低渗透储层水驱特征研究

低渗透储层水驱开发过程,岩石特性、孔隙度、孔隙结构特征、渗透率、水驱速率、驱替压力、油水粘度比、裂缝角度、储层温度、润湿性、束缚水饱和度等因素均影响水驱效果。本文通过室内实验分析方法,研究了不同因素对水驱效果的影响。实验结果表明,岩石特性与水驱效率存在一定的相关性,随着储层渗透率、孔隙度的下降,水驱效率迅速地下降。并且,具有裂缝特征的岩心驱油效率明显高于未具有裂缝特征岩心驱油效率。     

高低渗油藏二氧化碳驱油实验研究

本论文用岩心驱替装置对四种类型岩心进行水驱油实验和二氧化碳驱油实验。结果表明：渗透率相对低的岩心注CO2比水驱能提高采收率20％左右且注入压力比水驱油低很多。     

低渗透储层岩心室内水驱油实验研究

低渗透储层由于其渗透低、储层物性差,给油田开发造成了很大的困扰。为了研究低渗透储层岩心的水驱规律,选取了该储层的岩心进行室内驱替实验研究,分析了注入PV数和采收率、含水率、注入端压力的关系。实验研究表明,低渗透储层岩心在进行驱替实验驱替速度与中高渗储层岩心有所差异,速度不宜大;水驱油驱替实验时有启动压力,启动压力随岩心渗透率的增大而减小;无水采油周期相对较短,含水率随注入PV数的增加而迅速增加;采收率随注入PV数增加呈现升高的趋势,渗透率不同的岩心注入相同PV数,渗透率高的岩心最终采收率高。     

高含水期水气交替方法提高采收率室内实验研究

提高油气田高含水期的采收率,是我国油气田急需解决的问题。水气交替注入方法是油气田提高原油采收率的一种有效方法。本文通过室内岩心实验,研究了低渗储层岩心,水气交替注入方法对驱油效率和相对流度的影响。室内实验研究表明,水气交替注入方式可以提高原油驱油效率17.0%;水气交替注入方式过程中的相对流度比水驱过程中的相对流度平均提高0.06mPa.s-1。水气交替注入方式第一周期的驱油效率高于第二周期。岩心的渗透率对水气交替注入方式最终驱油效率和相对流度有很大影响。研究水气交替注入方法对于油田高含水期提高采收率具有重要意义。     

延长油田低渗透油藏二氧化碳驱油影响因素室内实验研究

针对延长油田低渗透油藏,通过开展岩心注气物理模拟实验,探索提高低渗透油藏CO2驱油开发效果影响因素及其规律。实验表明,不同驱替压力下,注入压力越高,采收率越高,注入压力高于最小混相压力后,采收率不再增加,采收率最高可达66.68%;并且注入压力增加,气体突破时间延迟;注入速度越高,采收率和换油率越高,CO2驱油开发效果越好,生产汽油比也越高;岩心渗透率高于1.26×10-3μm2时,渗透率增大,采收率差别不大,但相比水驱,采收率提高程度较大;岩心渗透率低于1.26×10-3μm2时,渗透率增大,采收率增大,但相比水驱,采收率提高程度较小。     

注凝胶调剖堵水实验研究

目前,我国已开采的油田普遍存在动用程度低、高含水、剩余油含量较大的问题,在我国对石油需求越来越大的背景下,加大对剩余油的开发显得尤为重要。加大剩余油即提高原油驱油效率一般从提高波及面积和提高洗油效率两个方面进行[1]。本文从提高水驱波及面积的方向出发,采用注凝胶方式提高研究区储层的驱油效率。结果表明,渗透率越高的岩心其在注凝胶前的驱油效率越低,随着气测渗透率的增加,非均质性增大,驱油效率降低;随着气测渗透率的增加,其注凝胶后提高采收率的效果越明显。     

海上低渗油田耐温耐盐型表面活性剂降压增注技术研究

针对南海东部某高温低渗油田，研制了一种以磺酸盐型双子类表面活性剂为主剂的降压增注体系，通过质量分数优选及助剂筛选，确定体系配方为：0.01%磺酸盐型双子类表面活性剂（LF-01）+0.5%乙醇+0.3%正丁醇。体系具有良好的耐温（155℃）、耐盐性能，可以将储层岩心从强水湿性变为油湿，使水相渗透率得到改善，水驱压力可降低29.3%，同时对岩心残余油也有明显的驱油效果，残余油饱和度可降低至25.0%。该体系可以降低目标油田注入压力，提高注水效率，建议开展现场试验。     

华庆油田Y2区空气泡沫驱注入参数优化

华庆油田Y-2区长6储层属于典型的超低渗油藏,平均渗透率0.3 m D,由于储层非均质性严重,且局部微裂缝比较发育,开发过程中具有单井产量低、含水上升快、水驱动用程度低的特点。为进一步提高纵向动用程度、提高驱油效率,提出进行空气泡沫驱油。在对试验井组建立三维精细地质模型的基础上,利用数值模拟方法对空气泡沫驱的注入参数进行了优化。优化后的泡沫注入速率为20~30m3/d,注入量为0.02~0.04 PV,气液比为1,单个泡沫段塞为0.003 3 PV,对应的单个段塞注入时间为3个月。利用优化后的注入参数进行空气泡沫驱油,预测10年末采出程度可提高4.24%,累积产油增加8.32万t,含水率可保持在50%以下。     

