国外中高渗透率高含水油田开发技术新进展

中高渗透率高含水油田一般位于成熟油区,具有地质认识清楚、配套设施完善、勘探成功率高、最小经济门槛低等优势。近年来,针对中高渗透率高含水油田采出程度高、产量递减速度快、井况问题严重、吨油生产碳排放量大等难题,国际石油公司着力技术创新和成本控制,在油藏模拟、油气工程、改善水驱、提高采收率等方面持续发力,不断取得新进展。如俄罗斯RFD公司开发的tNavigator油藏模拟平台实现了千万至十亿节点的模拟。水平井多级水力压裂、新型鱼骨刺井、超短半径水平井等油气工程技术促进了老油田增产稳产。智能水驱技术因其特有的经济性、环境友好性及高效性,引起广泛关注。纳米智能驱油技术有望解决聚驱提高采收率技术难以解决的波及效率低、费用高、储层伤害等问题。这些技术对国内中高渗透率高含水油田的持续开发具有积极的借鉴作用。     

涠洲油田低渗储层长岩心驱替实验研究

中海油在南海西部海域的涠西南凹陷发现低渗透油气田。目前,该油田开发面临的主要问题包括:特低渗(渗透率小于10×10-3μm2)油藏储量所占比例大,如何提高低渗透储层产能,如何有效动用储量,以及注水开发可能存在注入能力低等。由于地层原油黏度低,油质较轻,注气开发是提高低渗透油藏采收率的有效手段;此外,该油田开发过程中将产生大量伴生气,有足够的气源。因此,采用油田伴生气回注是值得探索的提高采收率的方法。为此,有必要通过长岩心驱替实验,对低渗透油气田的注入方式进行评价优选,为编制海上低渗透油田开发方案提供依据。选取涠洲某油田流沙港组低渗透储层,通过室内长岩心驱替实验研究,综合评价了衰竭、水驱、气驱、气/水交替驱替时的驱油效率和渗流特征,从而为注水、注气驱提高采收率开发方式的选择提供实验数据支持和参考。实验结果表明:衰竭式开采方式效果最差,注水比注气效果要好,注液化气前置段塞+外输气驱的方式,能够达到最好的驱替效果。     

冀东油田水驱油实验录井资料响应特征及水淹机理分析

开展冀东油田模拟注水驱油实验,以稳态法测定油-水相对渗透率,制备饱和油,低、中、高含水及残余油的不同产水率的岩样,按物性条件分为一、二类储层,对岩样进行岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像分析。一类储层随着含水上升,饱和烃气相色谱峰值逐渐降低,峰型从正态峰型向扁平型变化;二类储层与一类储层峰型变化类似,只是降低幅度不同。总体上两类储层热解含油气总量均随含水上升呈降低趋势,一类储层降低的幅度差大于二类储层,特低孔特低渗储层变化不大。两类储层随着产水率的上升,反映岩石含油丰度的参数饱和烃总面积、Pg值总体上均从未水洗的饱和油到残余油有规律地下降,证明地化参数可以反映产水率的变化。水驱油不同产水率的荧光显微图像特征,证明该技术能够对油层的不同水洗程度进行判别。下一步将根据冀东油田水驱油实验分析资料,利用投产井及密闭取心井分析资料建立解释标准及图版,对开发区块新钻调整井进行解释。     

海外高温油田聚合物驱高效开发策略研究

针对海外油田的开发受到合同时间及资源国的约束,不能按传统的国内陆地开发模式等到开发几十年后再开展聚合物驱的问题,开展了海外油田聚合物驱高效开发策略的研究,主要包括高温油田聚合物驱油体系热稳定性评价方法、高温油田数值模拟用物化参数的确定方法、高温油田驱替剂筛选方法、海外油田高效开发模式等。研究表明,对于海外高温新油田,应该采用"抽真空至空气中氧含量1mg/L+充氮气15min"的组合除氧方法,数值模拟所用物化参数应该老化120d,驱油体系的黏度与地层原油黏度的比值达到0.8~1.1,采取"空白水驱+先导试验+逐步扩大实施"的开发模式和策略,以减小注聚风险,取得更好的驱替效果。对于海外高温老油田,高含水期聚合物驱先导试验的结果表明,筛选出适合的耐温抗盐聚合物和调剖体系,采用"调剖+注聚"相结合的方案是可行的。     

