正韵律高含水油藏泡沫调驱体系试验研究

针对孤岛油田中一区开发现状,设计出了一种与其相似的正韵律高含水油藏地质模型(由高、中、低渗并联岩心管组成),进行了泡沫体系驱油试验研究.进行不同泡沫剂浓度、不同气液比下泡沫体系阻力因子的测定;优化出最佳泡沫剂浓度和最佳气液比,并对优化体系在正韵律高含水并联模型上进行驱油试验.试验结果表明,采用泡沫调驱体系.能够在岩心中产生较高的阻力因子,使正韵律并联岩心中的高渗岩心吸水量大幅度降低,低渗岩心吸水量大幅度升高,能有效改善不同渗透性岩心的渗透率,提高中、低渗岩心采收率,对非均质性强的岩心其效果更为显著.     

注氮气泡沫控制水窜技术在油田高含水期的应用

基于大庆萨北油田高含水期油藏控制水窜的需要,研制了氮气泡沫驱替液。三管非均质岩心驱油实验结果表明,与聚合物驱相比,注氮气泡沫可以显著降低驱替前后高渗透岩心的出液比率和出水比率,氮气泡沫比聚合物能更有效地封堵高渗透带。现场应用结果表明,氮气泡沫驱替液能有效地抑制注入水沿高渗透部位的突进,提高驱油效率,使得整个试验井组产出液平均含水率由93.9%下降到90.2%,在产液量降低41 t/d 油量增加16.4 t/d,半年内累计增油3.486 t,增产和综合效益显著,该项技术适合大庆萨北油田高含水期进一步提高采收率,具有较好的应用前景。     

水驱油藏高含水期精细模拟技术研究与应用

在剖析高含水期开发过程中所表现出来的渗流现状和规律的基础上,以解决该开发阶段油藏工程问题为目的,比较系统地提出了油藏精细模拟的原理思路和方法,提高了模拟的精度,拓宽了油藏模拟的应用领域,已经在ＸＷ油田高含水开发单元剩余油研究和综合调整实际应用中发挥着重要作用,取得了较满意的应用效果。     

氮气泡沫现场注入工艺技术研究

按照注氮气泡沫控制水窜的总体要求和目标,以氮气泡沫剂为研究对象,从氮气泡沫的配制及注入流程、注入参数设计、井筒压力分布等方面对注氮气泡沫现场注入工艺技术进行了初步探讨。     

特低渗均质型油藏高含水期稳油控水技术研究

以五里湾为代表的特低渗均质型油藏进入中高含水期后,平面水驱均匀推进,水驱波及半径增大,剩余油零散分布,剖面上主力小层动用程度高,剩余油呈米～厘米级规模相间分布,常规的注采调控技术动用难度大。此类油藏进入高含水期如何稳产,如何提高最终采收率是油藏面临的核心技术难点。本文在深入剖析开发矛盾基础上,立足一次井网水驱,寻找挖潜的技术潜力,通过理论研究结合矿场实践,形成了以精细单砂体动用技术、不稳定注水技术和空气泡沫驱为核心的稳油控水技术系列,实现了剩余油的精准动用且提高采收率发展趋势良好,同时形成的各项技术对同类油藏高含水期稳油控水具有较强的技术借鉴指导意义。     

高含水后期综合调整挖潜技术研究现场试验

该现场试验主要针对油田进入高含水后期，水驱开发区块所呈现的产量递减加快、含水上升加快、套损速度加快的“3个加快”和油田管理成本上升及总体效益逐年变差的趋势，以大庆萨     

河南稠油水驱油藏氮气泡沫调驱体系的研究及应用

河南油田稠油水驱油藏具有"浅、薄、稠"的特点,油层连通性较好,非均质性强,经过20多年的注水开发,含水上升快,为提高采收率开展了氮气泡沫调驱技术研究。通过配方实验和物模实验,研制了适合河南油田稠油水驱油藏地层条件的强化泡沫驱油体系,通过合注分采情况下对10倍和20倍级差岩心驱油实验,采出程度提高了30.2%和24.7%,证实复合泡沫调驱体系具有较好的调剖、驱油效果。研制的氮气泡沫调驱体系在古城和王集油田进行了3口井的矿场试验,见到了明显的增油降水效果。     

基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理实验研究

基于微流控技术,针对低压裂缝孔隙型碳酸盐岩油藏,设计了孔洞型和裂缝型两种微流控模型,在考虑前期衰竭式开发的条件下,开展了注气模拟脱气原油、注水、注药剂治理水窜等一系列微流控实验,基于水溶性化学剂组分追踪技术和微观剩余油量化分析技术,分析了衰竭式开发脱气后不同类型储层的注水开发效果及水窜后治理对策。实验结果表明,由于非连续相气体的存在导致原油流动阻力增加,使得孔洞型储层脱气后采出程度有明显降低;对于裂缝性储层而言,与井底相连的开放性裂缝内部由于压力更低,使得脱气程度更大,孔隙及裂缝中脱出的气体在裂缝中形成了连续气相,而非裂缝区域与孔洞型储层较为相似。不同类型储层水窜治理的微流控实验表明：对于孔洞型储层,可采用微球+润湿性调节剂组合调驱,对于裂缝型储层,可采用聚合物凝胶驱,针对不同储层类型所实施的水窜治理均能够有效改善储层的波及系数,提高其采出程度。将其应用于现场,效果良好,对应的水窜治理方法对裂缝性碳酸盐岩油藏开发具有指导和借鉴意义。     

