渤海L油田注水井欠注原因及对策分析

渤海L油田部分注水井投注后表现出注入压力快速升高、注入困难的情况,注水量无法满足油藏配注量。为此对L油田注水井欠注原因进行分析,通过岩心驱替实验评价储层岩石敏感性、钻完井液损害以及注入水对储层伤害,采用静态配伍性实验评价注入水与地层水之间的配伍性。结果显示储层具有强速敏损害,而部分注水井在投注初期注入量即远远超过了速敏损害临界注入量,造成了不可逆的微粒运移伤害。钻完井顺序工作液对岩心渗透率损害率可达35.5%～48.2%,单一注入水对岩心渗透率损害率达31%～35.2%,钻井液固相侵入和注水水质长期超标造成的储层损害是L油田注水井普遍注入能力较差的关键原因。建议L油田新井返排后投注或在投注初期进行酸化减弱钻井液损害,初期注入量应控制在速敏临界流量之下,逐级提高注入量避免发生微粒运移伤害,同时加强注入水悬浮物含量、含油量以及硫酸盐还原菌等关键指标的控制。     

储气库井注气压力剧变诱发微粒运移实验模拟

微粒运移是一种重要的储层损害类型,地下储气库井在注气过程中因注气压力递增或波动而诱发储层微粒运移。当前,基于储气库注气压力变化下的微粒运移机理尚不明确,且少有系统开展模拟储气库注气压力变化下的微粒运移实验研究。为此,选用相国寺储气库黄龙组碳酸盐岩储层岩心制取裂缝岩心,分别开展了应力敏感实验、气体速敏实验、模拟储气库注气压力递增和压力波动情形下的岩心流动实验,测试压力递增和压力波动的岩心渗透率和出口端微粒浊度,并借助X射线衍射和扫描电镜等手段,分析储层微粒运移的潜在微粒类型,揭示了储气库注气压力动态变化诱发储层微粒运移机理。实验表明:①驱替压力递增和压力波动实验中的压力梯度远大于速敏实验中岩心发生速敏时(微粒运移)的临界压力梯度,岩心应力敏感程度为弱~中等偏弱;②驱替压力递增和波动下岩心平均渗透率损害率分别为77%和57%;③驱替压力递增和压力波动引起储层裂缝壁面脆弱结构附着能力下降是微粒运移的重要诱发机制。分析认为,注气压力递增或频繁波动会诱发储气库储层微粒运移损害,应预防钻完井过程中外来固相微粒侵入,并对储层中固有微粒进行清除。     

海上油田注水井复合纳米降压增注技术研究

为解决海上油田注水井压力升高过快,欠注现象严重的问题,在室内复配了一种适合于海上油田注水井的复合纳米降压增注物料体系。进而评价了该体系的稳定性、界面活性、防膨性能、改变岩石润湿性能以及降低微粒运移伤害能力,还通过岩心驱替实验评价了其降压增注效果。结果表明,该复合纳米降压增注体系具有良好的稳定性和界面性能,在储层温度下放置50 d后界面张力仍然可以稳定在10-2 mN/m的数量级。体系对岩心粉末的防膨率可以达到96.7%,并且可以有效改变岩石表面润湿性。使用该复合纳米降压增注物料处理后的驱替液颗粒总数以及粒径中值都明显降低,说明其具有较好的降低微粒运移堵塞的可能性。岩心驱替实验结果表明,经增注措施处理以后压力降低率均可以达到35%以上,可见复合纳米降压增注物料体系具有明显的减阻效果,能够满足海上油田注水井长期降压增注的需要。     

QK17-2油田注N2-WAG提高采收率可行性实验研究

气水交替驱(WAG)是增加油田水驱后的波及体积和减弱气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象的有效方法。QK17-2油田为注水开发油田,目前油田综合含水率已超过80%,已经进入开发中后期的高含水时期。针对QK17-2油田水驱后面临高含水、产油量下降的问题,通过地层流体相态实验、注N2膨胀实验、细管实验、长岩心驱替实验,研究注水后再注N2-WAG可进一步提高采收率的可行性。结果表明,单纯注N2效果不佳,注N2-WAG采收率较单纯水驱采收率提高4.46%~6.24%,而长岩心驱替在带倾角条件下注N2-WAG采收率较单纯水驱提高11%~12.58%,可见由油藏高点注N2-WAG采收率将有明显提高。     