正韵律底水油藏纵向非均质影响数值模拟研究

非均质性是储层沉积、成岩等地质过程综合作用的结果,是影响油气田产量、最终采收率的重要因素.储层分为正韵律、反韵律及复合韵律三类,对各类韵律储层进行数值模拟前期研究认为,正韵律储层的油气采出程度较反韵律或者复合韵律油藏都差,是一种极不理想的油藏.在开发此类油藏时,试图从地质学角度找到影响正韵律储层采出程度的因素,并认识其影响规律.此项研究以渗透率级差、突进系数及变异系数等三个渗透率参数为基础,定量地表征储层纵向非均质性强度,并运用数值模拟方法,分析了纵向非均质性强弱对正韵律底水油藏剩余油饱和度、含水上升规律及采出程度的影响,从而总结出纵向非均质性对驱油效率的影响规律.研究认为,正韵律储层,其渗透率级差越小,纵向非均质性越弱,油藏驱油效率相对较高,开发生产效果相对较好,但含水上升规律基本无变化.     

马岭油田S区延10储层特征及水驱规律研究

马岭油田S区块已进入注水开发的中高含水期,研究其水驱规律对后续改善注水开发效果具有实际意义。以S区延1012-1层段为研究对象,以区域构造背景及构造特征为基础,从岩心资料、测井数据着手,重点分析沉积微相与砂体平面展布特征,总结储层物性,分析储层非均质性特征。结合油田生产资料,从非均质性方面重点分析延10储层平面、纵向水驱规律。结果表明：受储层渗透率非均质的影响,纵向上的水驱呈现复合韵律的特点,高渗透率部位水洗程度高,剩余油含油饱和度较低;较低渗透率部位水洗程度较低,含油饱和度相对较高。油层在纵向上的产液量、产水量、含水率同样呈复合韵律特点。平面上的水驱呈现出沿砂体延伸方向推进较快,主流线方向上的油井见效快。位于负向构造部位的油井较早见水,进入水量多,油层水洗较为充分;位于正向构造部位的油井注入水进入较晚,进入水量较少,水洗程度相对较低。注入水优先沿高渗透带方向推进,该方向水推较快,吸水较多。     

一种计算水驱油藏高含水期驱油效率的新方法

常规驱油效率一般通过非稳态相渗的办法计算,但行业标准中的相渗实验条件并不适合特高含水期条件下,多倍水驱后特高含水期的驱油效率难以确定。基于张型广适水驱特征曲线计算推导油田动态数据与驱油效率间的内在联系,从文献已推出的含水率与采出程度关系出发,利用Welge方程中油水两相区间平均含水饱和度与出口端含水饱和度的理论关系,推导出一种计算水驱油藏高含水期驱油效率的新方法。基于张型广适水驱特征曲线推导出油田驱油效率,可以计算含水率为99.9%～99.999%下的极限驱油效率。该方法 推导出的极限驱油效率可以在一定程度上反映高驱替倍数水驱条件下特高含水期驱油效率的定量表征问题,拓展了张型广适水驱特征曲线的应用,解决了疏松砂岩油藏取心困难以及多倍水驱后不同阶段驱油效率确定的难题。     

基于微观渗流机理研究的产液结构优化

高含水阶段的稳产挖潜是当前油田开发面临的重点工程。针对油田水淹区内剩余油分布及动用条件认识不清等问题,开展了微观渗流机理研究,以微观渗流实验、微观孔隙网络模型为核心,借助微观可视化驱替实验,从定性角度分析剩余油赋存状态;建立了岩石孔道空间构型和微观渗流机理研究的新技术;通过核磁共振驱替实验及微观孔隙网络模拟,定量分析了提液增油的微观机理、微观剩余油分布及动用条件,形成了岩石孔道毛管数及流动能力计算新方法,重新认识微观毛管力束缚型剩余油分布及动用条件;结合数值模拟方法,深入分析了高含水层位剩余油分布规律;采用宏观数值模拟与微观渗流机理有机结合的新方法,形成了产液结构优化新技术。利用该研究成果对目标油田实施针对性挖潜措施,实现年增油9.1×104m~3,对海上同类油田开发具有指导意义。     