高温高盐油藏CO2驱泡沫封窜体系研究与应用

针对中原油田CO2驱过程中的气窜问题,研制了耐温抗盐CO2泡沫封窜体系。该体系起泡剂选用咪唑啉类两性表面活性剂,稳泡剂选用TL3000共聚物,耐温100 ℃,耐盐20×104 mg/L,耐钙镁5 000 mg/L。用CO2气体充气法对其性能进行了评价。评价结果表明,其半衰期达84 min,体系表面张力30.6 mN/m,界面张力0.43 mN/m,具有较低的表界面张力。可视化封堵实验观察到该泡沫体系在多孔介质中起泡性能较好。岩心封堵实验表明,该体系封窜能力较强,阻力系数达到25.63,残余阻力系数为9.4。15井次的现场试验结果表明,该体系对CO2气窜有较好的封窜能力,为目前CO2驱过程中控制气窜问题提供了新的有益尝试。     

彩南油田底水油藏高含水井的治理

彩南油田三工河组油藏部分油井高产水,分析结果表明出水原因比较复杂,一方面是由于该油藏底水发育,随着开采时间的延长,当生产压差达到一定程度时,底水容易发生锥进现象;另一方面从测试资料显示部分油井存在管外窜,产生锥进的底水沿管外窜槽进入射孔段,抑制了原油的产出。2007—2008年针对该类油藏高含水油井的治理进行了大量室内研究,最终筛选出适合彩南三工河组油藏的堵剂及配套施工工艺,并将该技术应用到现场,取得了很好的降水增油效果。     

高含水油田注水后油藏参数变化规律研究

应用注水模拟实验、环境扫描电镜、水淹层测井解释等研究技术，分析了储层参数变化机理．较全面地分析了高含水期的高孔高渗油藏、中孔中渗油藏和稠油油藏注水后储层结构的变化规律，并将研究成果应用于水淹层测井解释、地质模型的重新修订、数值模拟调参、剩余油分布预测和油层防砂等方面，取得了较好的效果。本项研究可为类似油田的开发提供一定的借鉴。     

高渗透稀油强边水驱油藏含水井开采对策

春光油田具有埋藏浅、高孔、高渗、稀油、边水活跃的特点,开采关键是用好边水。应用矿场生产资料、系统试井资料、同类型油藏类比、油藏工程方法、数值模拟方法、渗流力学理论建立了动态监测系统,采取油藏工程方法监控边水推进速度和水线推进状况,不断调整优化工作制度,对见水井排8-20、排8-C3井实施干灰堵水,取得好效果。春光油田2005年开发以来产量稳步上升,保持自喷开采,边水水线缓慢、均匀推进,采油速度、采收率同创新水平。     

疏松砂岩油藏高含水期控水防砂技术

疏松砂岩油藏高含水期油井出砂加剧、管柱腐蚀愈加严重。分析了疏松砂岩油藏高含水期开发影响因素和油井高含水存在的主要危害,在对控水防砂进行机理分析的基础上,研制了具有控水、防砂双重功能的新型控水砂,并从水油阻力比、接触角、导流能力等方面开展了室内评价。室内评价表明:该控水防砂材料对水油阻力比最高可以达到5.3,接触角152°,同时保留着较高的导流能力。现场试验表明,该技术平均降水率可达15.5%,控水防砂效果显著。控水防砂技术为疏松砂岩高含水油藏的经济有效开发奠定了良好基础,可进一步推广应用。     

水平井技术在高渗透油藏高含水期挖潜中的应用

梁家楼油田梁南为厚层、高渗透、正韵律油藏,经过多年开发,目前已处于高含水、高采出程度开发阶段。为进一步提高油田采收率,应用开发测井、三维地震、动态监测等资料,采用数值模拟、油藏描述等技术,对剩余油分布规律进行了深入细致的研究,研究认为剩余油主要分布在厚油层的顶部以及水锥锥体之间。根据剩余油分布特点,结合水平井既可提液增油,又可控制底水锥进的优势,在该油田实施水平井挖掘剩余油潜力,在梁南设计实施水平井12口,通过优化设计水平井轨迹,制定并实施科学合理的开发管理模式以及区块注采调配方案,取得单井初增油60．6t,综合含水10．5％的较好效果,区块采收率提高5．0％。     

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。     

高含水油藏整体注采耦合参数优化方法

以江苏油田铜庄断块地质和目前开发特征为基础,构建了铜庄断块精细地质模型,并进行了精细的油藏数值历史拟合。在动静态模型拟合的基础上,得到了铜庄断块各层的流场强度场,结合生产动态,明确了优势通道区域分布。根据铜庄优势剩余油分布主要处于井网边部的边界区域,上套层系采取了整体注采耦合的方法来进行平面调驱,同时进行在不同的流场强度区域,进行液量分区调整,高流场强度区域降低液量,低流场强度区域提升液量。     

高含水油藏动态局部网格加密技术

高含水期油田剩余油在空间分布上具有高度零散的特点,粗网格计算已无法满足该阶段的模拟精度要求,细网格计算将消耗大量的计算机内存及CPU时间,甚至由于数值弥散导致计算结果失真。为准确确定油水驱替前缘,进一步量化高含水期的剩余油分布,建立了以含水率及含水饱和度为计算标准的动态局部网格加密技术（DLGR）。该技术能实现局部加密区域随时间改变从而更好地追踪油水驱替前缘。通过粗网格、细网格及动态加密网格实例计算对比,动态局部网格加密的模拟结果与细网格的模拟结果接近,而CPU运算时间减少80%。该技术实现了细网格的模拟精度,极大地提高了模拟速度,缩短了模拟周期,节约了计算成本。     

高含水期河流相储层剩余油探讨

分析了形成剩余油的原因,以江汉油田清河采油厂所在八面河油田为例着重对高含水期河流相储层剩余油的分布情形进行了分析。