东北X油田P油层水驱油效率及影响因素分析

东北X油田P油层是低水位期的河流三角洲沉积，非均质性强，属于低孔低渗油层。经多年注水开发，目前已进入中高含水期开发阶段，经过长期水洗，储层微观孔隙结构发生了很大变化，非均质性较开发初期更加严重，开采难度逐渐增加。利用油田现有资料和储层岩心，通过样本聚类分析及岩心驱替实验，对储层物性特征分布、水驱油效率及其影响因素分析进行了研究，让油田的开发研究人员能够从整体的角度出发，把握该油层可动剩余油的储备情况，为后续开发方案设计、井网调整和部署加密井提供了科学依据。     

二类油层聚驱微观驱油效率影响因素研究

二类B油层目前已经成为大庆油田的主要开采对象，其地质储量占二类油层的45.8%。针对二类B油层开采差异较大的现象，建立了黏弹性聚合物-原油两相数学模型，并采用对数构象法进行变换；利用VOF法追踪聚驱过程中的两相界面，得到了黏弹性聚合物-原油两相流的数值模型；通过二类油层微观模型研究孔隙结构和聚合物黏弹性对微观驱油效率的影响。结果表明，储层非均质性越强，微观驱油效率越低，孔隙参数较好的二类A油层的驱油效率高于二类B油层2.10%；随着黏度的增加，微观驱油效率增大，黏度比(聚合物与原油的黏度比)为1.5∶1、2.0∶1和10.0∶1的方案驱油效率比黏度比为1.0∶1的方案高0.59%、0.80%和4.10%；随着弹性的增加，微观驱油效率增大，但当松弛时间大于13 s后，微观驱油效率略有降低，说明聚合物的弹性对驱油效率的贡献存在最优值。研究结果为大庆油田二类B油层聚驱开发提供了重要的理论支撑。     

利用组合模型研究储层非均质性对驱油效率的影响

通过组合模型,研究了鄂尔多斯长8储层非均质性对储层驱油效率的影响,认为组合试验中不同渗透率岩心进水量差别非常大,高渗岩心不但进水量比低渗岩心大的多,而且进水量的增长速度也比低渗岩心快,这说明,在油层合注开采过程中,随时间的推移,高渗层段由于大量水的冲刷,使水相渗透率逐渐提高,水窜程度加重,而低渗层段进水量增长缓慢,水驱效果难以得到改善.组合试验还发现高渗岩心驱油效率高于其单独试验的驱油效率,而低渗岩心的驱油效率低于其单独试验的驱油效率,且高渗岩心进水量的增量明显大于低渗岩心,说明现场高低渗透率层合注开采时,必然是好油藏驱油效率高,水驱动用程度大,差油藏驱油效率低,水驱动用程度小,一旦在高渗层形成水窜条带,将很难进一步提高水驱效率,因此应尽量控制注水层位的渗透率级差程度,或分层注水,以降低水驱的非均质程度.     

辽河油田冷43砾岩稠油油藏微观驱油效率研究

针对辽河油田冷４３断块区为砾岩稠油油藏的特点，利用该油藏的岩芯铸体薄片制作了６块微观仿真地层模型，使用微观可视化物理模拟技术手段，借助显微镜，摄录机及图像分析技术等，直观地观察和分析了砾岩稠油油藏水驱油机理，以及原油粘度和储层孔隙结构对驱替机理和驱替效率的影响，分析了残余油分布特征，并给出了相应的结论。     

老新油田新沟嘴组储层微观特征与驱油效率

运用岩石薄片、铸体薄片、物性、扫描电镜和压汞等资料,对老新油田新沟嘴组的储层特征和微观结构进行了综合研究,认识到储层孔喉分布和孔隙结构的非均质性是影响水驱油效率的主要因素。     

杏六区薄差储层水驱油特征

通过对杏六区薄差储层典型相对渗透率曲线进行筛选,采用流动系数作为权重系数对单层归一化后的曲线进行复合,得到复合相对渗透率曲线。由复合相对渗透率曲线可知,杏六区薄差储层具有残余油饱和度、束缚水饱和度小,驱油效率低,共渗区范围较窄的相渗特征。根据相对渗透率曲线计算含水率和采出程度,得出含水率与采出程度的关系曲线分为“凸”型和“S”型两种。通过研究杏六区薄差储层的驱油效率与渗透率、原油黏度、驱替压力梯度的关系曲线可知,驱油效率随渗透率、驱替压力梯度的增加而增加,随地层原油黏度的增加而降低。对驱油效率与微观结构孔隙参数进行相关性分析。结果表明,孔隙半径与驱油效率之间的相关系数最小,仅仅为0.090,驱油效率和喉道半径之间的相关性最大,相关系数为0.437;另外,微观孔隙结构参数中孔隙半径对驱油效率的影响较小,喉道半径与孔喉比对驱油效率的影响较大。     

肇源油田高温混合气驱油物理模拟实验研究

针对肇源油田综合含水高,注水开发效果差的特点,开展了高温混合气驱油物理模拟实验.采用基础管式物理模拟试验装置,分别进行了不同气汽比对比、不同大小注气段塞对比、不同温度以及地层温度注气与气水同注的高温混合气驱油室内实验.结果表明,随着混合气温度的提高,驱油效率增加,气汽比为1:1 、采用段塞驱、烟道气与水复合同注时,驱油效果最好.     

