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ˮ��ЧӦ�Ե�������������ƺͽ������ 总被引:28,自引:7,他引:21
低渗透特低渗透油藏普遍存在着水锁损害,而且渗透率越低,水锁伤害越严重;造成水锁效应有内在和外在两方面的因素。储层致密、孔隙喉道小,油藏压力低、存在绿泥石薄膜状的孔隙衬边结构是造成储层产生水锁效应的内在因素;驱动压差小、外来流体与岩石的润湿角小、粘度大及油水界面张力大是造成储层产生水锁效应的外在因素。渗透率越低,孔喉半径越小,油层压力越低,越容易产生水锁损害,且越难以解除其损害。通过室内实验研究认为:提高排液速度可以提高渗透率的保留率,抑制水锁效应;向油层中挤注一定的表面活性剂体系工作液,可以有效地提高油相渗透率的保留率,减弱和部分消除水锁效应;在注入水中加入优化后的表面活性体系,可以改变低渗透油藏流体的渗流特性,可以有效地增大油水两相同流区,改善其水驱开发效果。 相似文献
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《大庆石油地质与开发》2015,(3)
特低渗透油藏超前注水开发方式具有良好的开发效果。以大庆油田外围特低渗透油藏扶余油层为研究对象,研究了超前注水的合理压力保持水平、渗透率、应力敏感性和启动压力梯度对开发效果的影响。结果表明:特低渗透油藏超前注水的合理地层压力水平应当保持在原始地层压力的120%左右,超前注水初期产液量高、见水早,但对含水率上升有一定抑制作用;储层渗透率越低,最终采收率提升的比例越大,在能够注入的前提下,渗透率越低越适合超前注水开发方式;扶余油层在超前注水开发方式下渗透率恢复率提升4.35%~12.71%,能够有效克服低渗透储层应力敏感性损害;超前注水开发方式能够通过恢复地层压力和克服应力敏感性综合影响启动压力,在现场试验的大井距下能够大幅降低启动压力,减小注水井的工作压力。因此,采用超前注水开发方式开发外围特低渗透油藏扶余油层具有较好的效果。 相似文献
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注水是低渗透油藏补充地层能量的主要方式,而注入水水质是影响注水开发效果的关键因素。在低渗透油藏注入水水质推荐指标中没有注入水矿化度的相关指标,且对渗透率低于10×10-3μm2的储层没有进一步的划分。通过恒速压汞实验,分析喉道分布差异及主流喉道对渗透率贡献程度,剖析不同渗透率级别储层影响注水效果的关键喉道区间;通过室内岩心水驱物理模拟实验,定量分析粘土微粒运移与水化膨胀对渗流能力的影响程度,结合喉道分布特征,初步提出了低渗透油藏不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度的水质界限。研究结果表明,岩心渗透率越低,注入水矿化度越接近地层水矿化度;岩心渗透率越低,注入水颗粒粒径越大,对储层渗流能力伤害越大;岩心渗透率越低,注入水颗粒质量浓度越高,对储层渗流能力伤害越大。 相似文献
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考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素;膨胀性黏土,悬浮固体颗粒。细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉,在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14.5%、11.1%及0.02%;注入100PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7%和4%、9%和7%。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降,粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大,则渗透率越低。在粒径2.1μm或颗粒浓度3mg/L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降,含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小,注入含菌50个/L的水100PV使岩心渗透率下降7%。岩心对注水合油量敏感,注入含油量20mg/L的水50PV使岩心渗透率下降20%。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心,其次是双河北岩心.江河岩心较轻,注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少.说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞,研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液,与南阳油田使用的低伤害酸液一起,用于1口注水井的解堵,效果良好。图7表4参5。 相似文献
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特低渗透油藏合理注气能力和开发效果分析 总被引:9,自引:0,他引:9
针对国内外特低渗透砂岩油藏及大庆外围芳48断块地质特点,在开展室内油水和油气相渗透实验的基础上,应用油水及油气渗流理论和油藏工程及气藏工程方法,分析了特低渗透砂岩油藏油水和油气渗流特征、采油指数与吸水指数、采油指数与吸气指数、油层破裂压力和注气能力的关系,研究出了特低渗透油藏注气能力设计方法,并在芳48断块注气方案设计中得到有效应用。研究表明:芳48断块特低渗透扶余油层具有常规特低渗透砂岩油藏的渗流特征,采油能力和吸水能力低,吸气能力较高,在合理注入压力下具有一定的注气能力,注气比注水开发效果好。矿场试验结果证实,芳48断块注入产能设计指标与矿场实际开采结果相近,注气压力较低,油层吸气能力强,油井产量明显高于类似的水驱油藏的产量,说明注气开发是提高特低渗透油藏动用程度的有效途径,为类似油藏注气开发提供了有效的方法。 相似文献
