高盐稠油油藏聚合物驱提高采收率研究

针对胜坨油田二区东DS砂组高盐稠油油藏采收率低的问题,通过室内实验评价了6种聚合物提高采收率的效果,优选出适用于提高高盐稠油油藏采收率的聚合物,采用ECLIPSE软件优化了聚合物驱提高高盐稠油油藏采收率的具体注入方案。研究表明,新2#聚合物相比其他聚合物具有更好的驱油效果,推荐的使用方法为2个段塞分段进行注入,具体注入方案为0.1 PV的注入量和2 500 mg/L的注入质量浓度,以及0.3 PV的注入量和2 000 mg/L的注入质量浓度,注入速率为0.07PV/a。采用清水配制母液,污水稀释后注入。矿场试验结果表明,采用聚合物驱油,见效井共50口,见效率为98.1%,累增油为39.3万t,阶段提高采收率9.03%。研究成果对聚合物驱在胜利油田的工业化推广和提高高盐稠油油藏采收率方面具有重要的借鉴意义。     

吴旗油田高含水期油藏挖潜技术及应用效果

针对吴旗油田进入高含水开发期,油田的稳产难度大的问题,通过深入分析油藏开发特征和存在问题,主要采取精细注水技术和剩余油挖潜系列技术,对老油田实施各种措施挖潜,有效的提高油田采收率,确保了油田的稳产。     

老君庙油田M油藏挖潜调整数值模拟研究

根据老君庙油田Ｍ 油藏顶部区的油藏地质特征和开发生产历史,利用油田注水开发数值模拟软件研究其剩余油分布规律,在平面上和纵向上找到剩余油饱和度的相对富集区,提出了针对性的调整方案和选定新井井位,并预测其将来的开发生产动态,比较了开发效果;目前经生产实践证明此次数值模拟研究为该油田挖潜调整提供了科学的指导,达到了控水稳油的目的,产生了良好的经济效益和社会效益。     

濮城油田沙二段非均质油藏综合治理研究及实施效果

分析了濮城油田沙河街组第二段上部两个砂层的地质特征及层内非均质油茂开发潜力和剩余油分布规律，针对厚油层内泥质条带多而薄、水驱动用不均匀等状况，采取以深度调剖为中心的多种剩余油挖潜技术，进行综合治理，油藏开发效果得到了明显改善。     

基准面旋回对储层质量宏观非均质性影响——以胜坨油田胜二区河口坝为例

为揭示基准面旋回对同类微相在不同旋回阶段储层质量宏观非均质性差异的影响,运用高分辨率地层层序沉积动力学原理,结合各项统计学数据和岩心化验资料,对胜坨油田二区沙二段8砂层组河口坝储层质量宏观非均质性主控因素进行分析,明确了基准面旋回对河口坝微相在不同旋回阶段储层质量宏观非均质性差异的控制机理,并确定了不同级次基准面旋回内河口坝储层质量宏观非均质性的分布特征.结果表明:不同级次基准面升降引起可容纳空间与物源供给条件的改变,导致不同旋回阶段河口坝储层沉积环境出现差异,使短期基准面旋回中单一河口坝储层质量宏观非均质性表现为底强顶弱规律,中期基准面旋回中复合河口坝(多期单一河口坝组成)储层质量宏观非均质性自下向上呈总体变弱趋势,长期基准面旋回中多期复合河口坝储层质量宏观非均质性呈无规则变化.     

特高含水期强非均质油藏剩余油研究新方法

渤海Q油田储层纵向及平面非均质性强,地质模型建立难度大,且存在特高含水期油藏数值模拟历史拟合准确率低的问题。基于渗流力学理论,生产测井资料与流线模拟相结合,利用生产测井资料提供的单层产液量和含水率及分层注入量等数据,判断流体运移规律,确定油藏内任意一点上的剩余油饱和度及其分布。应用该方法,渤海Q油田进行注水单元流场调控,提出增注、卡层、堵水等措施,单井产量增加14倍,油田年产油量负递减。实践表明,生产测井资料与流线模拟结合可有效识别剩余油分布,为特高含水期强非均质油藏的开发调整提供科学理论依据。     

