低渗透纵向非均质油层水驱波及规律实验研究

多层非均质油藏普遍存在层间矛盾,导致低渗透层动用程度、水驱波及程度及采收率低,纵向非均质性严重影响了低渗透油藏的高效开发.通过单岩心水驱油、岩心组合模型水驱油实验,结合多层非均质油层注水量劈分公式和水驱波及系数计算方法,研究了渗透率级差对水驱波及规律的影响.结果表明:岩心组合模型的吸水量分配符合多层非均质油藏吸水量劈分理论公式,岩心组合模型可以较为准确地反映非均质油藏的水驱波及规律;随着岩心组合模型渗透率级差的增大,高渗透层的吸水量比例逐渐增加,当渗透率级差大于9时,注入水几乎无法波及低渗透层.     

石咀沟长2油藏非均质性与注水效果分析

研究了油藏的非均质性,探讨了非均质性不同的注采井组的注水开发效果,认为对陕北类非均性明显的低渗油藏,注水开发效果是比较好的。     

低渗透油藏不稳定注水岩心实验及增油机理

根据长庆油田低渗透油藏典型储集层特征,开展并联岩心和双层岩心实验,模拟非均质低渗透油藏不稳定注水驱油效果。由于岩心实验可视性较差,建立层间非均质和层内非均质数值模拟模型,依据渗流场变化,揭示不稳定注水增油机理。结果表明,对于层间非均质储集层,相较于连续注水,不稳定注水能够促进较低渗透层水驱前缘推进,发挥毛细管力驱油作用,提高较低渗透油层采收率,其中短注长停方式的采收率提高幅度最大;对于层内非均质储集层,不稳定注水能够在储集层中产生压力振荡,使较高渗透层和较低渗透层之间发生流体交渗,增大注入水在较低渗透层中的波及,提高较低渗透层采收率,从而提高油藏总采收率。     

油藏物性对低渗储层压敏性影响的试验研究

岩石压敏性是导致低渗油藏开发效果变差的主要因素之一,为了研究储层物性对低渗储层压敏性的影响,通过室内模拟试验,研究了渗透率、非均质性和裂缝对岩石压敏性的影响。结果表明,渗透率越低,压力敏感性越强,且渗透率损失主要发生在有效压力增大的初始阶段。非均质岩心的压敏性介于单一高、低渗层之间,其压敏性试验结果强于并联岩心的压敏性。裂缝性油藏的渗透率损失远大于基质油藏,其损失程度与裂缝性岩心中基质部分的渗透率有关。基质部分渗透率越小,裂缝性岩心渗透率损失越大;反之,其渗透率损失越小。     

储层宏观非均质性及对剩余油分布的影响——以白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组为例

白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组主要发育低渗、特低渗油藏,通过研究岩心、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、储层物性等资料,对储层宏观非均质性(层内、层间、平面)进行了分析,研究表明,腾格尔组储集层整体上宏观非均质性较强。利用储层各项参数对其进行了储层综合评价,分析了其对注水开发的影响,并指出剩余油有利挖潜区。     

储层平面非均质性对水驱油效果影响的实验研究

储层的非均质性是影响油气藏油、气、水渗流及油气采收率的主要内因，所以进行储层非均质性对水驱油效果的影响实验研究，找出其影响规律，对搞清油藏剩余油的分布，采取合理性措施，提高采收率显得十分必要，本文采用天然岩心串联组合方法，进行了平面非均质性对水驱油效果的影响实验研究，结果表明，驱替顺序及岩石非均质程度是影响平面非均质油藏采收率的主要因素，高渗区注水低渗区采油可获得更高的采收率，该结论可以直接指导油藏开发和剩余油挖潜。     

低渗透油藏储层非均质性评价与井网调整新方法

为了进一步改善低渗透油藏非均质储层的注水开发效果,应用油藏工程方法研究了渗透率非均质性与注水开发井网几何形式的耦合作用,引入了渗流因子及渗流因子变异系数,提出了低渗透油藏非均质储层注水井偏移的井网调整新方法,并应用黑油模型数值模拟技术对其进行了适应性评价。将注水井沿井排方向偏移一定距离,井组内渗流因子变异系数降低,且随着砂体渗透率级差的增大、井网内横切比的减小,注水井向低渗砂体方向的偏移距离逐渐增大。注水井偏移最佳距离后,井组产油能力提高了5.6%,含水率下降了3.7%,明显提高了水驱开发效果。提出的非均质性评价方法及注水井最佳偏移量计算式,为低渗透非均质储层注水开发时的井网调整提供了新思路。      

