大尺度物理模型特高含水期流场转换实验研究

整装油藏在长期注水开发中,强注强采导致油水井间逐步形成优势流场,即水驱油流动的主流线。在特高含水期,主流线方向上水洗程度较高,剩余油饱和度较低。因此在开发后期只有打破原来的固定优势流场,使得注入水向弱势区流动,才能有效驱动原油,提高地层原油采收率。通过大尺度物理模型实验,改变特高含水后期注水流场方向,分析剩余油分布情况及原油驱替效率。确定在同一井组,相同井距,相同采液速度条件下,九点井网是特高含水后期井网调整的最佳选择。     

基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究

针对特高含水开发阶段水油比急剧上升、注水量大幅增加和现有技术适应性差等问题,采用非均质物理大模型探索了进一步提高水驱后和聚合物驱后特高含水油藏采收率的方法。研究了聚合物驱-井网调整、自聚集微球-活性剂驱等不同驱替阶段含油饱和度的分布特征,分析了试验过程中注入压力、采收率的变化情况。研究发现,采用井网调整改变流线方向结合聚合物驱扩大波及系数的方法,可使水驱后处于特高含水期油藏的采收率提高26.0%;自主研发的自聚集微球能够运移至油层深部封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂发生液流转向,进入剩余油潜力区,从而提高聚合物驱后特高含水期油藏的驱油效率,自聚集微球-活性剂体系的残余阻力系数是聚合物的1.5~1.6倍,可使聚合物驱后特高含水油藏的采收率提高5%以上。研究结果表明,水驱后特高含水期油藏可采取井网调整结合聚合物驱的方法提高其采收率,而对于高波及系数和高采出程度的聚合物驱后油藏,可采用微球活性剂相结合的深部调堵驱油方法提高其采收率。      

特高含水油藏聚驱后非均相驱渗流规律

目的 针对特高含水油藏窜流问题严重、聚合物驱流度控制能力有限等问题,探索特高含水阶段非均相驱微观渗流特征。方法 通过微观可视化渗流实验、均质条件驱油及非均质条件调驱实验,评价了特高含水阶段水窜规律和聚驱对注水剖面的调整能力。结果 在特高含水阶段,注入聚合物和非均相体系后,驱替压差有效提高,最终采收率较水驱提高了32.8%;非均相体系的注入可在聚驱后继续动用低渗岩心中的剩余油,低渗填砂管采收率较水驱提高了38.1%。非均相体系有效动用了各类微观剩余油,含量显著降低。结论 非均相体系能够对窜流通道实现有效封堵,改善多孔介质的微观非均质性,促使驱替液转向并进入未波及区域,对剩余油实现有效的动用,进而提高原油采收率。     

特高含水期驱替倍数量化表征及调整对策

特高含水期油藏经过长期注水开发,在平面、纵向上存在驱替不均衡现象,影响水驱开发效果。为了达到均衡驱替的目的,利用数值模拟技术提出了驱替倍数量化表征方法,识别表征油藏不同位置处驱替程度的差异,根据驱替倍数与剩余油饱和度及采出程度的关系对其进行分级评价,将特高含水期油藏分为弱驱富集区、强驱替区、高耗水区和无效注水4个区域,并确定了不同区域驱替倍数的分布模式,在此基础上形成了提高弱驱富集区驱替倍数,转变强驱替区液流方向,注采调配控制高耗水区,封堵调控遏制无效注水等均衡驱替技术对策。针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组提出了井网调整优化方案,现场实施后提高水驱采收率1.43%,应用效果较好。     

聚驱后剩余油分布的大平面驱油实验及荧光分析

通过大平面人工均质岩心驱油和驱油后储层岩心磨片荧光分析,针对大庆油田研究了聚合物驱后剩余油分布.人工均质岩心渗透率2 μm2,孔隙度0.263,几何尺寸(cm)为60×60×2.4,由埋置的81对微电极测量81个点处的电阻率,计算各该处含水饱和度,求得含油饱和度.大平面模型经清水驱油后,注入聚合物0.57 PV×1000 mg/L,再继续水驱,绘制了采收率和含水率曲线,及水驱、注聚、后续水驱结束时平面上岩心含油饱和度分布图.含油饱和度沿主流线(一条对角线)近似对称分布,主流线上含油饱和度最低,水驱后为32.0%,注聚并后续水驱后为21.5%,波及系数分别为0.960和0.985.取自大庆不同储层的两组各两支岩心,一支水驱油,另一支实施水驱-注聚-后续水驱,驱替后在注入端、中间、采出端各取一横剖面制成磨片,用荧光分析法测定剩余油饱和度并计算其概率密度.与水驱后岩心相比,聚驱后两组岩心每一剖面的剩余油饱和度均降低,低剩余油饱和度(＜30%)部分所占比例增大,高剩余油饱和度部分所占比例减小,最大剩余油饱和度值降低,其中一组岩心的最小剩余油饱和度值减小.图6表6参6.     

