最终采收率降低,相同级差与注入速度条件下,岩心的采收率与聚合物的浓度密切相关,后续水驱过程中低渗透岩心的采收率大幅度提高,但高渗透岩心最终采收率均高于低渗透岩心。     

泡沫驱前调剖提高采收率室内实验

海上油气藏疏松砂岩地层经过长期注水开发后,其高渗透层易形成大型窜流通道,非均质性进一步增强,单独实施泡沫驱会导致泡沫在窜流通道中突进,造成无效驱替,因此有必要在泡沫驱前进行调剖。通过室内实验研究,利用3层非均质岩心模拟高渗透强非均质性油藏,进行单独泡沫驱和调剖后泡沫驱。实验结果表明:一次水驱后先进行调剖再进行泡沫驱的最终采收率比一次水驱后直接进行泡沫驱提高了18.0%,最终采收率达50%以上;增大泡沫注入量,有利于提高采收率,最优泡沫注入量约为0.4倍孔隙体积;对于层间非均质模型来说,选用高强度改性淀粉强凝胶作为调剖剂,会优先选择性封堵高渗透层,迫使后续泡沫进入中、低渗透层,从而有效改善吸液剖面,大幅度提高采收率,相对于一次水驱采出程度可提高36.0%。     

泡沫在不同渗透率级差填砂管中的调驱特性研究

为了解决胜利油田稠油油藏开采时蒸汽波及效率低的问题,利用泡沫作为蒸汽流度调剖剂,在温度为90℃的条件下通过物理模拟实验测算了泡沫在不同渗透率级差的两并联岩心管中的阻力因子、高低渗管中产液速度变化特征及泡沫驱油时的采出程度与注入压差的变化特征。实验结果表明：起泡剂FCY产生的泡沫阻力因子随渗透率级差的增大而先增大后减小;泡沫能使高渗管的产液速度减小,而使低渗管的产液速度增大;并联岩心管饱和油后采用泡沫驱,注入0.85PV泡沫时,才能形成有效封堵,而且渗透率级差越大,最终注入压差越低;泡沫驱能同时提高高渗管和低渗管的原油采出程度,但随着渗透率级差的增大,高渗管采出程度略有增加,而低渗管采出程度略有降低。     

低渗透纵向非均质油层水驱波及规律实验研究

多层非均质油藏普遍存在层间矛盾,导致低渗透层动用程度、水驱波及程度及采收率低,纵向非均质性严重影响了低渗透油藏的高效开发.通过单岩心水驱油、岩心组合模型水驱油实验,结合多层非均质油层注水量劈分公式和水驱波及系数计算方法,研究了渗透率级差对水驱波及规律的影响.结果表明:岩心组合模型的吸水量分配符合多层非均质油藏吸水量劈分理论公式,岩心组合模型可以较为准确地反映非均质油藏的水驱波及规律;随着岩心组合模型渗透率级差的增大,高渗透层的吸水量比例逐渐增加,当渗透率级差大于9时,注入水几乎无法波及低渗透层.     

油田注入系统滋生物对聚驱渗流特性影响研究

聚合物驱注入系统中过滤器和管线内壁存在的黏性胶状物是注入水中微生物在系统内大量繁殖的代谢物,它会随聚合物溶液进入储层,对聚合物驱开发效果造成影响。采集了杏树岗油田聚合物配注系统内滋生胶状物,与聚合物溶液混合形成含胶状物聚合物溶液,开展了胶状物对聚合物驱开发效果影响的实验研究。结果表明,与聚合物溶液相比较,胶状物在多孔介质内传输运移能力较差。当储层岩心渗透率较低(Kg1 000×10~(-3)μm~2)时,聚合物溶液中胶状物主要滞留在岩心端面附近区域。胶状物会对聚合物驱增油效果造成不利影响,但随储层渗透率级差增加,其影响程度逐渐减小。并联模型实验表明,水驱过程中分流率呈现"高渗透层增加,低渗透层减小"趋势,注聚初期和中期分流率呈现"高渗透层减小、低渗透层增加"趋势,后期分流率呈现相反趋势,即出现"剖面反转"现象。岩心实验表明,当采用不同注入方式(恒速和恒压)注入相同(类型和段塞尺寸)聚合物溶液时,聚驱采收率会存在差异。现场聚驱注入方式通常是"恒速"或"恒速"到"恒压"方式。因此,在岩心实验时,聚合物溶液注入方式的选择必须考虑现场储层破裂压力的影响,否则,现场按照室内推荐方案执行就会遇到注入井注入困难问题。     