利用ANFIS模型预测吸水剖面

随着开发时间的延长,严重非均质油藏层间干扰越来越严重,需要对开发层系进行调整重组。根据油藏动、静态资料,对胡7南油藏沙三中的严重非均质储层的渗透率、级差分布进行合理选取,设计长岩心水驱油实验,通过实验确定不同渗透率岩心动用规律;在实验基础上利用修正的数值模拟模型进行多层联合水驱动用条件下的分层动用规律研究;提出用综合影响因子来反映非均质性对低渗透层的动用特征、驱替效果的定量影响程度;并找出不同渗透层组合的合理界限,用以指导此类严重非均质油藏开发政策的制定。     

低渗透非均质油藏压敏性及其对流体分布的影响——以CO2驱油藏为例

非均质油藏各层的渗透率和孔隙结构不同,当有效压力变化时每一层的渗透率压敏性也不同,这必然会影响注入流体的分布.利用并联岩心模型,对低渗透非均质油藏的CO2驱开发过程进行了研究,分别讨论了渗透率和渗透率级差与有效压力的关系以及有效压力对流体分布的影响.研究结果表明,有效压力变化后,不同渗透率的岩心其渗透率压敏性不同,低渗透岩心渗透率压敏性比高渗透岩心的强;有效压力增加,渗透率级差变大,非均质性增强,高渗透岩心中分流率增加,低渗透岩心中分流率减少,波及体积减小.因此,在低渗透非均质油藏开发过程中应该保持合理的地层压力,尽量避免因压敏性而导致的波及体积减小的现象.     

层间非均质性对特低渗油藏注水开采的影响

层间非均质性是影响油藏开发效果最重要的地质因素之一.利用人工压制的特低渗 3 层非均质储层模型与并联模型,进行了4组恒速水驱开采实验.实验结果表明:按中、高渗油藏组合层系的原则来组合特低渗油藏层系时,层间矛盾非常突出.高渗层段最先吸水,当压力梯度接近最大值时,低渗层段才开始吸水.随后,注水压力趋于稳定或者下降,低渗层段...     

利津油田利33-19井组周期注水数值模拟研究

储层的高度非均质性是制约油田开发的一个主要因素 ,而周期注水是减小储层非均质性不利影响的开发措施。利津油田利 33- 19井组成功地实施了周期注水 ,应用效果显著。应用油藏数值模拟手段对利 33- 19井组周期注水效果进行了分析研究。注水的周期性变化 ,使得油水平面及纵向渗流发生改变 ,引起高渗透层含水饱和度的降低 ,改善了开发效果。日注水量越大 ,高渗透层原油的浸入越多 ,效果越好 ;随开采程度的提高 ,周期注水效果变差 ,这时注水周期应缩短 ,注水幅度应加大     

芳48非均质断块油藏二氧化碳驱油效果研究

为研究芳48断块非均质性对CO2驱油效果的影响,在模拟实际油藏条件下,采用天然岩心进行室内物理模拟实验。结果表明:在相同实验条件下,与均质岩心相比非均质岩心CO2驱最终采收率低16.28个百分点以上,且气体突破快,注入压力高;3种非均质地层中,正韵律地层和层内非均质地层CO2驱油效果较好,反韵律地层最差,且反韵律地层气体突破快、注入压力高;非均质岩心高渗层对最终采收率的贡献率高于97.90%,高渗层的吸气量占99.59%以上,低渗层几乎没有启动。因此,储层非均质性是导致芳48断块CO2开发效果不理想的主要原因。借鉴国内类似油田开发经验,建议结合压裂进行单井CO2吞吐。     

应用周期注水改善低渗透油藏开发效果

胜利油区渤南油田三区是一个储层非均质性严重的低渗透油藏，常规注水开发效果较差。通过对周期注水机理及适用条件的研究，针对该油藏的地质特征和开采现状，提出应用周期注水改善注水开发效果的方案。实施周期注水一年多来，取得了控水稳油的良好效果。说明对一个非均质性严重，尤其是裂缝发育的低渗透油藏，应用周期注水可以提高注水的波及系数，改善注水开发效果。     

