砾岩油藏聚合物驱微观机理研究

应用微观透明仿真刻蚀模型和平面填砂模型研究了砾岩油藏聚合物微观驱油机理。微观模型驱油实验结果表明，聚合物可驱替砾岩油藏喉道和孔道中的剩余油，不能驱出盲端剩余油；油的流动机理，在亲水模型中以剪切夹带为主，而在亲油模型中以拉丝、桥接为主。平面填砂模型聚合物驱实验中明显看到形成油墙，波及体积增加，水驱剩余油明显减少。6种平面填砂模型聚合物驱提高采收率程度不同，最终采收率有较大差别。砾岩模型的最终采收率低于砂岩模型，这是由于砾岩油藏中不流通孔道和盲端较多，残留在其中的油较多。砾岩模型的非均质性越严重，聚合物驱的效果越好。砾岩储层岩心颗粒均匀充填模型的聚驱采收率增值为10．56％，主流线两侧充填密度不同的、主流线充填密度较高的及均匀充填的3个以陶瓷颗粒模拟砾岩颗粒的填砂模型，聚驱采收率分别为9．95％，9．06％及8．87％。聚合物驱仍能用于水驱后的砾岩油藏。图14表1参12。     

砾岩油藏孔隙结构与驱油效率

利用铸体薄片、X衍射、岩石物性、扫描电镜和压汞资料对克拉玛依油田六中区克下组储集层孔隙结构进行了全面分析,并采用聚类分析方法将储集层分为4大类(Ⅰ～Ⅳ)。分析了每一类储集层孔隙结构特征及其驱油效率。Ⅰ类储集层为大孔、中喉孔隙结构,孔喉分布相对均匀,连通性好,水驱油效率最高,平均为52%;剩余油主要以油斑形式赋存在孔隙壁上。Ⅱ类储集层为中大孔、中细喉孔隙结构,孔喉分布不均匀,局部发育大孔道,并存在微裂缝;水驱油过程中水窜严重,导致驱油效率较低,平均为42%;剩余油主要分布在细小孔道中。Ⅲ类储集层为中孔、中细喉孔隙结构,孔喉分布相对均匀,连通性好,水驱波及系数相对较高,水驱油效率高,平均50%;剩余油富集于小孔道及盲孔。Ⅳ类储集层为细孔、细喉孔隙结构,孔喉发育极差,次生孔隙和微裂缝发育,水驱波及效率低,驱油效率很低,平均为35%;剩余油主要以段塞形式分布在孔隙中。     

聚合物溶液在油藏孔隙中的流动及微观驱油机理

研究了粘弹性聚合物溶液在盲端孔隙模型中的流动与驱替特性。微观流动实验和数值计算结果均表明，随着事物溶液粘性弹增强（Weissenberg数增大），在孔隙盲端及喉道中的粘弹性涡流加剧，涡流区域也随之扩大；计算得到的粘弹涡特征与Cochrane等给出的实验结果在定性规律上是一致性。这种粘弹涡可将孔隙盲端和喉道中的部位科油分散成油滴或油丝并携带至主流区，使之成为可驱动原油。所以，这种粘弹涡流效应是聚合物溶液提高微观驱油效率的重要机理之一。     

克拉玛依砾岩储集层微观水驱油机理

以克拉玛依油田六中区下克拉玛依组砾岩储集层为研究对象,从储集层特征分析和渗流机理研究着手,通过室内实验,研究砾岩储集层水驱油和渗吸过程中微观孔隙动用规律,分析孔隙结构与驱油效率关系,研究微观剩余油分布特征和长期水驱油对储集层孔隙结构的影响。研究表明：目前剩余油饱和度较高,但剩余油主要分布于小孔隙之中;水驱过程中,优先动用的是超大孔隙,对采出程度起主要贡献的是中大孔隙;渗吸过程中,优先动用的是小孔隙,对渗吸作用起主要贡献的是中小孔隙;孔隙结构是影响驱油效率和微观剩余油分布的关键因素;长期水驱后,孔隙中填隙物发生膨胀、分散、运移和溶蚀,大孔道增多,连通性变好,储集层微观非均质性进一步增强。图11表5参21     