二氧化硅纳米流体在储集层微粒运移控制中的应用

利用SiO_2纳米流体开展岩心驱替实验,通过注入SiO_2纳米流体改变孔壁的表面性质,加强颗粒与孔壁间的吸引力,克服水动力排斥力,以提高临界流速,控制储集层中微粒运移、提高注液速度。在注水过程中注入SiO_2纳米颗粒控制微粒的运移,有助于设计更高的产/注液速度。驱替实验结果表明质量分数为0.1%的SiO_2纳米流体控制微粒运移的性能最好,可将微粒运移量降低80%。增加注入流体的盐度并不能改善纳米流体控制微粒运移的性能。通过测量岩心表面的Zeta电位,得知SiO_2纳米颗粒由于带负电荷不能改变孔壁上的Zeta电位。原子力显微镜(AFM)分析证明,控制微粒运移的主要机理是SiO_2纳米流体增加了孔壁的粗糙度,需要更大的水动力才能使多孔介质中的微粒开始移动。对于所有实验都计算了微粒上的总作用力和扭矩,理论结果与实验结果吻合,计算结果表明微粒主要以滚动机理从孔壁脱落。     

姬塬油田G83区长4+5储层欠注机理分析

姬塬油田G83区长4+5油藏欠注井逐年增多,且大多数欠注井多次治理无效,急需深入认识油藏储层的微观结构变化特征,研究注水井欠注机理,从而解决注水井欠注、注水压力高、欠注治理无效的问题。为此开展了储层特征研究、水驱实验、配伍性实验、注入水水质分析等。研究表明：注水不配伍、微粒运移、注入水水质不达标导致地层堵塞是欠注主要原因。     

KKY-X_5~2挥发性油藏注气驱机理及实验效果研究

KKY-X52挥发性油藏的储层物性为低孔低渗,平均孔隙度为12.08%,平均渗透率为13.52×10-3μm2。经过十多年的开采,目前该油藏存在地层压力低,原油脱气明显,采出程度低,剩余储量大等问题。为了研究该油藏注气、注水驱可行性,在室内进行了长岩心驱替实验,得到了不同方案下(原始地层压力下注烃类气、CO2驱,目前地层压力下注水、注烃类气、注CO2驱,压力恢复至20 MPa下注烃类气、CO2驱)提高原油采收率的效果。此外,利用细管实验确定了烃类气和CO2驱替的最小混相压力,这些关键参数对研究都有很大帮助。长岩心驱替实验研究结果表明:从目前地层压力11.4 MPa注CO2提压到20 MPa焖井12小时后,采收率提高了19.46%,注烃类气提高了10.69%。研究结果表明注CO2和注烃类气提压开发可以较大幅度地提高采收率,对现场提高采收率实施方案有一定的指导作用。     

陕北地区特低渗油田周期注水技术应用探讨

特低渗油田注水开发过程中,注水井多为经压裂改造的油井转注而来,极易形成复杂注入系统,导致油井含水上升较快,开发效果变差。为有效缓解注采矛盾,提高注水开发效果,本文对周期注水机理进行了讨论并通过岩心驱替实验进行验证。     

相国寺储气库储层微粒运移伤害实验研究及应用

储气库强注强采、反复注采的生产特征决定了储层特征在不断变化,使用常规方法难以准确评价微粒运移对储层的伤害大小。为了给储气库注采方案的科学制定提供实验技术支持,以碳酸盐岩裂缝-孔隙型储气库储层为研究对象,针对储气库实际生产,建立了一套基于生产特征的实验方法;采用岩心伤害评价仪、扫描电镜及浊度仪开展微粒运移对储层伤害的实验研究,定量分析驱替压差递增、波动、正反向的变化引起微粒运移对储层的损害大小。研究结果表明:①基于生产特征建立的实验方法,驱替方式为压差递增、波动、正反向,驱替压差1.5～10 MPa,实现了模拟实际生产全特征的实验评价;②碳酸盐岩裂缝-孔隙型储气库储层微粒运移的第一临界压差4 MPa,第二临界压差8 MPa;③驱替压差波动更容易使前期堵塞孔喉的微粒发生进一步运移,产生自然解堵或新的堵塞,4～8 MPa的驱替压差产生解堵的效果,8～10 MPa的驱替压差产生新的堵塞;④驱替压差方向的变化,可使微粒在喉道及孔隙中来回振荡,使部分大微粒破碎成小微粒进而运移出,使储层渗透率在一定程度上得到改善,缓解储层的伤害。结论认为,碳酸盐岩裂缝-孔隙型储气库在注、采过程中控制一定的生产压差,不但能够满足生产需要,而且减小地面设备负荷,同时能有效缓解由于微粒运移导致的储层伤害。     