胡七南油藏周期注水采油机理数值模拟研究

基于胡七南油藏储层物性资料,建立了反映储层高、中、低渗透率级别的非等厚剖面模型,利用CMG数值模拟软件展示了储层层内、层间非均质性和高渗条带对周期注水采油的影响,深入地讨论了胡七南沙三下油藏高含水阶段周期注水采油机理。模拟结果表明:层内非均质非等厚理想模型周期注水采油机理模拟显示,对于正韵律储层非均质程度越严重周期注水效果越好,且随着高渗层占的比例增大,周期注水效果减小;反韵律储层总体表现非均质程度严重周期注水效果好。随着高渗层占的比例增大,周期注水效果变好;当注水波动幅度B>0.5时,周期注水的效果开始优于常规注水开采效果。最后采用高渗透条带概念模型研究了笼统注水时高渗透层封堵时机。当高渗层储量小于5%时,不打开高渗层达到最佳开发效果;高渗层储量小于10%时,综合含水率小于90%;高渗层储量大于20%时,综合含水率小于95%,关闭高渗层能达到最佳开发效果。     

垂向非均匀砂岩油藏周期注水机理数值研究

为了给砂岩非均质油藏进一步开展周期注水矿场试验或工业性开采提供依据，利用三维三相黑油模拟器和准两层地质模型进行了垂向非均质砂岩油藏周期注水开采数值模拟研究。通过研究各各地质因素及开发因素对周期注水效果的影响程度，得出周期注水改善非均质砂岩油藏开发效果的主要作用机理为：周期注水产生了层间压差及弹性力的作用，活化了毛细管力和重力作用，使高、低渗透层之间产生了油水交渗效应。并得出当垂向渗透率Ｋｖ与水平渗     

江苏复杂小断块中低渗油藏开发实践与认识

分析了江苏复杂小断块中低渗油藏的地质特征,认识到由于中低渗透、多油层、严重非均质、复杂小断块等原因,表现纵向、平面矛盾突出,非主力层动用状况较差,部分单元难于形成注采井网,地层压力水平较低等矛盾,主力层由于受到层间的影响,也有些水窜现象.针对这些开发中的主要矛盾,展开了相关的开发技术政策研究,寻找其合理的开发方式、层系组合界限、井距和注水时机等,提出了新油田采取早期乃至同步注水和老油田实施细分层注水开发试验,设计了跨油层组组合层系开发方案.通过实践均取得了明显效果,为严重非均质中低渗透多油层油藏开发积累了宝贵的经验.     

陆相储层非均质性及其对油藏采收率的影响—以冀东高尚堡和胜利永安镇油藏为例

储层非均质性主要包括层间非均质性、层内非均质性和平面非均质性。通过冀东和胜利等油藏开发研究表明,层间非均质性导致注水开发中主力小层的单层突进、主力层过早水淹、非主力层油气动用程度低和驱油效率低;层内非均质性控制和影响单砂层内注入剂波及体积,直接决定水驱效率,是影响层内剩余油分布的关键因素;平面非均质性直接影响到注入水波及面积和波及效率,从而控制剩余油在平面上的分布。为此采用了细分开发层系、分层注水、开展流动单元精细研究等地质和开发措施,可以有效地降低各类非均质性对油藏最终采收率的影响。     

严重非均质油藏开发层系重组渗透率级差界限研究

提出了严重非均质油藏水驱开发后期层系优化重组的调整思路,以及确定多层组合渗透率级差界限的方法。根据油藏动、静态资料,合理选取严重非均质油藏(以胡7南沙三中为例)储层渗透率和级差分布;通过长岩心水驱油实验,确定影响单层驱替效果的主要因素,为数值模拟研究提供参数取值依据;考虑启动压力的影响,对不同渗透率储层在多层组合条件下的驱替进行模拟研究;提出用综合影响因子来反映非均质性对低渗透层动用特征、驱替效果的影响程度,并确定多层组合的渗透率级差合理界限。这些研究结果可为同类油藏水驱开发后期层系优化重组等开发政策的制定提供参考。     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。     

层间非均质大型平面模型水驱波及系数室内实验研究

为认清层间非均质性油藏注水开发动态波及过程,依据中原油田的非均质特征,制作了层间非均质大型平面物理模型。通过室内三维物理模拟驱油实验,量化研究了正韵律高含水油藏地质模型不同注入体积及不同驱替压差下含油饱和度与波及系数的变化特征。结果表明,层间非均质模型三层的动用程度存在明显的差异;动用程度与储层渗透率正相关。当注入体积从0.10 HCPV提高到1.15 HCPV时,高渗层波及效率从36.73%变化到100%,中渗层从24.49%增大到76.60%,而低渗层仅从14.24%变化到44.90%。驱替压差提高时,对低渗层的采出程度提高幅度远大于高渗层。通过后期分层调整措施,可以提高中、低渗层的采出程度,层间调整是层间非均质油藏改善开发效果的有效措施。