图象处理方法在微观驱替中的应用

微观模拟技术作为一种新的开发试验手段，在渗流机理研究方面发挥了重要作用。但由于在计量方面的客观原因，即模型流量微小且出口油水分离困难，使得它在定量化研究方面一直发展缓慢，基本处于定性研究阶段。笔者以图象分析技术为手段，编制了一套微观模拟实验图象处理软件，该软件能够对整个实验过程中的静态参数（孔隙度、孔喉尺寸的最大值及最小值和平均值）和动态参数（任意时刻的油水饱和度、面积流量／流速）做较为精确的计算     

曲储层矿物在碱性驱替剂中的化学行为到砂岩储层次生孔隙的形成

本文在对储层矿物，岩石在碱性驱替剂中的化学行系统研究进行概括的基础上提出了碱性岩环境有助于砂岩储层次生孔隙发这一全新的观点，并提出了单旋回成岩环境体系中的“酸－碱链式反应”。     

不同孔隙结构砂砾岩储层水驱油效率评价

研究克拉玛依油田储层孔隙结构特征与驱油效率之间的关系。油田六中区克下组储层按孔隙结构特征分为四类：Ⅰ类孔隙结构储层结构成熟度较高,低渗岩心孔喉分布曲线呈单峰偏粗态,驱油效率为62%;Ⅱ类孔隙结构储层孔喉分布曲线呈多峰或多峰偏粗态,驱油效率为50.5%;Ⅲ类孔隙结构储层孔喉分布曲线呈多峰偏细态,驱油效率为42.54%;Ⅳ...     

稠油厚油层聚驱驱油效率和波及系数贡献研究

M断块属于稠油厚油层油藏,进入聚合物驱开发后如何进一步挖潜和提高采收率尤为重要。过去在提高采收率理论研究过程中主要关注的是波及体积和驱油效率对采收率的影响,对于波及体积和驱油效率对提高采收率的贡献研究较少。现有方法确定的驱油效率和波及系数存在精确度低的缺陷,且计算可靠性和准确性也无法得到验证。采用室内物理模拟实验手段,以电阻-含油饱和度关系曲线为研究基础,研究了M断块聚合物驱油过程中不同层位及不同位置驱油效率与波及体积的变化特征,探讨了聚合物驱驱油效率与波及体积对提高采收率的贡献值。结果表明,聚驱主要贡献为扩大各层波及体积,中渗层对于采收率贡献达到61.79%,其次是高渗及特高渗透层,贡献率为34.48%,而低渗层仅为3.73%。     

普通稠油SP二元复合驱波及系数与驱油效率的关系

改变甜菜碱表面活性剂的质量分数建立具有相同黏度不同界面张力的二元复合驱油体系,通过填砂管驱替实验评价驱油体系提高胜利普通稠油采收率的能力。结果表明,二元体系提高采收率的幅度随着表面活性剂质量分数的增大而减小;添加少量(质量分数0.01%)的表面活性剂,能够降低界面张力,但是高于超低界面张力值(10-3 mN/m),二元复合体系的采收率获得较大的提高,聚合物与表面活性剂产生良好的协同效应。微观驱替实验表明,扩大波及系数能更为有效地提高普通稠油化学驱采收率。降低界面张力至超低值能够提高洗油效率,但会降低复合体系扩大波及系数的能力,从而影响采收率的提高。     

普通稠油降黏剂驱与聚合物驱微观驱油机理

优选适用于胜利油田孤岛中二中区块普通稠油的聚合物体系及降黏剂体系,对比采收率及其微观驱油机理。结果表明,水驱油的采收率只有41.1%,微观玻璃刻蚀模型显示存在大片残余油、油块及油膜。质量分数为0.3%XJ+0.2%OP-10复配降黏剂体系在水驱基础上可提高采收率18.67%,主要依靠大油滴变形重新运移,乳化作用降低稠油流动阻力,油滴对油膜的推拉及油膜拉丝剥离作用提高洗油效率。质量浓度为1 500 mg/L AP-P5聚合物驱在水驱基础上提高采收率18.55%,主要是通过增大波及面积及聚合物对油膜和盲状残余油的拉扯作用来提高采收率,相比降黏剂驱,更具优势。     