周矶油田非均质油藏立体开发技术

周矶油田因平面及纵向非均质性强,制约了注采调整,影响了开发效果。以该区块周16、周21为研究对象,通过系统分析,认为调整困难的原因主要是平面非均质性严重,注水单向突进,以及部分井区层间差异大,合采时薄差层不出力等,可采用油井转注、动态调水等方法改变油藏的水驱方向,提高采收率,结合剩余油研究,重建注采井网,挖潜层间剩余油,有效提高地质储量动用程度。     

油藏精细描述与剩余油挖潜技术在断块油藏开发中的应用

运用油藏精细描述技术细分流动单元,研究储层微构造,沉积微相和储层物性,采用三维可视化建模技术建立油藏三维地质模型,应用密网格大规模油藏精细数值模拟技术,结合生产动态监测资料综合 定量评价剩余油分布;采取剩余油挖潜技术结合配套的注采工艺技术充分挖掘剩余的油潜力,油藏开发效果得到明显改善。     

复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜调整技术研究

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散.目前油田开发已进入高含水期,为改善油田开发效果,应用数值模拟方法,研究了该油藏高含水期挖潜上产合理的技术开发政策.通过方案优选,确定了该油藏的剩余油挖潜上产方案.今后油藏应立足于注水开发,但不应以补孔改层等为上产措施,而应以化学调驱为主要手段.实施效果表明,所取得的研究成果对油田开发具有较强的指导意义.     

非均质油藏特高含水开发期空气泡沫驱实验研究

孤岛油田在经历水驱、聚合物驱和聚驱后水驱等多轮开采后,地下剩余油高度分散,采出液含水高,开采难度加大。如何提高聚驱后油藏的采收率对于提高油田的整体开发效益尤为重要。基于“边调边驱”原则,室内开展了空气泡沫驱提高采收率方法研究。模拟了正韵律高含水油藏地质模型(由高、中、低渗并联岩心管组成)。通过对不同发泡剂质量分数、不同气液比下泡沫体系阻力因子的测定,得到最佳条件为发泡剂质量分数0.5％`和最佳气液体积比1∶1。经室内高、低采出程度下空气泡沫体系的封堵性和调驱性能实验,结果表明,优化空气泡沫的段塞组合,可大大提高不同采出程度下油藏的采收率。第一轮水驱后岩心为15.37％的低采出程度条件下,空气泡沫调驱采收率可提高22.02％;岩心采出程度高达45.53％的条件下,第二轮带有纯空气段塞的泡沫驱采收率可提高9.35％。     

库底淤砂对地震动水压力的影响

假定淤砂为多孔弹性介质,探讨其对地震动水压力的影响。结果表明,对于饱和淤砂,动水压力波的吸收主要来自于基础,但淤砂层含有少量气体时,淤砂层对动水压力影响较大。     

甘谷驿油田特低渗储层注水效果分析

通过对注水区域受益油井的地层亏空、注水利用率和水驱指数的评价,分析受益井的综合含水变化特点,计算出受益油井的储量动用程度,并对比注水区域受益油井和非受益油井的压力保持水平及综合递减率。     

浙江亭下水库坝基扬压力监测分析

根据亭下水库建库以来的工程管理实践和对22年(1983-2004)坝基扬压力监测资料的综合分析,绘制了扬压力过程线,对扬压力纵向和横向分布进行了分析,证明了亭下水库实测坝基扬压力小于设计值的论断。     

异常高压气藏开发上的错误认识

针对气井的常规系统分析存在"用二项式等方法预测流入动态而不考虑气藏渗流特征"问题,提出了采用不稳态气藏渗流与井筒流动的耦合机制进行动态分析,充分考虑气藏的渗流特性、供给范围及开采过程中的地层压力递减情况.通过常规生产动态资料,确定气井的控制储量、地层参数,预测不同开采方式和不同时间情况下的气井产能和压力变化,评价可采储量及增压效果,从而优化气井的工作制度.异常高压气藏与正常压力气藏没有本质的区别,只是压力稍高而已.所有气藏的生产指示曲线都会向下弯曲,并非只有异常高压气藏才向下弯曲.异常高压气藏的生产指示曲线是一条光滑的曲线,而非折线形式.异常高压气藏的岩石压缩系数并非很高,而是与常规气藏一样,取很低的数值.异常高压气藏的岩石压缩系数与气藏埋藏深度无关,而与孔隙度和骨架硬度有关.     