表面活性剂对特低渗油藏的适用性及应用

为评价表面活性剂WLW对特低渗油藏的适用性,研究了WLW的渗吸特性、乳化性能和界面张力及其在特低渗油藏物理模拟岩心驱油实验和现场中的应用。室内实验结果表明,WLW对注入水的渗吸效率有促进作用;注入质量分数0.2%的WLW溶液,可在水驱基础上提高驱油效率5%左右;WLW在特低渗岩心中提高驱油效率的幅度明显高于中低渗岩心。2011—2013年在长庆靖安油田A1和A2井组开展注WLW现场试验,累计增油4 781 t,WLW对于特低渗油藏提高采收率效果明显。     

安塞油田低渗储层中裂缝对相渗曲线的影响分析

低渗~特低渗透储层油水相渗曲线影响因素复杂,相对渗透率并不是饱和度的唯一函数,其形态还会受岩石物性、流体物性、润湿性、流体饱和顺序以及实验条件(温度和驱替压力)等的影响。本文采用带裂缝岩心衰竭式开采,带裂缝岩心水驱开采两种方式进行试验,研究储层中裂缝对相渗曲线的影响,同时提出对于低渗~特低渗透油藏合理的开采方案。     

裂缝性低渗油藏复合体系协同驱油适应性研究

针对低渗油藏注水开发过程中对储层微裂缝简单调驱后，注入水易沿高渗条带发生绕流造成开发效果严重受限的问题，评价了泡沫体系起泡、稳泡性能和一种改性淀粉凝胶成胶性能，开展了泡沫微观调驱和裂缝性低渗岩心复合体系协同驱油实验，并利用径向流模型模拟油藏实际井网对复合体系协同驱油适应性进行了验证。实验结果表明：起泡剂和稳泡剂最佳质量分数分别为0.5%和0.1%，改性淀粉凝胶体系成胶后具有较高强度和突破压力；注入泡沫体系后水驱，小孔隙微观驱油效果较前期水驱提高14.21%，其在渗透率级差约为30时具有更好的调剖性能；裂缝性低渗油藏水驱过程中，采用改性淀粉凝胶联合泡沫协同驱油效果最佳，其较注入单一改性淀粉凝胶或泡沫体系后水驱采收率可分别提高22.17%和46.07%，且径向流模型验证实验表明该协同驱油方法在裂缝性低渗油藏的适应性较好。     

特低渗透油藏空气泡沫驱实践

通过天然岩心的串、并联,室内模拟非均质油层空气泡沫驱,实验表明,当水驱含水98%时转空气泡沫驱,可提高驱油效率22.9%~30%,特别是并联时相对渗透率较低的岩心,产出液含水可降低28.4%;矿场试验表明,当保持日注气24m3/d~32m3/d,气液比1∶1~1∶1.5时,油井含水下降,产油量稳中有升,有效地改善了特低渗油层动用状况,且安全运行,展示了其提高采收率的可行性。     

长庆油田中一区储层岩石水驱油效率实验研究

注水开发油田的驱油效率与驱动压力、储层渗透率、储层非均质性等有一定的关系[1~5],本文利用长庆油田中一区油层岩样,模拟油藏的实际条件,利用恒压驱替法研究了岩石的渗透率、驱替压力、宏观非均质性对驱油效率的影响,结果表明:最终驱油效率随着驱动压力的增大而增大,无水驱油效率变化不大;在相同的驱动压力下,随着渗透率的升高,最终驱油效率和无水驱油效率也随着升高;长庆油田中一区储层宏观非均质严重,不同渗透率油层的驱油效率变化很大。     

低渗透储层启动压力梯度实验研究

流体在低渗油藏渗流时,流体内的极性分子与孔隙之间相互作用形成不可动层,从而产生启动压力梯度,因此孔隙结构是产生启动压力梯度的重要原因。粘土矿物对孔隙结构影响较大,不仅可以增大孔隙阻力,降低孔喉比,还会增大孔隙比表面,增加低渗透储层渗流启动压力梯度。因此有必要研究粘土矿物对启动压力梯度的影响。首先对特低渗岩心的孔隙结构进行了研究,分析了宏观条件下特低渗岩心的孔渗关系,微观条件下孔隙内部结构及其对孔隙度和渗透率的影响,并选取几个不同位置的岩心进行粘土矿物含量分析,并选取对应深度岩心,通过冒泡法,研究在束缚水饱和度条件下,不同渗透率岩心的水驱油的启动压力测试。研究了粘土矿物含量对启动压力梯度的影响,研究了渗透率和流度对启动压力梯度的影响,建立了相应的启动压力梯度图版。     

