纵向非均质性对反韵律底水油藏驱油效率影响研究

以渗透率级差、突进系数及变异系数三个渗透率参数为基础,定量地表征储层纵向非均质性强度,并运用数值模拟方法,分析了纵向非均质性强弱对反韵律底水油藏剩余油饱和度、含水上升规律及采出程度的影响,从而总结出纵向非均质性对驱油效率的影响规律。     

润湿性对水驱油藏剩余油饱和度分布的影响

润湿性是控制油藏中流体分布和流体流动的一个主要因素,它强烈影响同藏毛管压力、流体相对渗透率、水驱动态以及水驱效率。文章数值模拟方法着重研究了强亲水与强亲油情况下水驱油藏剖面上剩余油饱和度的分布,并引入无因次变量对其模拟结果进行了分析。     

渤海河流相底水稠油油藏特高含水期极限驱油效率认识

围绕渤海底水稠油油藏在特高含水阶段剩余油挖潜机理认识不清、渗流特征认识不深的难点问题,以典型河流相Q油田主力砂体为例,开展不同类型储层样品在2 000 PV高倍数水驱下的极限水驱油效率实验研究。实验结果显示,在经过2 000 PV高倍数水驱后,稀油、普1类稠油和普2类稠油的极限驱油效率分别为76.5%、75.5%和72.5%。在相同的高倍数水驱条件下,稀油样品驱油效率在100 PV处出现拐点,普1类稠油样品在300 PV处出现拐点,普2类稠油样品驱油效率在1 000 PV处出现拐点。地层原油黏度越大,拐点出现的时机越晚,揭示水驱至残余油状态的废弃时机越晚。普2类稠油样品在100～1 000 PV的高倍数驱替过程中,单位PV数下驱油效率要高于稀油样品和普1类稠油样品,在2 000 PV的高倍数水驱条件下驱油效率最终可高达72.5%。实验结论可为底水稠油特高含水期大液量提液挖潜提供机理支撑。     

孤岛油田聚合物驱见效特征及剩余油分布规律研究

针对孤岛油田聚合物驱后续水驱阶段开发现状,充分考虑厚油层内部非均质性及构造特点,建立了聚合物先导试验区精细油藏数值模拟模型,基于聚合物驱增粘、吸附、剪切变稀、渗透率下降、不可及孔隙体积等机理,进行了数值模拟研究.通过与"虚拟水驱开发"方式的对比,将开发阶段划分为注聚阶段、含水恢复阶段和后续水驱阶段,对该区块聚合物驱见效特征和剩余油分布规律进行了定性与定量研究.结果表明,聚合物驱主要在含水恢复阶段动用剩余油,其主要机理为扩大体积波及系数,而非提高驱油效率,聚合物驱层内作用强于层间作用;聚合物驱后剩余油分布更加分散,聚合物驱动用剩余油作用有限,后续水驱阶段层内开发差异依然存在.     

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。     

驱替条件对砂砾岩油藏水驱油效率的影响

研究了岩样几何尺寸，驱替速度、注入倍数、注水水质及油水粘度比对水驱油效率的影响，对砂砾岩油藏，水驱油实验应做到发挥毛管力作用，合理控制指进作用，尽可能提高注入倍数，在严格控制驱替条件之后，室内水驱油效率与矿场动态吻合。     

注采角度变化对驱油效率和微观剩余油的影响

为了深入探究油藏条件(60℃)下水驱油开发过程中注采角度改变对驱油效率和微观剩余油的影响,文中利用微观可视化渗流物理模拟系统,真实模拟不同注采角度水驱油过程,定量和定性研究了改变注采角度对驱油效率和各类微观剩余油的影响。结果表明:注采角度的改变打破了原始渗流场压力平衡状态,使各类微观剩余油重新被动用,驱油效率显著提高,其中注采角度135°时,驱油效率提高11.69百分点,效果最佳;改变注采角度还可有效改变微观剩余油类型,将大量簇状和柱状剩余油转变为膜状和孤岛状剩余油,从而促进各类微观剩余油的剥离与渗流,大幅提高驱油效率。研究结果为油气田优选注采方向提供了技术支持和理论指导。     