砾岩油藏聚合物驱后二元和三元复合驱的优选

新疆克拉玛依油区七东区发育砾岩油藏,经聚合物驱后虽已进入高含水期,但仍具有较高的挖潜、开发、再利用价值。二元和三元复合驱是砾岩油藏聚合物驱后提高采收率常用的开发方式。利用柱状天然岩心进行室内物理模拟实验,分析对比聚合物驱后二元和三元复合驱的注入压力、含水率、采收率以及微观剩余油分布特征,优化选择砾岩油藏聚合物驱后的开发方式。实验结果表明:二元和三元复合驱的含水率和注入压力相差较小,三元复合驱的采收率略高于二元复合驱;通过紫外荧光显微镜观察二元和三元复合驱后的岩心薄片,分析微观剩余油分布类型,发现三元复合驱后的剩余油分布类型以粒间吸附状为主,容易堵塞渗流通道,开采困难;而二元复合驱后的剩余油分布类型以颗粒表面吸附状为主,对储层伤害较小,对后续开发影响较小。综合考虑采收率、施工成本和储层伤害等情况,最终优选二元复合驱作为研究区聚合物驱后的开发方式。     

砾岩油藏聚合物驱的注入方式优化

砾岩储层具有典型的复模态孔隙结构特征,非均质性强,易形成不同级别优势通道,采用单一段塞、笼统的注入方式很难达到扩大波及体积效果。本文采用三管并联岩心驱替实验首先考察了与现场聚合物用量相近的条件下采用单一恒黏、梯次降黏、梯次增黏的注入方式的驱油效果,在获得最佳注入方式的基础上,开展了不同轮次和不同注入速率下的三管并联岩心驱替实验。研究结果表明,梯次降黏注入方式的驱油效果最好,在水驱的基础上可提高采收率13.61%,比单一恒黏注入方式进一步提高采收率2.31%。在相同条件下,采收率增幅与注入轮次的多少相关不大,在合理注入速率(1.5 mL/min)下可进一步提高采收率。在采收率相近的情况下,与单一恒黏注入方式相比,梯次降黏注入方式可节约50%的聚合物用量。现场试验结果表明,采用梯次降黏注入方式可有效提高聚合物驱对砾岩油藏的增油控水效果。图5表7参13     

七东1低渗砾岩油藏聚合物驱配方设计及应用*

为提高砾岩油藏采收率,针对七东1区砾岩低渗储层强非均质性、水驱采出程度低、剩余油饱和度较高等特点,在七东1区实施聚合物驱。通过理论计算、聚合物注入性及流动性分析、天然岩心驱油实验,对聚合物相对分子质量和注入浓度进行了筛选,并在七东1区进行了矿场应用。结果表明,七东1区低渗砾岩储层可注入浓度不高于1000 mg/L、相对分子质量400×10~4以下的聚合物,采收率可提高4%数9%。针对低渗透油藏特点,形成了驱油体系与油藏流体等黏驱替流度控制技术。试验区于2016年1月全面注入相对分子质量为350×10~4、质量浓度为800 mg/L的聚合物溶液。截至2019年2月,聚合物驱阶段产油8.01×10~4t,阶段采出程度14.5%,降水增油效果明显。图6表6参14。     

砾岩油藏复合体系驱油机理研究：以克拉玛依砾岩油藏为例

砾岩油藏由于孔隙结构的特殊性，水驱油效率往往不高，近年来出现的复合体系驱替方法能够有效地提高油藏驱油效率。以克拉玛依砾岩油藏为例，利用微观模拟技术研究了砾岩油藏特殊孔隙结构条件下水驱残余油在复合体系作用下的起动、分散、运移及聚集问题。实验表明，三元复合体系各组分之间的协同效应使得它克服了单相化学剂驱油的缺点，聚合物较好地控制了流度，碱起到牺牲剂的作用，使表活剂能够向更深的地方扩散，既提高了驱油效率又降低了表活剂的用量，从而降低了成本；“油墙”的形成、发展与稳定运动对驱油效率有较大的影响，对“油墙”的形成机理进行了初步探讨；同时，详细分析了不同孔隙结构的驱油机理以及对驱油效率的影响。实验结果表明，三元复合体系能够较大幅度提高原油采收率，是提高砾岩油藏采收率的有效途径之一。图１表２参３（郭海莉摘）     