化子坪西区长6特低渗透油藏空气泡沫驱可行性评价

化子坪西区长6油藏为特低渗透油藏,储层物性及孔隙结构特征差,油相渗流能力下降快,油层吸水能力相对较低,水驱开发效果较差。空气泡沫驱油技术是将空气驱油和泡沫驱油有机结合起来,具有调剖和驱油双重功能,适合特低渗透油层驱替开发。室内岩心驱替实验表明,长6储层岩心进行空气泡沫驱后,比水驱最终采收率平均提高6.9个百分点。甘谷驿采油厂唐80井区为长6油藏同类油藏,其开发实践表明,井区8个试验井组全部进行空气泡沫驱后,视吸液指数下降了71%,注入能力低于水驱井组,但含水下降至18.8%,比水驱井组低29.6个百分点,初期平均单井月增油11t以上,具有明显的控水增油效果。从地质、渗流特征、驱替效果、井网等方面考虑,长6储层适合水驱后转空气泡沫驱,建议在长6油藏进行空气泡沫驱试验和推广,以提高最终采收率。     

不同物性储层微观渗流特征差异研究

针对目前特低渗透储层开发难的特点,应用真实砂岩微观模型,对高、低渗不同物性储层微观渗流特征差异进行分析研究。研究表明：不同物性储层微观渗流特征差异显著,高低渗模型的驱油效率平均相差19％;储层物性及水驱油体系的能量耗散和能量释放、驱替压力、孔隙结构非均质性是影响高、低渗模型微观渗流特征和驱油差异的主要因素;在低渗模型中采用降阻剂驱替后,驱油效率提高11％。经过分析,建议低渗储层通过储层改造,或通过非常规水驱来改善油层水驱效果。     

减氧空气驱研究、应用及发展

减氧空气驱是利用减氧空气发生系统、增压注入系统等将氧气体积比降低到10%以下的减氧空气注入油藏以驱替原油的开发方式,其主要机理是补充地层能量、依靠重力分异增加油藏上部驱替、降低界面张力,从而提高波及系数和驱油效率。减氧空气驱具有气源可就地无限量获取、技术成熟、成本低廉、安全可靠、稳定可持续等优势,在潜山油藏、高倾角油藏、低—特低渗透油藏、高含水后期油藏具有广泛应用前景,能够发挥有效补充油藏能量、驱替和控水稳油作用,已被辽河、浙江、吉林等油田的先导试验所证实:兴古7潜山油藏实施减氧空气驱后,注气井组日产油增加84t,油井油压提高1.1MPa,基本控制了注前迅猛锥进的底水,水淹井数未再增加;YJ和M613两个特低渗透油藏实施减氧空气驱后,日产油最高提高2.2倍,含水最高下降20个百分点。     

三维流线模拟技术在鸭儿峡油田L油藏注采单元评价中的应用

鸭儿峡油田L油藏自1958年投入开发以来,经历了弹性—溶解气驱阶段、边外注水开发阶段以及边外、边内综合注水开发阶段。由于受过去开采时间长、开采技术落后、开采设备老化等诸多因素的限制,目前油藏虽处于高含水阶段,但还有很大的二次开发潜力。根据L油藏历年动态监测资料,再结合油水井生产数据及注水单元注水数据,动态生产数据、监测数据与静态地质、储层等数据结合,充分刻画目前L油藏的生产动态,摸清其注水替油井、注水单元注水井与采油井的对应效果,通过注采井组间流线模拟来评价注采单元中油井受效程度,并通过与现场注采井组间示踪剂监测成果对比来验证流线模拟的准确性,结果表明,三维流线数值模拟井组间连通性与示踪剂监测井组间连通性成果的一致性达到60%以上,模拟可靠程度高、评价周期短,提高效率的同时节省了大量成本。     

