深部调驱用凝胶颗粒与孔喉适应性评价

为进一步提高凝胶颗粒深部调驱效果,针对长期水驱开发油藏非均质性强、剩余油分布多的特点,开展深部调驱用凝胶颗粒与孔喉的适应性评价。通过核磁共振实验定量确定长期水驱开发过程中的孔喉半径演化过程。基于定量微孔滤膜实验,建立匹配因子(δ)与运移-封堵之间的关系。采用物理模拟动态实验,验证凝胶颗粒的深部运移、剖面改善和提高采收率性能。研究结果表明:凝胶颗粒粒径与孔喉的匹配关系对深部调驱的作用深度影响较大。当1.0δ≤3.0时,凝胶颗粒最有利于实现深部调驱。凝胶颗粒以滞留、架桥等形式对高渗透层产生有效封堵,对非均质岩心的剖面改善率可达97.2%。三层非均质岩心对比实验结果表明,在最佳匹配因子条件下,凝胶颗粒具有良好的深部运移和封堵性能,提高采收率可达29.3%。     

哈得逊油田东河砂岩储层水淹变化机理研究

为了更加高效地封堵哈得逊油田东河砂岩储层水淹后的优势通道,利用各类岩心分析资料及水淹解释结论,对哈得逊油田东河砂岩储层的岩石学、孔喉结构类型、储层水淹变化规律及机理进行了研究。结果表明:哈得逊油田东河砂岩储层黏土矿物绝对含量低,大部分为速敏性的高岭石与伊利石,粒径主要为1~2μm,储层可分为孔喉半径小于2μm的细微喉-低渗储层、孔喉半径介于2~5μm的细喉-中渗储层及孔喉半径大于5μm的中细喉-高渗储层;水淹后黏土矿物的堵塞和迁出是导致储层物性变化的原因,而黏土矿物粒径大小与喉道尺寸的匹配程度控制了储层水淹前后及不同水淹程度下物性变化的方向。这些因素造成了3类储层的水淹变化机理:细微喉-低渗储层水淹后孔、渗值下降,由原状储层至低水淹逐渐减小,到中水淹时有所增大,高水淹时最小;细喉-中渗储层水淹后孔、渗值上升,由低水淹至中水淹逐渐增大,到高水淹时有所减小;中细喉-高渗储层水淹后孔、渗值增大,且随着水淹程度的增高而增大,该类储层即优势通道发育所在,可采用粒径为3~4μm的微球对其进行高效、精准的封堵。研究区注水开发后剩余油规模较大,开展储层水淹变化机理研究,具有重要的现实意义。     

支化预交联凝胶颗粒在油藏中的运移与调剖特性

调剖剂在多孔介质中的运移能力是影响其深部调剖性能的关键。支化预交联凝胶颗粒（B-PPG）是一种在PPG基础上发展的带有支化链的新型调剖剂,支化结构的引入能够增强其膨胀性能,提高颗粒弹性变形能力,使其通过弹性形变通过孔喉,运移至油藏深部调剖。针对该型调剖剂,设计了孔隙介质中的运移与调剖实验,重点考察了其微观运移与封堵特征、不同渗透率条件下的深部运移能力和调剖效果。结果表明,B-PPG膨胀能力较部分PPG强（体积/粒径膨胀倍数为47.3/3.6）。粒径大于喉道直径的B-PPG能够通过弹性形变通过孔喉,同时以单颗粒或多颗粒堆积的方式对孔喉形成暂时性和反复性的封堵。在匹配渗透率条件下（1.6~3.2D）,B-PPG能够运移至模型深部,实现液流转向,扩大波及体积,为实现非均质油藏深部调剖提供了可行的技术选择。     

海上稠油油田剩余油分布规律及水平井挖潜研究——以渤海XX油田为例

油田注水开发中后期,由于储层自身非均质性而导致水淹状况复杂,油层的水淹特征直接控制剩余油的分布,尤其是在海上稠油油田合注合采的情况下,油层水淹程度的不同而导致开发效果变差的现象越来越明显。因此,认识水驱条件下剩余油分布模式以及进行有效的调整挖潜策略研究是提高油田开发效果的必要手段。从储层非均质性研究入手,结合取心井、加密调整井、生产测试等资料总结了多层合采下不同类型砂岩的水淹规律,在此基础上描述了合采条件下层间、层内及平面剩余油的分布特征。针对剩余油的分布模式,提出了利用水平井进行调整挖潜的策略以解决开发矛盾。结果表明,利用水平井优选潜力层位进行开发,可有效控制生产含水,提高油田采收率,改善开发效果,并为海上类似油田的调整挖潜提供指导作用。     

基于储层构型的三角洲前缘剩余油分布规律——以渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段Ⅰ油组为例

渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段油藏为三角洲前缘储层,非均质性强,长期注水开发导致储层水淹样式多,剩余油分布复杂。在深入剖析三角洲前缘储层构型模式的基础上,利用动、静态资料分析储层构型及其控制下的储层质量差异对剩余油分布规律的影响。研究表明:层间隔层和层内夹层的存在,使得注入水分段水洗,水驱效果好;侧向隔挡体的存在,使得注入水无法驱替周围砂体,剩余油富集;层间非均质性造成层间干扰,注入水优先沿储层质量好的砂体运移,剩余油主要分布于薄层、低孔渗层中;坝主体受韵律性和重力分异的影响,剩余油分布复杂;水下分流河道以底部水淹为主,中上部富集剩余油;坝缘储层质量差,平面上易被旁超,形成大量剩余油。     

微观孔喉结构非均质性对剩余油分布形态的影响

选取塔里木盆地东河砂岩储集层4块不同孔隙结构类型的岩心开展水驱油扫描成像实验,通过图像处理对油、水、颗粒三相进行精准分离,并建立孔隙网络模型,计算孔喉数目、喉道半径分布等参数,实现定量表征微观孔喉结构非均质性、驱替过程中油相的运移规律、驱替结束后剩余油的分布与形态规律等。研究结果表明:宏观孔隙度-渗透率相同的岩心,其微观孔喉结构非均质性仍存在较大差异;宏观孔隙度-渗透率、微观孔喉结构非均质性均不同程度影响油相的运移与剩余油的分布形态,非均质性越强,水相主要沿优势通道渗流,剩余油成片状滞留在小孔隙内,驱替过程中形成的油簇(滴)的数量越多,平均体积越小,剩余油以簇状连续相为主且饱和度较高;非均质性越弱,孔喉波及效率越高,剩余油主要以非连续相滞留在孔隙内。微观剩余油分布形态与绝对渗透率、毛细管数、微观非均质性有关,由此建立的微观剩余油分布连续性识别图版,可以很好地描述三者与剩余油分布的关系并准确识别剩余油分布的连续性。     

深部调剖体系适应性评价

扶余油田非均质性强、天然微裂缝和人工压裂裂缝发育等储层特征,导致该油田存在水驱窜流严重、波及效率低等问题,加上长期注水开发,导致高渗层和大孔道窜流严重,封堵难度大。本文通过室内实验分析新型调剖剂影响因素分析和适应性评价。在扶余油田油藏条件下,低矿化度携带液更有利于水膨弹性颗粒发生膨胀;水膨弹性颗粒在岩心渗透率为1800～3000m D时具有较好的适应性;弹性颗粒在非均质油藏中具有较强的选择封堵特性。     

核磁共振技术在水驱油实验中的应用

为了更直观地研究油藏的微观油水渗流特征，探索水驱油的微观剩余油分布规律，找出储层非均质性对水驱油效果的影响规律，采用低磁场和高磁场核磁共振技术，进行了天然岩心水驱油实验研究。研究表明：串联组合的平面非均质岩石出口端的剩余油饱和度明显高于入口端的剩余油饱和度，其剩余油主要分布于中小喉道内；而完全得到水驱的岩石，其剩余油分布相对比较均匀，高含油孔隙度层与低含油孔隙度层内均有一定量的剩余油存在。其结论可直接指导实际油藏剩余油的挖潜方向。     

储层非均质模型在濮城油田的应用

文中对濮城油田南区沙二上储层的非均质性从微观，层内，层间、平面等四个方面作了系统研究，指出本区储层储集空间以粒间孔，粒内溶蚀孔为主，孔喉组合以中孔隙，中细喉道为主，层内非均质性较强，层内非均质性与层内垂向韵律特征及沉积微相关系密切。     

安塞油田裂缝型油藏深部调剖技术评价

安塞油田三叠系油藏微裂缝具有明显的方向性,易造成注入水沿微裂缝快速推进,而使油井水淹,产能损失,影响区块开发效果。为封堵裂缝及高渗透层,扩大水驱波及体积,提高注水开发效果及水驱效率,近年来充分研究油田裂缝储层地质特征、剩余油分布规律,深入开展了裂缝型油藏注水井深部调剖体系研究与评价,确定了影响调剖效果的因素,对改善裂缝型油藏开发效果,保持油田持续稳产提供了有力的技术支撑。     