深层砂岩底水油藏改变驱油方向的可行性分析

本文以塔里木探区桑塔木油田三叠系Ⅲ油组为研究对象，揭示了沙漠地带深层或超深层砂岩底水油藏的主要特征及改变驱油方向的可行性。深层砂岩底水油藏具有储层物性好，裂缝不发育，油层厚度薄，大多有边底水天然能量等特点，在纵向上夹层较发育，多数油水界面统一，影响其开发效果的主要因素有油层射开程度，流度比，油水层厚度比，夹层位置及延伸长度，垂向渗透率与水平渗透率比值，高渗层或水平裂缝等。在油层较薄，夹层延伸长度较     

驱替条件对砂砾岩油藏水驱油效率的影响

研究了岩样几何尺寸、驱替速度、注入倍数、注水水质及油水粘度比对水驱油效率的影响。对砂砾岩油藏,水驱油实验应做到发挥毛管力作用、合理控制指进作用,尽可能提高注入倍数。在严格控制驱替条件之后,室内水驱油效率与矿场动态吻合。     

弱凝胶体系驱油油藏数值模拟研究

以弱凝胶的驱油理论和实验研究为基础，应用弱凝胶驱油油藏数值模拟器，成功地对大庆某弱凝胶试验区进行了油藏数值模拟研究，优选出该试验区块弱凝胶驱油的现场最佳实施方案，并分析了各种因素对弱凝胶驱油效果的影响，从而完善了弱凝胶驱油的理论和模拟方法。     

文昌油田水驱砂岩油藏驱油效率评价方法探讨

文昌A油田高渗油藏目前实际采出程度67.9%，远大于早期岩心水驱油效率测定值57.21%，因此传统的驱油效率认识存在不合理性。而利用开发后期强水洗段岩心开展水驱油实验结果表明，文昌海相砂岩油藏水驱油效率可达81.73%。通过开展水驱油微观研究表明，水驱过程是对储层的改造过程，随着润湿性、孔喉结构、物性等性质的变化，水驱油效率是变化的。此文将驱油效率划分为静态驱油效率和动态驱油效率，提出用动态驱油效率来描述水驱砂岩油藏在不同阶段的水驱油效率，创新建立了以物理模拟与油藏工程方法相结合的动态驱油效率评价技术，研究成果表明动态水驱油效率是随着油藏水驱倍数的增加而逐渐增加。并将动态驱油效率应用于油藏数值模拟研究中，创新建立了两相渗流动态模型，在数值模拟中实现了非均匀驱替模式，更符合油藏的开发规律，实现了精细化数值模拟研究，提高了油田剩余油认识精度。     

正韵律模型三元复合体系驱油实验研究

将3支不同气体渗透率单管人造岩心并联，分别计量3支岩心产出油水，模拟二维纵向非均质正韵律油层，进行三元复合体系驱油实验，根据实验结果综合分析油层纵向各部位三元复合体系驱油前后的含水率、产液百分比、原油采收率等变化特征和渗流机理。又利用二维纵向正韵律3层非均质人造岩心进行三元复合体系驱油与水驱油的对比实验，将水驱后和三元复合驱后的一组岩心剖开摄像录入计算机中，利用彩色图像量化分析系统对内部各层进行量化分析，综合分析纵向非均质层状正韵律人造岩心三元复合体系驱油的波及系数及驱油效率。三元复合驱油水流度控制和原油乳化能够明显减缓层间矛盾，大幅度提高原油采收率，且中渗透率层提高采收率幅度最大；二维纵向非均质正韵律模型三元复合驱油过程中，高渗透率层以提高驱油效率为主，中渗透率层既提高驱油效率也扩大波及体积，低渗透翠层以扩大波及体积为主。驱油效率占提高采收率的比例平均为55．75％。图6表1参1     

长庆油田含水油藏驱油效率影响因素研究

以靖东长2层高含水饱和度油藏为例,通过室内岩心试验和微观模型试验,研究了高含水饱和度油藏含水饱和度、驱替速度、孔隙结构等因素对驱油效率的影响,并对试验结果进行了初步分析和讨论。     