化学驱采收率与三元复合驱体系黏度匹配关系研究

三元复合驱体系黏度是影响驱油效果的重要因素,为了研究其对化学驱采收率的影响,开展了不同黏度三元复合驱体系物理模拟驱油实验。驱油实验结果表明,在同一渗透率条件下,三元复合驱体系黏度过高或过低都不能达到最好的驱替效果,只有在某一体系黏度范围内,体系注入压力既保持了较高的升幅速度和升幅压力,又不会造成岩心堵塞,出现注入压力的突升突降,延长了三元复合驱体系在岩心中的作用时间,提高了三元复合驱体系波及体积能力和洗油效率,化学驱采收率才能达到最好效果,即化学驱采收率与三元复合驱体系黏度存在特定匹配关系。室内物理模拟驱油实验表明,岩心渗透率为0.5μm~2时,与该渗透率相匹配的体系黏度范围为20~30m Pa·s。大庆油田北二西矿场试验结果也说明,三元复合驱替体系在相匹配的黏度范围内,化学驱效果好,采收率达到29.02%。     

SZ36-1油田聚驱后提高采收率方法探析

SZ36-1存在油水关系复杂、非均质现象严重、油井作业困难等因素制约研究区采收率。为进一步提高SZ36-1油田动用程度,采用数值模拟分析聚驱后剩余油分布位置,对二元驱、高浓度聚驱及气聚交替影响因素进行研究,并结合数值模拟结果对比三种方法驱油效果,优选适合研究区的提高采收率方法。结果表明：研究区属于稠油油藏,地下原油物性差异较大,剩余油主要分布在断层附近等注聚没有波及到、波及程度较低的部位;三种化学驱影响因素存在差异,其中二元复合驱受表活剂及聚合物浓度影响,高浓度聚驱受聚合物浓度、聚合物用量及注入速度影响,气聚交替注入驱气液比为关键因素;通过全区采收率模拟分析,认为聚驱后气聚交替注入驱替效果最好,但受限于气源,无法实现大规模全区注入,建议对油层顶部剩余油及一些化合驱不可及的区域进行局部注入,最后综合海上油田现场条件及生产情况,认为二元复合驱具有更高的适用性,可大大提高海上油田聚驱后采收率。     

三元复合驱体系乳化压差对驱替过程的影响

大庆油田已进入特高含水开发中后期,三元复合驱已成为"控水稳油"最具应用前景的提高采收率技术之一。国内外对三元复合体系的性质已做了大量室内研究,尤其是油藏中的乳化对提高采收率所起的作用是近年来研究的焦点,但对于驱替过程中,乳化作用所产生的乳化压差对采出液含水及提高原油采收率的影响分析较少。从室内物理模拟方面,利用实验室自制的弱碱烷基苯磺酸盐表面活性剂,在体系黏度相同,不考虑黏度压差时,与大庆油田目前正在使用的石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱驱油体系作对比,考察乳化压差对驱替过程的影响。实验结果表明,两种表面活性剂三元体系均发生乳化,但新型弱碱烷基苯磺酸盐的乳化能力要强于石油磺酸盐,形成的乳化压差更大,驱替过程中稳油控水的能力更强,对采收率的提高更明显。     

喇嘛甸油田不同类型储层微观孔隙结构变化特征

储层微观孔隙结构参数是影响水驱开发效果的重要因素。喇嘛甸油田经过30多年的水驱开发调整,储层微观孔隙结构特征发生了一定的变化。通过天然岩心水驱实验及不同开发阶段检查井取心检测数据,研究了长期水驱后不同类型储层孔隙度、渗透率及孔喉半径等物性参数,分析了水驱前后储层微观孔隙结构特征参数的变化规律。统计资料表明,喇嘛甸油田各类油层,长期注水冲刷后,孔隙度值略有增加,但变化率不大,平均只有0.58%。物性好的储层,渗透率增加,但易形成无效循环通道;物性差的储层,渗透率增加幅度小,更差储层由于地层污染、堵塞,甚至存在渗透率降低现象。喇嘛甸油田经过长期注水冲刷,发育较好的厚油层,其孔喉半径、孔喉半径中值一般增加2μm左右;发育较差的薄油层,大喉道半径、喉道半径中值只降低1μm左右。     

