水驱不同注采位置油藏特征——以萨尔图油田北二西区块油藏为例

利用油藏剩余油粘度和岩心分析方法,对萨尔图油田北二西区块油藏剩余油粘度、驱油效率等参数进行了研究。结果表明,水驱主流线不同注采位置剩余油粘度、油藏流度、含油饱和度和驱油效率均呈现不同程度的非均质性,并受储层物性、注采位置和驱油时间等因素控制;主流线从注水井到采油井方向,油藏非均质性增强,含油饱和度增大,驱油效率减小,且驱油效率与渗透率成正相关,相关程度随渗透率的增大而增高,剩余油粘度与渗透率微弱相关,含油饱和度与渗透率低度相关;随水驱油时间的延长,剩余油粘度和驱油效率增大,油藏流度与含油饱和度下降。综合挖潜水驱不同注采位置剩余油仍有一定潜力,其中主流线靠近采油井位置开采潜力最大;聚合物驱油则更合适,可根据聚合物驱油藏流度比控制范围和剩余油粘度的测定结果,确定聚合物溶液的粘度及质量浓度。     

下二门油田改善二次聚合物驱开发效果实践与认识

在认识下二门油田二次聚合物驱见效特征及剩余油分布特点的基础上,通过注聚阶段提高注入浓度、追加段塞、部署完善井及合理动态调配等系列调整工作,实现了二次聚驱大幅提高采收率的目标。在下二门油田潜力区部署的3口油井投产初期日产油10.5～22t,含水20%～70%;单元二次注聚见效高峰期增油倍比达3.04,含水降低7.5%,阶段提高采收率4.96%。     

二次聚合物驱见效特征及开发效果——以下二门油田H_2Ⅲ油组为例

下二门油田H2Ⅲ油组是一个断层较复杂、非均质性严重的油藏,一次聚驱后采出程度、含水相对较低,为进一步提高油藏采收率,获得聚合物驱增油的二次高峰,在H2Ⅲ油组开展高浓度、大段塞的二次聚合物驱矿场试验。实施后,取得了良好的增油降水及提高采收率效果。其主要见效特征为:井网调整后新增受效方向油井增油降水幅度效果好,多向受效井二次聚驱效果好于一、二向受效井。     

GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF OIL RESERVOIRS FLOODED BY WATER AND POLYMER

油藏地球化学研究是水驱综合挖潜、聚驱精细调整开采剩余油的基础,采集萨尔图油田北一断西区聚合物驱前后2口小井距对比检查井的葡一组油砂样品51件,通过岩心分析获得油藏剩余油黏度、流度、含油饱和度、驱油效率等实验数据.实验研究结果表明,水驱后和聚合物驱后油藏剩余油黏度、流度、含油饱和度、驱油效率分布都呈现一定的非均质性特征,聚合物驱后较水驱后油藏剩余油变稠,剩余油开采潜力明显降低,驱油效率显著提高,驱油效率和含油饱和度的非均质性减弱;聚合物驱技术能够提高各种物性油藏的驱油效率,水驱技术能够提高高中低渗透油层的驱油效率,但在特高渗透油层则“无效循环”且随渗透率增大呈下降趋势;提高水驱油藏驱油效率的方法是降低剩余油黏度或提高水驱溶液的黏度即加入黏稠化学剂;提高聚合物驱油藏驱油效率的方法是降低剩余油黏度、提高聚合物驱溶液黏度或改善油层物性.     

聚合物驱后剩余油挖潜对策研究

河南油田聚合物驱应用取得了良好的开发效果,聚合物驱产量已占稀油油田产量的近三分之一,目前大部分聚驱单元已结束注聚进入后续水驱,产量下降快,稳产难度大,但聚驱后地下仍有近50%的地质储量未采出.为寻求聚合物驱后剩余油的有效挖潜方法,利用油藏数值模拟结果、油水井测试资料和取心井资料,明确了剩余油潜力分布,提出了聚合物驱后井网完善、注采调整和组合驱等挖潜对策.应用于现场实际中,取得了较好的效果,使聚合物驱后剩余油成为可动用的潜力,探索出一条聚合物驱后进一步提高采收率的新途经.     

聚驱后剩余油分布的大平面驱油实验及荧光分析

通过大平面人工均质岩心驱油和驱油后储层岩心磨片荧光分析,针对大庆油田研究了聚合物驱后剩余油分布.人工均质岩心渗透率2 μm2,孔隙度0.263,几何尺寸(cm)为60×60×2.4,由埋置的81对微电极测量81个点处的电阻率,计算各该处含水饱和度,求得含油饱和度.大平面模型经清水驱油后,注入聚合物0.57 PV×1000 mg/L,再继续水驱,绘制了采收率和含水率曲线,及水驱、注聚、后续水驱结束时平面上岩心含油饱和度分布图.含油饱和度沿主流线(一条对角线)近似对称分布,主流线上含油饱和度最低,水驱后为32.0%,注聚并后续水驱后为21.5%,波及系数分别为0.960和0.985.取自大庆不同储层的两组各两支岩心,一支水驱油,另一支实施水驱-注聚-后续水驱,驱替后在注入端、中间、采出端各取一横剖面制成磨片,用荧光分析法测定剩余油饱和度并计算其概率密度.与水驱后岩心相比,聚驱后两组岩心每一剖面的剩余油饱和度均降低,低剩余油饱和度(＜30%)部分所占比例增大,高剩余油饱和度部分所占比例减小,最大剩余油饱和度值降低,其中一组岩心的最小剩余油饱和度值减小.图6表6参6.     