Gemini型表面活性剂三元复合体系性能和驱油效果

以胱氨酸钠和油酰氯为原料,通过一步反应合成了一种新型阴离子Gemini表面活性剂二油酰胺基胱氨酸钠(Sodium dioleoylamino cystine,SDOLC),利用Texas-500C型界面张力仪和MCR301流变仪研究了Gemini型表面活性剂/HPAM/碱三元复合体系降低油水界面张力性能和黏弹性能,在均质和非均质岩心中评价了体系的驱油效果。结果表明,HPAM的加入不影响Gemini表面活性剂和碱复合溶液与原油界面张力最低值,但可以有效增加体系的黏度。综合考虑界面张力和黏弹性能,选择黏度44mPa·s且与大庆原油界面张力最低值2.4×10-2 mN/m的含质量分数为0.18%HPAM、0.1%SDOLC、0.15%NaOH和0.06%HEDP·Na4体系作为Gemini型表面活性剂三元复合驱油体系。注入0.6PV该体系在均质岩心中水驱基础上可提高采收率26.11%,在非均质岩心中水驱基础上可提高采收率22.25%。     

八面河油田稠油热采过程油层保护技术研究

八面河油田应用地层预处理技术进稠油开采,采油量有所提高,较没有采用此项技术之前,注汽压力降低了（1～2）MPa。为了更好提高开采效率,特提出三点建议：1、所有入井液应采用本区块产出水或与地层流体配伍性好的水源,防止盐敏的发生;2、保持地层压力下的开发与开采;3、保存地层温度开采。     

习家口油田中高粘度油藏盐水驱油提高采收率验证

高矿化度盐水比淡水驱油效率高,许多断块油田有高矿化度边底水存在,有条件利用天然水驱或边缘注水,充分发挥盐水驱油的优越性,提高油田水驱采收率。借鉴国内、外油田注高矿化度盐水提高采收率试验,根据油气田地质开发力学,分析习家口油田断块油藏地质基础和边水驱动开发特点,对比了五个中高粘度油藏盐水驱油采收率,表明已超过或将超过通用方法预测的最终采收率指标,作为盐水驱油提高采收率全过程的油田开发验证。结合一次采油和二次采油成果,建议开展习家口油田三次采油矿场试验,进一步提高最终采收率。     

HPAM溶液驱油过程中弹性作用的探讨

HPAM溶液在多孔介质中流动时，如果流速达到某一临界值，由于分子结构的特性，将会表现出弹性，使有效粘度增加，但是从注入井到生产井的流动过程中，流速是不断变化的，其弹性作用的有效距离及对驱油的贡献有多大，一直没有统一的认识，该研究了注入速度对常规HPAM溶液弹性的影响，对比研究了没有弹性的黄原胶分子，甘油与常规HPAM的驱油效率，最终确定了HPAM在地下驱油过程中弹性作用的有效距离。     

复杂河流相储层微观剩余油分布实验研究

复杂河流相油田沉积微相变化较快,平面上非均质性较强,物性变化大,水淹程度不均,水驱开发中剩余油分布规律复杂.结合渤海X油田开发地质资料,通过微观驱油模拟实验,研究了心滩、边滩、河道和溢岸沉积等4种沉积微相在不同注水倍数下的驱替特征、微观剩余油赋存状态及其在平面上的分布规律.研究结果表明,心滩沉积的采收率相对最高,剩余油分布以连片状和油滴状为主;边滩沉积的采收率略低,剩余油分布以连片状为主;河道沉积的采收率低于边滩沉积,剩余油分布以连片状为主;溢岸沉积的采收率相对最低,连片状剩余油占比超过80％,水驱波及范围小,剩余油富集,应成为挖潜的主要方向.     

室内注气方式对鄯善低渗油藏驱油的影响

针对低渗、特低渗油藏注气段塞大小不同,提高采收率的效果也不同的问题,通过长岩芯驱替实验研究了鄯善低渗油藏水驱后烃气连续驱以及水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV烃气后再水驱三种注气段塞大小提高驱油效率的效果.研究结果表明,水驱后注0.3HCPV烃气再水驱气突破时间相对稍早,而水驱后连续注气与水驱后注0.6HCPV烃气再水驱气突破时间较接近;水驱后连续注气气油比远高于水驱后注0.3HCPV、0.6HCP、,烃气再水驱的情况,而注0.6HCPV烃气再水驱的气油比又高于仅注0.3HCPV烃气再水驱;水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV段塞烃气后再水驱时分别在水驱基础上提高驱油效率6.41%和13.61%,水驱后连续注烃气可在0.6HcPv注气量基础上驱油效率增加0.79%,增幅不大,说明注入0.6HCPV是合适的注入量.