黏度可控凝胶体系注入参数优化

大庆油田聚合物驱后优势渗流通道发育,窜流严重,有效开采难度大。为保持油田持续有效开发,确立了调、堵、驱结合的技术研究。针对调堵需求,研制出一种黏度可控凝胶体系,该体系初始黏度小于20 mPa·s,10~40 d黏度小于300 mPa·s,成胶黏度2 500 mPa·s以上。根据聚合物驱后的取心井资料设计物理模型,利用正交试验设计法确定的最佳注入量为0.10 PV,注入浓度为1 000 mg/L,注入速度为0.6 mL/min.应用表明,高渗透层分流率由聚合物驱后后续水驱的66.9%降为0.7%,中渗透层分流率由33.0%升至85.0%,低渗透层分流率由0.1%升至14.3%,该体系对中、低渗透层污染小,对高渗透层有效封堵,可以满足现场需求。     

气驱窜流特性理论研究

为研究水驱后气驱的窜流特性,在水驱油模型的基础上推导了气驱窜流突破公式,研究了均质和非均质,混相和非混相,以及垂直方向的气窜特性,指出混相形成段塞式驱替,非混相一定发生突进,但突进很小.加入表面活性剂形成泡沫或增加压力达到混相等方法可以达到增加驱替相的黏度,减少气相渗透率和气窜的目的.通过水气交替注入和加入聚合物等材料,降低驱替相的相渗透率,可以减少黏性指进.混相与非混相时,都是高渗透层突破快,指出发生窜流主要是因为地层非均质引起的前缘突破时间不同.在垂直方向,上部地层压力高于下部地层,流体处于连续状态,气体无法上窜,上部流体流入下部;下部地层压力高于上部,出现黏性指进,存在高渗透层则出现舌进.裂缝的存在只是加快窜流速度,窜流前缘突破时间大大减少.在容积器皿中的气液分离效应是重力分离,多孔介质中是黏性指进和高渗透层窜流.     

注聚过程中高分子聚合物的防窜研究

针对地层非均质性造成的注聚过程中聚合物窜流,研究了高分子聚合物溶液的驱油封窜性能.考察了聚合物黏度随温度变化的趋势,随着温度升高,聚合物黏度呈反“厂”字型降低.注入0.3 PV高浓度的高分子聚合物溶液段塞后,高渗透层相对出液量降低,低渗透层相对出液量明显增加.在后续水驱阶段,高分子聚合物溶液段塞注入压力变化趋势与常规分子聚合物溶液段塞基本一致,但相对分子质量越高,下降趋势越缓,有效时间越长,封堵效果越好.相对分子质量为1.8×10 7和2.0×107的聚合物溶液段塞对低渗透层的采收率比常规分子聚合物(1.4×107)溶液段塞的采收率分别高出9.05％和11.75％,组合段塞比常规段塞更高出19.64％.还讨论了高分子聚合物驱油机理.     

变黏度聚合物段塞交替注入驱油效果评价

针对聚合物单一段塞注入易发生返转、高渗层突进等问题,探索通过变黏度聚合物段塞交替注入改善非均质油层的驱油效果。对非均质油层依次交替注入不同黏度的聚合物段塞,高黏度聚合物段塞优先进入高渗层,降低了高渗层流速,迫使后续低黏流体进入与之较为匹配的低渗层,使高、低渗层驱替剂流度差异减小。实验结果表明,交替注入增加了低渗层的吸液量,低渗层分流率曲线形态由“∧”字型向“∩”字型转变,交替注入方式聚驱采收率提高值高于单一段塞注入方式,并且使聚合物用量降低了四分之一。     

水驱不同注采位置油藏特征——以萨尔图油田北二西区块油藏为例

利用油藏剩余油粘度和岩心分析方法,对萨尔图油田北二西区块油藏剩余油粘度、驱油效率等参数进行了研究。结果表明,水驱主流线不同注采位置剩余油粘度、油藏流度、含油饱和度和驱油效率均呈现不同程度的非均质性,并受储层物性、注采位置和驱油时间等因素控制;主流线从注水井到采油井方向,油藏非均质性增强,含油饱和度增大,驱油效率减小,且驱油效率与渗透率成正相关,相关程度随渗透率的增大而增高,剩余油粘度与渗透率微弱相关,含油饱和度与渗透率低度相关;随水驱油时间的延长,剩余油粘度和驱油效率增大,油藏流度与含油饱和度下降。综合挖潜水驱不同注采位置剩余油仍有一定潜力,其中主流线靠近采油井位置开采潜力最大;聚合物驱油则更合适,可根据聚合物驱油藏流度比控制范围和剩余油粘度的测定结果,确定聚合物溶液的粘度及质量浓度。     

粘土胶SMD的注入特性与地层渗透率的关系

通过测定不同渗透率均质填砂模型注入粘土胶SMD的压力随注入量的变化,将SMD在地层的注入特性概括为3种情形,随渗透率增加,SMD的作用逐步由渗滤面调剖向溶部调剖再向驱油转化,基于该结果,用地层的不均质性导致SMD沿高渗透层突进解释了现场试验中的驱油效果及油吉出胶现象,在填砂模型实验中使用添加高锰酸钾的紫色水溶液和添加碳粉的SMD,证实了如下情况：SMD对高渗透层的封堵强度弱,对中低渗透层产生堵塞,窜胶以后地层形成SMD窜流层,导致注入水和SMD的波及系数降低,二次窜胶时间缩短,这一结果与现场注胶试验过程相符。     

多层非均质层间窜流定量表征及开发对策

针对水驱油藏非均质储层层间窜流干扰问题,设计了多层非均质长岩心物理模型,运用阿尔奇方法计算各级渗透率岩心组沿程饱和度分布,模拟研究多层水驱生产特征及层间窜流规律,通过末端岩心饱和度变化确定窜流程度,对比不同非均质性条件下层间窜流程度的差异.结果表明:逐层启动开发方式下,层间窜流程度大幅降低,其采收率较多层并行合采提高4...     