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针对特低渗透多层油藏的层间非均质性和流体的非线性渗流特征,采用天然露头平板大模型并联驱替的物理模拟方法和非线性渗流数值模拟软件,对特低渗透多层油藏合采的开发效果进行研究。结果表明,特低渗透油藏多层合采时的总体采出程度与渗透率级差、平均渗透率、开发层数和地层油粘度均有关系。渗透率级差越大,总体采出程度越低,相对高渗层与相对低渗层的采出程度差值越大;平均渗透率越高,总体采出程度越高;开发层数越多,地层油粘度越大,多层合采时的开发效果越差。在此基础上,提出了“四元综合影响因子”的概念来评价多层合采的开发界限。计算分析表明,多层合采的综合采出程度与四元综合影响因子呈幂函数递减关系,“四元综合影响因子”可以作为评价多层油藏开发效果的重要指标。 相似文献
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注入水中固相颗粒损害地层机理分析 总被引:14,自引:3,他引:11
当含有固相颗粒的注入水进入地层时,水中的固相颗粒将不同程度地滞留在孔隙网络中,使地层渗透能力下降。分析胜利油田商三区和胜二区注入水中固相颗粒分布特征、地层孔喉特征,以此为基础,采用实验方法研究注入水中固相颗粒与岩石孔喉的匹配关系,分析固相颗粒损害地层的机理。研究结果表明从水站到注水井,注入水水质沿流程变差;在双对数坐标下,商三区和胜二区岩石孔喉半径与渗透率存在线性关系;当水质一定时,微小粒径的固相颗粒进入岩石孔隙内部形成深部损害,粒径较大的固相颗粒只能在岩石表面和浅表部位附着或桥堵而形成表面(层)损害。根据架桥法则,确定了商三区和胜二区注入水中固相颗粒指标。图3表3参4(秦积舜摘) 相似文献
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油田注水开发过程中,注入水中的悬浮固体颗粒物、油以及细菌等污染物会堵塞油层的孔隙,造成储层渗透率缓慢下降。因此,对于长期注水的油田,继续利用原来的地层渗透率选择水质是不合理的。考虑到油田长期的注水历史,利用不同渗透率的砂岩岩心进行大量的室内实验,研究油田水质标准(SY/T 5329-2012)中5种不同水质的注入水对地层渗透率的伤害规律,提出渗透率水质敏感性的概念;并通过理论推导建立渗透率衰减规律的数学表达式,描述了水驱砂岩油藏在不同水质下的渗透率时变特征。在此基础上确定水质与储层相适应的选取标准,研究了水质决策界限,建立高含水期注水水质决策方法,为长期注水开发的油田重新进行水质决策、提高注水开发效果提供了理论依据。 相似文献
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针对W油田C6低渗透油藏水驱前后储层特征变化规律不明确的问题,通过X衍射、扫描电镜、铸体薄片、压汞实验、相渗实验以及真实砂岩微观渗流实验等方法,研究了油藏注水前后储层岩性、物性及渗流特征的变化规律,并分析了储层特征变化的机理及影响原因。研究结果表明:水驱后,黏土矿物总量整体呈减少趋势,方解石含量增加,在黏土矿物中,伊利石含量减小,绿泥石含量稍有增加;岩样长期水驱前后,物性好的岩样孔喉中值半径变大,渗透率增大,非均质性变弱;物性较差的岩样孔喉中值半径变小,渗透率降低,非均质性变强;水驱后的相渗曲线整体向左偏移,岩石的亲水性减弱,残余油饱和度增大,见水时间更早,含水上升更快;注入水长期冲刷对储层造成一定伤害,水驱油的驱替效果变差。研究成果为低渗透油藏的描述、开发效果评价及开发方案调整提供了依据。 相似文献
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延长油田属于典型的低渗透油藏,一次开采采收率低,水驱含水率上升快,整体驱油效果差。生物酶是一种无污染水溶性制剂,可有效注入地层孔隙中,改变岩石润湿性,剥蚀岩石颗粒表面原油,降低残余油饱和度,从而提高原油采收率。利用一维填砂物理模型和岩心流动实验,对SUN型复合生物酶溶液的驱油效果进行了室内实验及评价。结果表明:当SUN型复合生物酶溶液的注入体积分数约为3%,注入量约为0.4倍孔隙体积时,驱油效果最佳,并且对于低渗透岩心的驱油效果也相当明显,驱油效率提高值最大可达11.4%,表明SUN型复合生物酶驱油剂对低—特低渗透油藏具有较强的适应性。 相似文献
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河141区块注入水水质对储层的伤害 总被引:3,自引:2,他引:1
河141区块属于低孔低渗油藏,因地层能量低,须采用注水方式开发。该文研究了不同注入水水质对该块沙一段储层的损害规律及损害程度,并确定了适合其储层注入水水质推荐指标,提出了水质处理建议。 相似文献
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龙虎泡低渗透油田井网适应性研究 总被引:1,自引:0,他引:1
在油田实际开发中实施了反九点法和五点法两种井网开发,解剖对比了两个区块的开发特点。在采出程度相同的情况下,五点法井网油井含水高,两个区块的单井产液量接近。反九点法井网开发中后期采取加密结合注采系统调整方式,能够提高差油层的动用程度和好油层的注水波及体积进而提高采收率。同时,应用水驱特曲线和Weibull模型等油藏工程分析方法对其最终采收率和水驱波及体积系数进行了评价,认为龙虎泡油田应采用反九点法注采井网开发。 相似文献
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注水开发是世界大多数油藏的主要开发方式,而不合格的注入水水质对储层渗流物性及油藏注水开发动态都会产生重要影响。根据水质对储层渗流物性影响实验研究新理论——水质适应程度系数法,开展了大量的实验研究并获得了注入水水质对储层渗流物性影响的普遍规律。实验结果表明:岩心渗透率的降低是悬浮颗粒浓度与粒径中值共同作用的结果,对不同渗透率岩心,其伤害程度是不同的;实验还确定出临界水质适应程度系数为0.667。大于该值岩心渗透率保留率都较高,小于该值岩心渗透率保留率都急剧下降。实验研究方法与结果具有广泛的适应性和实用性。 相似文献