砂岩和碳酸盐岩的酸性改向缔合聚合物技术开发

本文介绍缔合聚合物技术在酸化处理过程中使流体改向的作用．缔合聚合物技术包括使用一种粘度非常低的含水聚合物溶液．这种溶液与储层表面一经接触便立即发生反应，从而大大降低了后注含水流体向岩石高渗透层渗流的能力．第一阶段注入的舍缔合聚合物流体大部分进入高渗透区域，使接下来注入的酸改向进入渗透率相对较低的区域．缔合聚合物技术对剩余油的流动产出没有或只有极小的影响．而且，在岩石中，包括大部分砂岩类岩石，经处理后的层段水相渗透率永久性地降低，从而降低了酸化处理后的岩层产水率．文章详细描述了缔合聚合物技术及其性质，以及当前系统试验的发展情况．实验数据说明，缔合聚合物技对术降低含水流体通过多孔介质能力的效果．利用水饱、油饱和岩心所作的平行流动试验证明缔合聚合物技术在砂岩和碳酸盐岩中使酸液改向的作用．这些试验同时也证明：在水饱和岩心中，缔合聚合物技术降低了水相渗透率；改向的酸增加了油相渗透率．     

扶余油田中7-3区块调剖体系研究及应用

为提高扶余油田特高含水期注水开发效果,针对注水开发中存在的主要问题,结合区块储层特征,开辟了中7-3区块先导试验区,对试验区开发效果进行了系统的跟踪评价。该区块目前采油速度仅0.3%,标定最终采收率约25%,采出程度为13%,开发水平较低。利用改性沥青石油胶调剖剂在地层温度下,颗粒之间可互相粘结,封堵性强度高,且不受地层水矿化度影响,耐水冲刷性能好,有效期长的特性,有效解决了扶余油田储层非均质性及常规调剖有效期短的问题。该区块于2013年5月完成现场施工,平均单井注入调剖液1386.5m3,74口受效油井平均日产液698.6t/d,平均日产油53.8t/d,综合含水92.3%;与措施前相比,平均日增液4.0t/d,平均日增油28.3t/d,综合含水下降4.0个百分点。该项技术的成功实施,为扶余油田高含水开发后期提高开发效果提供了一项新技术。     

强水驱稠油油藏水平井初期产能主控因素研究

南海东部P油田属于强水驱稠油油藏,以水平井开发为主,油井投产初期具有产量高、低含水和低压差的开发特点。考虑海上油田井下作业成本较高,油井初期产油量对开发效果及措施经济性影响较大,因此以P油田27口开发井实际生产动态资料为基础,采用灰色关联分析与油藏数值模拟方法相结合,对强水驱稠油油藏水平井初期产油量的主控因素开展定量化研究,明确其关联强弱与变化规律。结果表明,强水驱稠油油藏水平井初期产油量影响因素由强到弱依次为：水平段长度、渗透率、避水高度、水油砂厚比、原油黏度和隔夹层分布,主控因素为水平段长度、渗透率和避水高度。水平井初产油随着渗透率、水平段长度和避水高度的增大而增大,但增加幅度趋于变缓;当水平段长度超过800m、避水高度大于15m,地质油藏参数变化对油井初期产油量影响的敏感性明显减弱。     

凝析油堵塞和完井液对凝析气藏气体产能的影响

为了确定由凝析油聚积和水锁引起的气体相对渗透率的降低情况，我们对取自沙特阿拉伯凝析气藏的碳酸盐岩和砂岩岩心进行了岩心驱替实验。实验使用油田凝析油样模拟近井地区的两相流，此时井底流压降出在露点压力之下。在油藏条件下对几种作为完井液的流体进行了实验，同时也对几种能解除凝析油和水锁的溶剂进行了评估。实验结果表明，由于凝析油堵塞储层岩心，使气体相对渗透率减少了70％到95％。实验发现所研究的溶剂对提高气体相对渗透率有效。此研究同时确定了实验条件下增加气体相对渗透率所需要的甲醇的量，进而外推到现场条件下。相对渗透率的降低更多的是发生在具有水相饱和度的两相流时期，此时受到凝析油和水锁双重效应的影响。甲醇驱替反凝析气藏，维持并改进后处理开采期油井的气体相对渗透率。甲醇和水的混合物对解除凝析油堵塞是无效的，并且在处理过后会减少气体的产能。甲醇对驱替岩心中的水很有效。异丙醇和甲醇的混合物同纯甲醇一样能产生相似的结果。总的说来，评价的溶剂对解除岩心中的凝析油堵塞都是有效的，它们推迟了凝析油的聚积，从而提高了气体的产能。