低渗透油藏CO_2、水交替驱提高采收率及其影响因素分析

低渗透油藏储层致密,水驱后期,含水率逐渐增高,驱替效率也随之降低,剩余油潜力依然较大。应用CO_2驱油技术,一方面可以较大幅度的提高采收率,同时也可将一部分的CO_2封存在地下。通过室内CO_2、水交替驱油实验以及实际生产,分析了采收率提高情况以及影响采收率提高的因素。结果表明:气水交替驱最终驱油效率51.2%~62.7%,平均58.7%,比水驱油平均高10.1%;尤其以渗透率大于1.0×10~(-3)μm~2的样品采收率提高比较显著;气水交替驱,不同渗透率岩样在注入0.5 PV的气体或者水时躯替效率提高最大;驱替压差与渗透率呈反比关系,随着驱替压差的减小驱油效率增大;低渗透油藏在实际注气生产过程中,应综合考量各类因素的影响,制定合理的注采方案。     

空(氮)气泡沫复合驱油一体化技术研究

空(氮)气泡沫驱油技术即向油藏注入空气泡沫与相应的封堵流体,减小残余油饱和度,溶解储层中的胶质,从而提高渗透率,在低渗透油藏、高含水油藏以及深层油藏均有良好的应用前景。国内现场实验已经证明,对于水驱效果不好的低渗透油藏,空(氮)气泡沫复合驱油能取得很好效果,且成功率高、风险性低、成本低廉等。     

深层低渗储层微观孔隙结构特征研究

本文以文东沙三中深层低渗储层为例,通过成岩相研究,地质化验分析资料研究以及静覆压对孔隙结构的影响和水驱油效果分析,多方法评价深层高压低渗储层的微观孔隙结构,研究认为,深层高压低渗储层埋藏深度大,成岩作用强,压实作用、晚期自生伊利石一绿泥石和二氧化硅胶结作用强。主力产层是为数较少的大孔较粗喉及中孔中细喉型孔隙结构,大多数储层是小孔细喉孔隙结构,表面积大。油田开发中后期地层压力下降明显,受静覆压影响储层物性变差,注水效果差。储层非均质性强,注入水波及面积小。驱油效率低,增加注入压力与注入水推进速度对减少剩余油饱和度作用不大。储层微观孔隙结构的非均质性是影响驱油效率的主要因素。     

鄂尔多斯白豹油田非均质储层流体驱替特征

目的：分析在不同井区、不同井段的条件下,总结油水运动的方式、油水运动的通道以及非均质性对渗透率和驱油效率的影响。方法：采用真实砂岩微观模型水驱油实验对研究区的水驱油机理及影响水驱油效率的因素等进行了较为系统的分析研究,逼真、直观地模拟了水驱油过程中流体的渗流特征及残余油分布规律。结果：注入水在一定的注入压力下首先进入连通较好的大孔隙并逐步形成渗流通道,随着注入压力的不断升高,注入水由大孔隙逐渐进入连通较好的大孔隙周围的小孔隙。结论：白豹油田储集层属低渗透储集层,驱替效率主要受到储层的非均质性．物性、裂缝、躯体压力和注入水的倍数的影响。     

聚合物驱不同阶段相对渗透率曲线的数值模拟研究

聚合物驱过程中由于三相渗流现象,相对渗透率曲线的确定有很大的难度。基于渤海油田物理模型,进行数值模拟研究,确定聚合物驱不同阶段的相对渗透率曲线,并对比分析异同点。结果表明:①吸附滞留的聚合物分子对岩心的水相渗透率选择性降低,但对油相渗透率影响较小,为选择性调剖堵水提供理论依据。不同阶段水相渗透率曲线为聚合物驱过程中含水率的变化提供了理论依据;②水相渗透率的降低程度和地层中聚合物的含量相关,直接聚驱、水驱后聚驱的水相渗透率曲线差别相对较小;③直接聚驱、水驱后聚驱、后续水驱阶段均能很好的降低水相渗透率,但水驱后聚驱的残余油饱和度最低,说明事先注入一定量的水,能更好地发挥聚合物提高波及体积和驱油效率的作用,采出更多的残余油。以上研究为矿场聚合物驱数值模拟提供参数,指导聚合物驱矿场试验。     

低渗储层油相流动能力影响因素分析

低渗、特低渗储层岩性致密、孔喉半径小、渗透率小,原油流动能力差,开采难度大。而油相渗透率代表了油的流动能力,油相渗透率越大,原油在储层中越容易流动,原油也越容易被开采出来。因此,如何提高油相渗透率成为解决低渗、特低渗油藏开发问题的有效手段。本文对鄂尔多斯盆地部分储层的原油流动能力进行了分析。结果表明,含水饱和度、粘土矿物含量、润湿性是影响油相流动能力的主要因素。含水饱和度越高,储层油相流动能力越差;粘土矿物含量越高,储层油相流动能力越差;岩石物性一致的情况下亲水岩心的油相渗透率大于亲油岩心的油相渗透率。