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。     

柔性转向剂性能及作用机理研究

为了遏制水驱油藏注入水通过高渗透部位时出现无效循环,研制了柔性转向剂(代号SR-3),用于改变油藏中水的流场及实现深部液流转向。这种柔性转向剂可随机发生形变,具有韧性好、不易破碎和断裂以及化学稳定性高的特点。室内物理模拟显示:SR-3转向剂能在地层高渗透率区大孔道中运移,可实现沿程调剖,SR-3在地层"大孔道"中流动遇阻时发生形变并产生堵塞压力。随压力的升高,SR-3蠕变并出现突破压力,然后又降至流动压力并趋于平衡;再遇阻又发生形变并产生堵塞,如此反复地在地层深部产生动态堵塞。大庆油田东部萨尔图和葡萄花油层的柔性转向剂现场试验验证了此机理,也说明了无裂缝砂岩油藏经长期注水开发,在水驱主流道可能冲刷出了大孔道高渗透带。对这些大孔道进行沿程堵塞,可以大幅度地改善水驱波及系数。     

聚合物微球在高温高盐碎屑岩水平井堵水中的应用

塔河油田碎屑岩油藏属高温高盐大底水油藏,非均质性严重,高含水油井上升速度快,严重影响了油田的开发水平。颗粒类堵剂孔喉适配能力差,不具备油水流动选择,堵水效果不佳。通过粒径实验和岩心驱替实验,对聚合物微球性能进行了评价,结果表明：聚合物微球在130℃条件下,用塔河地层水溶胀15d后,粒径增大了18倍,在煤油中粒径没有变化。浓度为2000mg／L的微球封堵率达到93．4％,注微球后双管驱油效率提高11．94％。通过现场试验分析,认为聚合物微球封堵强度较高,受矿化度影响小,增油效果明显,可用于非均质油藏高含水油井堵水。     

海相碎屑岩储层不同尺度微观剩余油分布及赋存状态——以哈得逊油田东河砂岩为例

基于常规物性、扫描电镜、铸体薄片、压汞测试等资料,对哈得逊油田东河砂岩的孔喉结构进行划分,选取各类型孔喉结构的典型岩心,通过微观刻蚀薄片驱替实验及水驱油过程的核磁共振、CT扫描研究微观剩余油不同尺度下的分布特征、赋存状态和动用机理。结果表明：研究区存在小孔细微喉-低渗储层、中孔细喉-中渗储层和大孔中喉-高渗储层。微观剩余油可分为单一孔喉尺度的原始状态型、孔内分散型、表面吸附型和角隅型剩余油,局部孔喉组合尺度的斑块状、多孔状和单孔状剩余油,岩心样品尺度的连片状富集、分散状富集和星点状富集剩余油。剩余油主要赋存于中、小孔喉内,赋存状态上分为离颗粒表面较远的游离态剩余油和颗粒表面的水驱难动用束缚态剩余油。随着孔喉结构的变好,孔内分散型剩余油比例有所增加,斑块状剩余油比例下降,剩余油星点状富集增强,束缚态剩余油逐渐减少。油层注水开发后,中、小孔喉内游离态的原始状态型剩余油比例最大,是后期重点挖潜对象,可以采用注微球封堵大孔喉后续水驱的方式进行开采,其潜力大小与游离态剩余油总量相近。     

凝胶颗粒调剖的模拟实验

采用模拟实验方法研究了凝胶颗粒在岩心中的运移特性、封堵能力及其调剖效果。利用可视化孔喉模型观测凝胶颗粒在孔喉处的变形和破碎过程;应用多测点岩心模拟实验得到的压力分布动态资料分析凝胶颗粒段塞的运移位置;利用残余阻力系数评价凝胶颗粒在岩心中的封堵能力。模拟实验结果表明,凝胶颗粒在特高渗透岩心中具有较好的运移特性,可以降低岩心的渗透率;在非均质油层中具有一定的调剖效应。另外,凝胶颗粒在注入端的堵塞较严重,而在距注入端较远处封堵能力明显减弱。     

Study of the mechanisms of streamline-adjustment-assisted heterogeneous combination flooding for enhanced oil recovery for post-polymer-flooded reservoirs

Streamline-adjustment-assisted heterogeneous combination flooding is a new technology for enhanced oil recovery for postpolymer- flooded reservoirs. In this work, we first carried out a series of 2D visualization experiments for different chemical flooding scenarios after polymer flooding. Then, we explored the synergistic mechanisms of streamline-adjustment-assisted heterogeneous combination flooding for enhanced oil recovery and the contribution of each component. Test results show that for single heterogeneous combination flooding, the residual oil in the main streamline area after polymer flooding is ready to be driven, but it is difficult to be recovered in the non-main streamline area. Due to the effect of drainage and synergism, the streamline-adjustment-assisted heterogeneous combination flooding diverts the injected chemical agent from the main streamline area to the non-main streamline area, which consequently expands the active area of chemical flooding. Based on the results from the single-factor contribution of the quantitative analysis, the contribution of temporary plugging and profile control of branched preformed particle gels ranks in the first place and followed by the polymer profile control and the effect of streamline adjustment. On the contrary, the surfactant contributes the least to enhance the efficiency of oil displacement.     