低渗透非均质油藏压敏性及其对流体分布的影响——以CO2驱油藏为例

非均质油藏各层的渗透率和孔隙结构不同,当有效压力变化时每一层的渗透率压敏性也不同,这必然会影响注入流体的分布.利用并联岩心模型,对低渗透非均质油藏的CO2驱开发过程进行了研究,分别讨论了渗透率和渗透率级差与有效压力的关系以及有效压力对流体分布的影响.研究结果表明,有效压力变化后,不同渗透率的岩心其渗透率压敏性不同,低渗透岩心渗透率压敏性比高渗透岩心的强;有效压力增加,渗透率级差变大,非均质性增强,高渗透岩心中分流率增加,低渗透岩心中分流率减少,波及体积减小.因此,在低渗透非均质油藏开发过程中应该保持合理的地层压力,尽量避免因压敏性而导致的波及体积减小的现象.     

聚合物微球有效作用距离对调剖效果的影响——以高浅南油藏为例

为研究非均质油藏采收率与聚合物微球运移距离的关系,优化微球注入量,利用三层非均质岩心开展不同微球注入量下的驱油、调剖实验。实验结果表明:对于非均质性较强的油藏,采用聚合物微球调剖效果显著,采收率提高幅度随微球注入量增加而增大;微球的运移倾向于优先进入高导流能力的水窜通道,在大孔道孔喉处实现聚并、架桥封堵,可有效提高后续驱油剂波及体积;微球在油藏中的运移距离对提高采收率效果影响很大,只有当微球运移至油藏深部(深调)时,才可充分发挥其调剖作用。根据高浅南油藏条件,为保证微球能够发挥深调效果,只需注入微球0.20 PV(PV为高渗层孔隙体积)。微球深调-强乳化剂驱复合技术比较适用于高浅南油藏,应用该技术可在表面活性剂驱基础上再提高采收率17.88百分点以上。     

低渗透非均质油藏二氧化碳非混相驱窜逸控制实验

低渗透油藏普遍存在非均质性严重、裂缝发育等特点,导致二氧化碳驱油过程中会发生不同程度的气窜现象。为了研究非均质性及裂缝对二氧化碳驱油效果的影响,建立均质岩心模型、不同渗透率级差的人造非均质模型、高渗透气窜通道模型及裂缝模型4种室内实验模型,用以模拟低渗透储层的非均质性及裂缝发育。利用4种模型依次开展水驱和二氧化碳连续气驱实验,并针对不同类型的岩心模型采取相应的封窜体系对二氧化碳实施气窜封堵。实验结果表明,二氧化碳连续气驱的采出程度与渗透率级差呈幂函数下降趋势,岩心非均质性越强,气体窜逸现象越严重,气驱效果越差。针对不同非均质级别的岩心,可采用不同的封窜体系实现二氧化碳的窜逸控制。其中,乙二胺体系可用于封堵渗透率级差小于等于100的非均质模型的高渗透层,改性淀粉凝胶与乙二胺体系可用于封堵岩心内渗透率级差大于100的高渗透气窜通道以及裂缝。     

驱替液黏度对多层非均质油藏聚驱吸液剖面返转及驱油效果影响

针对聚合物驱过程中吸液剖面返转现象,通过模拟渤海某油藏的地质条件,从不同黏度的同质聚合物溶液在低渗透层的分流率出发,研究了聚合物溶液黏度对注聚过程中吸液剖面返转的影响规律,并开展了浓度为1500 mg/L的剪切后黏度分别为30.5 mPa·s和130.8 mPa·s的异质聚合物（HPAM和HAPAM）溶液段塞组合的驱油实验。结果表明,聚合物溶液黏度增加,聚合物驱时吸液剖面返转时机将提前,低渗透层分流率先升后降,并且分流率的峰值会增大,注入聚合物溶液黏度过低或者过高都不利于提高采收率。对于渤海某油田,过炮眼后聚合物溶液黏度控制在15~30 mPa·s范围之内较为合适。高黏度HAPAM溶液对非均质油藏改善效果要强于低黏度HPAM溶液,但其相应的注入压力也更高,对于海上正在实施聚合物驱的某多层非均质油藏,采用高黏-低黏异质聚合物溶液交替注入方式对非均质油藏改善效果更加明显。