濮城油田低渗高压注水油藏转CO2驱技术及应用

濮城油田卫42区块油藏埋藏深,储层物性差,导致该区块注水开发难度大,采出程度低,开发效益差。为此,针对高压低渗注水困难油藏,开展核磁共振实验及长岩心驱替实验,并在实验研究基础上,对卫42区块开展CO_2驱方案设计优化,建立可以模拟人工裂缝的油藏数值模拟模型,进行井网井距论证及参数优化。现场选取6个井组,开展注CO_2驱先导试验,注气压力较注水压力降低了17 MPa,有效补充了地层能量,在水驱基础上可提高采收率15%,取得了良好的增油效果。     

长岩心注CO_2气水交替驱试验模拟研究

为了进一步提升水驱油藏生产潜力,G 94416井区开展了室内岩心注气(CO2)驱替试验研究。长岩心注气(CO2)驱替试验相对于短岩心注气(CO2)驱替试验能更准确反映渗流参数,所以室内试验进行了长岩心注水驱替和注气(CO2)水交替驱替方式下驱油效率的对比。试验验证了注入CO2气体可降低原油界面张力,增强原油流动性并有效补充地层能量。而长岩心驱替试验数值模拟研究的主要目的是根据实验数据,对相对渗透率曲线、毛管压力曲线等数据进行修正,为油藏数值模拟研究提供符合实际的基本渗流特征参数。在完成G 94416井油藏流体相态拟合之后,利用多组分模型软件对长岩心气水交替驱替实验数据进行了数值模拟研究,取得了良好的拟合效果。     

长期冲刷条件下的渗透率变化和微观模型研究

长期的注水开发,使储层的物性参数发生了较大变化,其非均质性较开发初期更加严重,开采难度增加。为了研究长期注水冲刷条件下储层物性参数的变化规律,利用室内岩心驱替实验,分析了在长期冲刷条件下岩心渗透率的变化。实验表明,在长期的注水、注白油驱替下,岩心渗透率降低。根据实验数据,建立了渗透率降低的微观动态模型,并对渗透率降低的原因进行了分析。     

水驱高含盐储层渗透率变化机理实验研究

为了研究高含盐油藏水驱渗透率变化机理，在岩心薄片微观孔隙模型实验的基础上，研究了高含盐油藏水驱储层渗透率在不同驱替速率、含盐量、岩心渗透率、注入水性质、驱替孔隙体积倍数等条件下的变化，并且对驱替过程中孔隙变化的微观图像进行了对比。实验结果表明，水驱后渗透率的变化趋势随着岩心渗透率和含盐量以及驱替条件的不同而不同，驱替过程中发生了微粒运移的现象。分析表明，盐的溶解是该类储层渗透率变化的根本原因；以胶结物形式存在的可溶性盐的溶解造成了岩石颗粒的脱落和运移，直接影响储层渗透率的变化。     

水驱油藏注CO2非混相驱油机理及剩余油分布特征

多数陆上油田经过几十年的注水开发,均已进入高含水、低产出、无效水循环严重的开发阶段,整体动用程度较低,亟需研究水驱后剩余油分布和提高采收率技术。CO_2非混相驱油时需考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对气驱开发效果的影响。在传统剩余油分布研究方法的基础上,提出采用岩心在线CT扫描与岩心薄片仿真微观模型相结合的实验方法,分别从宏观岩心尺度和微观孔隙结构2方面,定性和定量地研究注水和注气驱油机理、驱替后宏观和微观剩余油的分布特征,揭示了水驱转气驱及气水交替驱对微观剩余油的启动方式和运移过程,进一步描述了可动水作用下油、气、水三相渗流规律,为油藏开发后期注CO_2非混相驱开发提供了理论基础和实验依据。     

鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层注CO_2室内研究

渭北油田WB2井区采用超前注水直注直采开发方式,开发效果不理想。通过渭北长3超低渗储层岩心物模室内实验,结合核磁共振数据,研究了水驱、CO_2驱、注水转注气3种方式的微观驱油机理。实验结果表明,渭北长3超低渗储层水驱驱油效率最低(37%),CO_2驱油效率更高(54.3%);水驱转气驱驱油效率最高(约55.7%)。通过核磁共振测量不同驱替方式后岩心的剩余油分布发现,直接水驱主要动用中、小孔隙中的原油,直接气驱更大程度动用的是中、大孔隙中的原油,而水驱转气驱能扩大波及范围,进一步动用大中小孔隙中的原油;注水转注CO_2有利于驱油效率的提高。     

高孔高渗储层渗透率在长期冲刷条件下的变化规律

注水开发是我国大多数油田提高采收率的主要措施.渗透率是表示储层物性的重要标志,研究注水冲刷过程中储层渗透率的变化具有重要意义.以往的研究认为,高孔高渗储层的渗透率是增大的.然而从室内实验出发,通过长期的注水驱替、白油驱替、白油正向驱替和反向驱替相结合分析发现,高孔高渗的岩心在注水或注白油驱替后,渗透率也会降低.并论证了...     

三维物理模型驱油实验模拟装置研制与应用

针对小岩心不能模拟注采井网驱替实验、填砂模型不能模拟低渗透储层和高压驱替实验的问题,研制了一套能在高温高压下进行不同渗透率储层多层组合的岩心、多口直井和水平井组成的注采井网、大尺度三维物理模型驱替实验装置,能进行不同驱替介质和吞吐实验研究。利用该实验装置开展了纵向三层组合的正韵律和反韵律模型、平面5个渗透带的五点注采井网模型、以及直井和水平井组成的十三点注采井网模型在高温高压下的水驱和聚合物驱油实验研究,得到了平面和纵向非均质性对水驱油效果的影响程度、直井和水平井的水驱油效果以及聚合物驱油效果。通过该装置模拟实验可为油田注采井网调整和注入开发方式调整提供技术指导。     

储气库碳酸盐岩裂隙微粒运移实验模拟

储气库井在注采过程中因注采压力过大可能诱发微粒运移,为此,选用储气库碳酸盐岩储层岩心制取人工裂缝岩心,分别开展了应力敏感实验、干燥岩心和含水岩心气体速敏实验、模拟储气库注采压力增加时干燥岩心和含水岩心的流动实验,测试了实验过程中岩心渗透率,并借助扫描电镜对模拟储气库注采压力增加时和应力敏感实验前后岩心的裂缝壁面进行检测,揭示储气库注采过程中微粒运移机理。实验表明:干燥岩心和含水岩心的速敏程度分别为中等偏弱—中等偏强和中等偏强—强,岩心应力敏感程度为弱—中等偏弱;模拟储气库注采压力增加时干燥岩心和含水岩心的平均渗透率损害率分别为77%和84%。研究认为,注采过程中的裂缝壁面的微粒在高速气流拖拽作用下发生拉张破坏和有效应力下岩石被破坏是微粒运移的重要诱发机制,含水情况下岩石强度弱化,会强化微粒运移。建议合理控制注采压力和减少流体进入储气库井,防止产生大量微粒,最终影响储气库的多尺度注采,同时对于合理控制储气库的注采压力具有借鉴意义。     

低渗透油田建立有效驱替压力系统研究

启动压力规律和渗流理论研究表明，只有当驱替压力梯度完全克服油层启动压力梯度时，注采关系才能建立，因此克服低渗透油层启动压力梯度的最小驱替压力梯度所对应的注采井距，即是注水井和生产井之间能够建立有效驱替的最大注采井距。根据低渗透油田油气渗流理论推导出不等产量的注水井和生产井之间驱替压力梯度的分布表达式，可以反映出注水井与生产井之间的压力分布情况。模拟计算表明，若将该成果应用于低渗透注水开发油田将会明显改善开发效果。     

西峰油田长8低渗储层注水困难的室内实验研究

针对西峰油田长8特低渗储层注水井注水效果不好,欠注严重的实际情况,通过开展体积流量评价实验、岩心X衍射分析、地层水杂质及地层驱出物X衍射分析和地层注入水(加药水)的水质分析等项室内静态和动态实验,初步确定西峰油田注水困难的主要原因是岩心中的粘土含量较高,遇水膨胀和一些胶结不实的非粘土颗粒,在流体的作用下发生运移,堵塞了孔喉。该实验研究为西峰油田今后注水开发过程中的降压增注和制定相应的开发技术对策提供了理论依据和技术支持。