海上稠油油田非均相在线调驱提高采收率技术 ——以渤海B 油田E 井组为例

针对海上平台寿命有限、平台空间狭小、聚驱产出液处理困难等特点,提出应用非均相调驱技术提高采收率的思路。利用纵向三层非均质物理模型,考察了水驱后、聚驱后、二元复合驱后不同非均相体系驱油效果,结合驱替后岩心剩余油分布情况,分析非均相调驱与常规聚合物驱在驱油机理上的差异。研究结果表明:无论是水驱后、聚驱后、二元复合驱后,非均相调驱都能大幅度提高采收率,采收率增加值分别在6.95%、9.57%、11.46% 以上;在相同浓度非均相体系条件下,先溶胀后注入和先注入后溶胀2 种不同注入方式驱油效果基本一致,说明体系在岩心内可以达到与室内静态评价溶胀相同的效果;分散相粒径大小对于驱油效果的影响至关重要,大颗粒偏重于“调”,小粒径偏重于“驱”。聚驱后油藏剩余油分布更加零散,进一步提高采收率的潜力主要在低渗透层,单纯依靠提高驱油体系的洗油效率不足以提高其动用程度,需要进一步扩大驱油体系的波及体积。     

孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响

在CO₂驱提高采收率的过程中,CO₂与原油、基质矿物的相互作用会对储层孔喉结构造成一定的伤害。为了揭示孔喉结构对CO₂驱储层伤害程度的影响,利用高压压汞、扫描电镜结合核磁共振技术,通过室内物理模拟实验确定岩心样品的孔喉堵塞程度,评价了不同孔喉结构的岩心样品在CO₂驱过程中的伤害程度,明确了CO₂驱储层伤害机理。实验结果表明：CO₂驱过程中产生的沥青质沉积及酸化作用对储层孔隙度的影响很小,实验岩心样品的孔隙度降幅为1%左右,而渗透率受到的伤害程度较高,Ⅲ类孔隙结构岩心的渗透率降幅达20.55%,且渗透率越低、孔喉结构越差,渗透率受到伤害的程度越高;孔喉堵塞程度与孔喉结构参数成正相关关系,孔喉结构越差,中值半径越小,越容易发生孔喉堵塞;Ⅰ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度较低,Ⅲ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度明显增高,最高可达到34.32%。该研究结果可为CO₂驱现场高效应用提供依据。     

塔里木盆地石炭系海相碎屑岩油藏微观剩余油形成机理与分布特征

为揭示塔里木盆地石炭系A油藏水驱开发末期剩余油潜力，综合利用水驱过程的CT扫描检测、高温高压条件下水驱后含油薄片观察和高温高压微观刻蚀模型水驱油实验3种实验手段，揭示了西部某A油藏石炭系底部的海相储层剩余油形成机理，明确了水驱开发末期的剩余油类型及潜力分布，并提出了三次采油建议。研究结果表明：受注入水剥离作用、突进分隔作用、绕流作用和捕获作用影响，剩余油分布呈现整体分散、局部斑块状富集的特点；剩余油类型可划分为孔喉充填型、孔内半充填型、孔壁油膜型、分散油滴型、喉道滞留型和角隅型6种。其中，水驱中水洗区域的孔内半充填型和分散油滴型剩余油，呈分散状，占65.4%，潜力最大；水驱未波及区域内的孔喉充填型剩余油，呈斑块状富集，占21.0%，潜力次之。建议用表面活性剂驱或天然气驱进行挖潜。     

基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究

针对特高含水开发阶段水油比急剧上升、注水量大幅增加和现有技术适应性差等问题,采用非均质物理大模型探索了进一步提高水驱后和聚合物驱后特高含水油藏采收率的方法。研究了聚合物驱-井网调整、自聚集微球-活性剂驱等不同驱替阶段含油饱和度的分布特征,分析了试验过程中注入压力、采收率的变化情况。研究发现,采用井网调整改变流线方向结合聚合物驱扩大波及系数的方法,可使水驱后处于特高含水期油藏的采收率提高26.0%;自主研发的自聚集微球能够运移至油层深部封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂发生液流转向,进入剩余油潜力区,从而提高聚合物驱后特高含水期油藏的驱油效率,自聚集微球-活性剂体系的残余阻力系数是聚合物的1.5~1.6倍,可使聚合物驱后特高含水油藏的采收率提高5%以上。研究结果表明,水驱后特高含水期油藏可采取井网调整结合聚合物驱的方法提高其采收率,而对于高波及系数和高采出程度的聚合物驱后油藏,可采用微球活性剂相结合的深部调堵驱油方法提高其采收率。