渤海某区域边底水油藏高倍水驱机理及应用

渤海某砂岩油藏边底水能量强,采液强度大,密闭取心资料显示油田存在部分强水淹、洗油程度高等现象;基于此发现,开展了2000 PV高倍水驱油实验,明确了目标区块极限水驱特征;同时借助CT扫描成像驱替技术,开展了高倍水驱提高采收率机理研究;在明确高倍水驱机理基础上,借助数模对目标油田开发策略进行了研究。研究表明:含水率为98%时,岩心驱出程度平均值为32.4%,2000 PV极限驱替时,驱出程度平均值为63.9%,岩心中含油饱和度随注水倍数增加呈下降趋势;注入倍数越高,水相渗透率增加,两相共流区变宽,残余油饱和度减小;水驱倍数的增加,渗流场发生改变,波及体积扩大使得连片状残余油变少,总体剩余油饱和度不断降低;含水98.2%时进行提液,能够增油83×10⁴m³,采出程度可达到18.9%。     

特高含水期油田“四点五类”剩余油分类方法

特高含水期油田的油水分布状况复杂,需要明确其剩余油的定义、属性分类方法和水驱开发潜力评价方法。在油藏水驱极限驱油效率研究和渗流力学分析的基础上,选取油水渗流特征点对应的4个含油饱和度为剩余油分类界限点,建立了特高含水期油田"四点五类"剩余油属性分类方法。将特高含水期油田剩余油划分为富集油、相对富集油、可动用油、难动用油和残余油5类,分析了这5类剩余油的具体属性、开发调整对策及措施方向。根据提出的油田水驱开发潜力评价方法,将特高含水期油田水驱开发潜力划分为水驱极限潜力、可动用潜力和难动用潜力3类,并对中国石化10个中高渗透油田的剩余油属性分类和水驱开发潜力进行了分析,结果表明,特高含水后期普遍分布的剩余油以难动用油为主,局部富集的剩余油以相对富集油为主,注水开发极限潜力巨大,但近4/5为难动用潜力油藏。特高含水期油田"四点五类"剩余油分类方法明确了剩余油的分布特征,为制定不同类型剩余油开发调整措施提供了理论依据。      

水驱油藏特高含水阶段提高采收率可行性研究及技术对策

常规砂岩油田注水开发最终采收率多为35%～50%。基于大量室内实验、应用实例和中外油田案例类比,分析了特高含水开发阶段进一步提高水驱油藏驱油效率的可行性。讨论了水驱油藏在周期注水、关停老井侧钻、多油层逐层上返或沿断层面钻加密井等扩大注水波及体积基础上,长期高孔隙体积倍数注水、低矿化度水驱等经济可行的提高驱油效率思路和方法。室内研究和矿场实践结果表明,长期注水开发砂岩油藏润湿性由偏亲油性向偏亲水性转化,残余油饱和度降低,有利于提高驱油效率。依据成熟开发油田大量类比实例,在油层和流体性质较为有利的条件下,强天然水驱油藏依靠天然能量开采,或弱天然能量油藏通过注水开发最终采收率可达70%。采用自流水注水、低矿化度水驱、同井注采工艺等技术已证实是经济可行的。特高含水开发阶段老油田已有的大量开发井和配套设施为进一步提高采收率提供了基础。应用经济可行的长期高孔隙体积倍数注水思路有望将水驱开发油田采收率进一步提高至50%～70%。     

改变微观水驱液流方向提高剩余油采收率试验研究

为了弄清特高含水油藏微观剩余油类型及提高剩余油的动用效果,进行了微观水驱油特征试验研究.在分析剩余油的几何特征和建立孔喉特征分析方法的基础上,进行了剩余油分类.采用微观可视化驱替试验、图像识别与统计等方法,定量分析了改变液流方向对微观剩余油的影响.试验结果分析表明:不改变液流方向的水驱剩余油饱和度为20.90%;改变液流方向后,继续水驱后剩余油饱和度降为9.69%;改变液流方向后原油采收率可提高11.2百分点.研究表明,改变液流方向后,随着注水量增加,分支状和连片型剩余油饱和度呈指数递减,油膜状、柱状和滴状剩余油饱和度先增大后减小,符合二次多项式函数关系.研究结果为水驱提高剩余油采出程度提供了理论基础.      

双河油田砂砾岩油藏微观水驱油机理

砂砾岩储层微观水驱油试验表明:水驱时水线推进易在砾石处发生绕流、卡断现象,造成水驱采收率低于一般砂岩储层。水驱剩余油主要在注入水尚未波及到的中低渗透层和发生注入水“海恩斯跳跃”处。注聚合物驱可降低储层非均质影响及“海恩斯跳跃”形成的剩余油饱和度,提高注水采收率12％以上。建议双河油田扩大高温聚合物试验区块。