砾岩油藏化学驱微观孔隙剩余油分级动用机理 ——以克拉玛依油田砾岩油藏K7区块为例

砾岩油藏的储层非均质性强、孔隙结构复杂,微观渗流体系呈现稀网状-非网状特征.化学驱常规注入开采极易造成化学剂沿高渗透层突进,中、低渗透层难以动用,波及体积有限,驱油效率低.通过对克拉玛依油田砾岩油藏K7区块探索研究,提出了梯次注入、分级动用的采油方法,采收率大幅度提高.该方法结合油层渗流理论和岩心分析,首先建立受储层非...     

聚合物驱宏观渗流机理的三维油藏物理模拟研究

利用高温高压复杂驱动体系三维物理模拟系统研究聚合物驱提高原油采收率的宏观渗流机理。用模型上布置的压差传感器和饱和度测量探针,测量了聚合物驱的开采效果、压力场和饱和度场变化。对于三维物理模型,聚合物在油藏内的吸附、滞留等作用使流动阻力增大、油藏压力上升、液流转向。聚合物从主流线流向两侧的剩余油区,不仅驱替出主流线上的剩余油,而且通过提高波及范围驱替出两侧剩余油区内的剩余油,在油藏内形成一个从主流线向两侧扩展的油墙,提高了宏观波及体积。三维物理模拟研究动态饱和度场和压力场,能够更好地描述聚合物驱提高原油采收率的驱油机理。图8参13     

基于孔隙网络模型的砂砾岩微观水驱油驱替特征

基于胜利油区砂砾岩油藏储层微观结构特征,采用双峰态曲线作为表征喉道半径的分布,结合储层微观孔隙结构参数(如孔喉比、配位数、形状因子等),建立反映砂砾岩岩石孔隙空间的三维孔隙网络模型。通过油水两相流模拟计算结果可知,与实测相渗曲线吻合较好,可用来计算油藏驱油效率和预测开发动态,尤其是对于新发现尚未进行取心实验的区块,开展砂砾岩三维孔隙网络模型计算无疑是一种有效的补充手段。     

非均质油藏聚合物驱提高采收率机理再认识

以大庆、大港、长庆等油田的储集层岩石和流体为模拟对象,探讨了非均质油藏聚合物驱提高釆收率的机理和技术途径,通过对比"等黏度"和"等浓度"条件下普通聚合物溶液、甘油、"片-网"结构聚合物溶液和非均相弱凝胶等的驱油效果,论证了聚合物类驱油剂黏度与驱油效果间的关系,提出了改善聚合物驱效果的方法.研究表明,聚合物在多孔介质内因...     

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。     

用荧光分析方法研究聚合物驱后微观剩余油变化

聚合物驱后微观剩余油分布由驱油的动力和阻力两大因素决定,在这些力的共同作用下,水驱后不同类型的微观剩余油在聚合物驱后的微观分布不同。研究了聚合物驱提高驱油效率的机理,利用荧光分析方法,对比了天然岩心水驱和聚合物驱后的荧光分析图片,统计出了聚合物驱后不同类型微观剩余油的比例,给出了高、中、低不同强度水淹部位的微观剩余油分布规律。     

注水倍数对储层微观孔隙结构影响实验研究

目前针对大庆油田某区块水驱倍数对储层微观孔隙结构特征的研究还不系统,缺少岩心微观孔隙结构参数、孔渗以及矿物含量等参数随不同水驱倍数变化规律的量化研究,严重制约了对储层水驱微观机理的揭示。基于核磁共振技术和压汞相结合的方法,建立了随岩石物性变化而变化的核磁共振转换系数C值的确定方法,充分克服压汞法不能重复利用相同位置样品而造成的误差,以及核磁法不能准确确定转换系数C值的弊端。利用该方法分析了岩心在不同水驱倍数下孔径大小及岩心矿物成分的变化规律。不同物性岩心的孔隙度和渗透率随水驱倍数增加均出现不同程度的增大;岩心原始孔隙度和渗透率越大,岩心孔径增加的幅度越大。水驱后黏土含量降低,高岭石的相对含量降低幅度最大,黏土矿物变化和微粒运移是导致岩石物性和孔径变化的主要原因。     