大港油田风化店地区井漏处理工艺研究

以大港油田风化店地区井漏处理工艺为研究对象,通过研究分析风化店地区井漏现状及漏失成因,可知该地区上部地层主要以砂砾岩渗漏为主,下部地层则以裂缝性漏失以及大段断层漏失等为主.总结该地区防漏堵漏的对策,依据大港南部油区漏地区实际堵漏案例,研究了堵漏材料的性能要求及优选原则,制定了堵漏技术措施及施工要求注意事项.辉绿岩地层漏失一直是井漏预防和堵漏的难题,实际案例通过随钻堵漏,并结合承压堵漏,合理调整堵漏剂配方,并解决了这一问题.     

压力失控条件下盐岩储气库腔内压降规律解析

盐岩储气库在极端条件下压力失控工况的分析对储库运营安全控制有重要意义。基于理想气体1维定常流动理论,引入时间变量分别建立了井管管壁无摩擦和有摩擦两种情形下储库溶腔内部压力随时间变化的数学模型,用分离变量法求出井喷失控状态下储库腔内压力变化的解析表达式,并通过实验进行了对比验证。分析表明,盐岩储库腔压降时程曲线呈指数型衰...     

致密气藏压裂水平井不稳态压力分析

采用离散化裂缝模型,裂缝内考虑为变质量流,利用叠加原理得到气藏内任一点压降计算式,在裂缝壁面处耦合裂缝内流动与气藏内流动,得到致密气藏压裂水平井不稳态压力分析模型。分析了无因次拟压力导数的斜率对应的物理意义,将不稳态渗流过程划分为5个具体阶段:裂缝内线性流阶段、裂缝间线性流阶段、气藏内早期径向流阶段、气藏内线性流阶段和气藏内晚期径向流阶段;计算了不同无因次井筒存储系数对流动阶段的影响,结果表明:随着无因次井底存储系数增加,流动第1、第2阶段被陆续掩盖;研究了裂缝干扰对产量的影响。研究表明:位于水平段跟、指端部分的裂缝较位于中间部位的裂缝产量高,裂缝产量沿水平段分布呈"U"型。     

致密油藏压裂水平缝不稳态压力分析

基于有限导流水平裂缝及势叠加理论,在水平裂缝壁面上进行耦合,得到不稳态压力分析模型.研究了流压变化规律,并将流动阶段划分为:裂缝内径向流动、油藏内线性流动、油藏内早期拟径向流动和油藏内晚期径向流动4个阶段;研究了不同因素对压力传播的影响,研究表明:随着油层厚度增加,油藏内垂向线性流动阶段持续时间延长,油藏内早期拟径向流动阶段出现推迟且时间延长;随着裂缝导流能力增加,裂缝内径向流动阶段时间缩短,油藏内垂向线性流动阶段持续时间延长;随着水垂比增加,油藏内垂向线性流动阶段和油藏内早期拟径向流动阶段持续时间都缩短,流动更快地进入晚期径向流动阶段.     

尕斯油田注入水和地层水混注对储层的影响

利用溶度积规则预测尕斯油田注入水和地层水混注时储层的结垢类型,在此基础上通过天然岩心流动实验,分析注入水和地层水混注时地层渗透率下降的影响。结果表明,混注水在储层中主要生成CaCO3垢,储层渗透率有明显下降,且当混注水以1∶1注入时储层的渗透率下降最大。     

底水油藏中水平井分段射孔和打开程度的优化设计

射孔完井水平井产能与打开段数和程度密切相关,将油藏动态和水平井多相流联立起来得到水平井的总动态.把油藏中流体的流动作为水平井的流入条件,用多相流模型计算井筒压力分布.同时考虑气液比、粘度变化以及其他相关参数对流动动态的影响,借助计算机编程来模拟计算,以某油田-底水油藏水平井为例,借助数值模拟来优化设计该井射孔完井时的打开程度和射孔位置,以获得较高的产能.