化学驱微观剩余油启动顺序及驱油效果实验研究

化学驱是进一步提高水驱油藏采收率的主要技术手段之一。目前的化学驱油机理研究仅能反映不同驱剂对不同类型剩余油的驱替过程,没有将不同类型剩余油作为一个整体考虑,分析启动不同类型剩余油的顺序和难易程度,更没有考虑孔隙结构的微观非均质性对驱油效果的影响。此文以光刻微观物理模型为研究手段,深入研究了不同类型驱剂启动剩余油的顺序和难易程度。研究结果表明:不同类型驱剂启动不同类型剩余油的顺序和难易程度不同,以聚/表二元体系最易启动剩余油,且基本可以同时启动不同类型剩余油;孔隙结构微观非均质性对驱油效果的影响表现为:相同渗透性的岩心,孔喉比越大驱替效果越差,当孔喉比相同时,配位数越大驱替效果越好。     

注水正韵律油层水平井开采剩余油数值模拟研究

在垂直井注水开发的正韵津油层顶部往往留有大量剩余油。本文数值模拟研究了在现有垂直井眼上侧钻超短半径水平井开采这些剩余油的效果。根据建立的地质模型和确定的水平井开采方案，用正交设计对９个地质开发因素进行了组合，并用多功能模型计算了２７个数值模拟方案。利用多元回归，分别从模拟计算结果得到计算正韵律油层井采收率和计算用水平井开采剩余油提高采收率相对值的多元回归相关公式。结合经济分析应用这两上公式，可对正     

低渗透油藏微乳液驱配方优选及微观剩余油研究

根据正交设计实验优选出最佳微乳液体系,宏观上通过天然岩心微乳液驱油实验,验证微乳液提高采收率的效果;微观上利用光刻玻璃模型进行微乳液驱可视化微观驱油实验,研究微观剩余油的类型和运移过程,通过分析各类剩余油的动用比例研究剩余油的驱油机理。微乳液驱油实验结果表明：与水驱相比,当岩心渗透率从1.78×10-3 μm2增大到29.11×10-3 μm2,微乳液驱采收率增幅从5.45百分点增大到12.14百分点,与微观实验结果相一致,证明了微乳液可以显著提高采收率。微观剩余油类型分为簇状、柱状、盲端状、油滴状、膜状,其中簇状剩余油和油滴状剩余油的动用比例最高,驱替效果较好,而膜状剩余油的动用比例最低,驱替效果较差。     

应用油藏数值模拟方法研究聚驱后剩余油分布规律

针对下二门油田某油组Ⅱ断块的具体情况,建立了三维地质模型和油藏数值模拟模型并进行模拟。充分考虑物性、构造和井网等主要影响因素,对聚驱后剩余油分布规律进行了定性和定量的研究。结果表明,虽然聚驱能在一定程度上减小物性对剩余油分布的控制,但是物性对聚驱后剩余油分布特征仍然存在明显的影响。聚驱后剩余油分布更加集中且剩余油富集区含油饱和度较高,呈条带状和片状分布。断层附近和砂岩尖灭部位是剩余油的主要富集区。     

有关稠油油藏驱油效率的讨论

利用油藏工程基本知识和基本方法，对稠油油藏水驱和蒸汽驱的两组驱油效率室内实验结果进行了分析。结果认为：第一组实验结果违背了油藏工程基本事实；第二组实验结果符合油藏工程基本事实。     

正韵律模型三元复合体系驱油实验研究

将3支不同气体渗透率单管人造岩心并联,分别计量3支岩心产出油水,模拟二维纵向非均质正韵律油层,进行三元复合体系驱油实验,根据实验结果综合分析油层纵向各部位三元复合体系驱油前后的含水率、产液百分比、原油采收率等变化特征和渗流机理.又利用二维纵向正韵律3层非均质人造岩心进行三元复合体系驱油与水驱油的对比实验,将水驱后和三元复合驱后的一组岩心剖开摄像录入计算机中,利用彩色图像量化分析系统对内部各层进行量化分析,综合分析纵向非均质层状正韵律人造岩心三元复合体系驱油的波及系数及驱油效率.三元复合驱油水流度控制和原油乳化能够明显减缓层间矛盾,大幅度提高原油采收率,且中渗透率层提高采收率幅度最大;二维纵向非均质正韵律模型三元复合驱油过程中,高渗透率层以提高驱油效率为主,中渗透率层既提高驱油效率也扩大波及体积,低渗透率层以扩大波及体积为主.驱油效率占提高采收率的比例平均为55.75%.图6表1参1