长期注水开发砂岩油田储层渗透率变化规律及微观机理

大庆喇萨杏油田为典型的陆相非均质砂岩油田,其储层非均质性强,由于不同渗透率储层孔喉结构特征、黏土矿物构成等存在差异,水驱前后表现出各不相同的变化特征,进入特高含水开发阶段后,“三大矛盾”更加凸显。综合利用扫描电镜、铸体薄片、核磁共振、检查井分析、驱油实验和生产动态等资料,系统研究了不同渗透率储层水驱前后渗透率的变化规律,量化了不同渗透率储层水驱前后渗透率变化幅度,从储层黏土矿物、粒度中值、孔隙分布和孔喉特征等方面分析了导致渗透率变化差异的机理,阐述了不同渗透率储层参数变化对注水开发的影响,从而对特高含水期不同类型储层控水挖潜有一定的指导作用。     

三层油藏水驱后转聚驱的试井解释方法

目前在对于聚合物试井的模型研究中,没有同时考虑多层油藏及非牛顿-牛顿复合油藏2种情况的影响,导致许多海上聚驱油藏实际数据拟合效果不理想。通过考虑海上多层油藏水驱后转聚驱的实际情况,运用数学方法、渗流力学理论,基于严格的数学推导,建立了三层窜流非牛顿-牛顿复合油藏试井解释模型,绘制了井底压力响应特征曲线并对其影响因素进行了讨论,运用实例证明了模型的正确性与实用性。结果表明：三层油藏水驱后转聚驱的试井典型曲线可划分为6个流动段,与一般三层窜流无复合模型的典型曲线特征不同,存在末期复合流段上翘段,聚合物初始浓度对特征曲线影响较小,窜流系数主要影响“凹子”出现的时间,地层系数比和弹性储容比主要影响“凹子”的宽度和深度,复合半径主要影响压力导数曲线上翘段的下移程度。     

胜坨油田聚合物驱转后续水驱油藏管理对策

聚合物驱是油田提高原油采收率的主要方法之一,聚合物驱后一般转为后续水驱,这一开采阶段经历的时间较长,大量的增产原油被采出,同时表现出不同的动态特征.为了确保后续水驱阶段的增油效果,针对其动态见效特征,提出了这一阶段的油藏管理对策.以胜坨油田二区沙二段1--2单元北部聚合物驱试验区为研究对象,结合其他区块的经验做法展开研究.结果表明,转后续水驱后将注采比保持在0.7～0.75,加强水井调剖和分层以及油井有效提液和改层,可有效控制含水上升率,能够进一步提高采收率.该试验区2009年累积增油量为4600 t,提高采收率为0.042%.     

Experimental studying of pore morphology and wettability effects on microscopic and macroscopic displacement efficiency of polymer flooding

Pore morphology and wettability of a porous medium have dominating effects on microscopic displacement efficiency, and consequently on the ultimate oil recovery. To provide a better understanding of the effects of these parameters on microscopic displacement mechanisms and macroscopic performance of a polymer flood process, a comprehensive experimental study was conducted using five two-dimensional glass micromodels. A combination of three wettability conditions and five different pore structures was used in this study. The selected scenarios include four homogeneous synthetic pore networks at water-, mixed- and oil-wet conditions. A random network that represents the pore space in Berea sandstone was also used for further investigation.Image processing technique was applied to analyze and compare displacement mechanisms and displacement process efficiency in each experiment. Microscopic mechanisms, such as oil and polymer solution trapping, configuration of wetting and non-wetting phases, flow of continuous and discontinuous strings of polymer solution, polymer solution snap-off, distorted flow of polymer solution, emulsion formation, and microscopic pore-to-pore sweep of oil phase were observed and monitored in conducted experiments. Experimental results showed that water- and mixed-wet media generally have comparable and higher recoveries in contrast with oil-wet media. Moreover, the results confirmed a significant dependency on the pore structure and wettability of the media on both displacement mechanisms as well as oil recoveries. This experimental study illustrates the successful application of glass micromodel techniques for studying enhanced oil recovery (EOR) processes in a five-spot pattern, and also provides a useful reference for understanding the displacement mechanisms involved in a polymer flood process at different pore morphologies and wettabilities of porous media.