孤岛油田中一区聚合物驱油井见效特征及影响因素

孤岛油田进行了聚合物驱试验 ,取得了明显的降水增油效果 ,注聚区内油井单井见效特点不同 ,按单井含水的变化划分为 4种类型 :“U”字型 ,单层生产 ,油层厚度较薄 ,含油饱和度高 ,具有含水下降幅度较大、见效时间长、累计增油量高、见聚较晚等特点 ;“V”字型井 ,多出现在油层厚度大 ,油层层内、层间非均质性强的区域 ,其含水下降幅度较小 ,见聚早 ,且大多见效同时见聚 ;“W”字型井 ,多为边角井 ,注采关系不稳定 ,含水下降幅度小 ,增油量较差 ;不见效型 ,受水驱干扰大 ,未见增油降水效果。每种类型的影响因素不同 ,主要影响因素是储集层性质、剩余油饱和度、注采关系等。图 1表 1参 2 (蔡燕杰摘 )     

孤岛油田中一区聚合物驱油井见效特征及影响因素

孤岛油田进行了聚合物驱试验，取得了明显的降水增油效果，注聚区内油井单井见效特点不同，按单井含水的变化划分为4种类型：“U”字型，单层生产，油层厚度较薄，含油饱和度高，具有含水下降幅度较大、见效时间长、累计增油量高、见聚较晚等特点；“V”字型井，多出现在油层厚度大，油层层内、层间非均质性强的区域，其含水下降幅度较小，见聚早，且大多见效同时见聚；“W”字型井，多为边角井，注采关系不稳定，含水下降幅度小，增油量较差；不见效型，受水驱干扰大，未见增油降水效果。每种类型的影响因素不同，主要影响因素是储集层性质、剩余油饱和度、注采关系等。图1表1参2     

聚驱后油藏井网调整与深部调剖三维物理模拟实验

针对聚合物驱后油藏剩余油分布特点,提出了井网调整与深部调驱相结合的提高采收率方法。孤岛油田中一区Ng3注聚区为模型原型,以相似准则为理论基础,设计并制作了平面非均质三维物理模型;研制了具有自组装特性的聚合物微球,优选出由BS与AES复配而成适用于目标油藏的乳化剂体系;原始一注四采五点法井网注聚后采收率为34.1%,在进行驱替试验的同时,采用电阻率法测量了模型中含水饱和度分布;调整原始井网,对非均质油藏模型分别注入聚合物溶液和聚合物微球与乳化剂复合体系深部调驱2组实验。结果表明,2个方案均可以提高聚驱后油藏采收率,单一聚合物溶液提高6百分点,而聚合物微球与乳化剂复合体系可提高采收率16百分点。分析各驱替阶段剩余油分布情况,聚合物微球与乳化剂复合体系能够封堵高渗层,使后续驱替液转向进入两侧低渗区域。     

聚驱后井网加密高质量浓度聚合物驱提高采收率试验

对于聚合物驱后不同类型的剩余油需要采取有针对性的开采方法。开展了井网加密与高质量浓度聚驱相结合的矿场试验研究,针对大庆油田北二东剩余油主要分布在分流线附近和薄差油层的特征,通过井网加密改变液流方向挖掘分流线剩余油,通过高质量浓度聚驱进一步扩大波及体积挖掘薄差油层剩余油。选取9注16采试验区,确定井网井距和注入参数,进行跟踪调整和效果评价。结果表明:聚驱后高质量浓度聚驱渗流阻力增加,流度控制增强,见到增油降水效果,目前提高采收率5.3%,预测到试验结束可提高采收率6.77%。     

下二门油田H2Ⅱ油组二次聚合物驱提高采收率技术现场应用

下二门油田H2Ⅱ油组非均质性严重,一次聚驱后采出程度、含水均相对较低.为进一步扩大波及体积,提高最终采收率,提出在H2Ⅱ油组开展高浓度二次聚合物驱矿场试验.通过室内实验及数值模拟研究表明:一次聚驱后进行二次聚合物驱替,能够进一步提高非均质油藏采收率,且随着二次聚合物驱注入浓度的升高,增油幅度明显增大.现场实施后,增油降水效果显著,截至2009年6月,单元已增油3.58×104 t,提高采收率2.16%.     

井震结合综合评价低渗透裂缝油藏水驱效果

低渗透裂缝油藏注水开发时仅通过注采关系分析无法反映注水见效层位及方向。以长庆油田某区块低渗透裂缝油藏注水开发X井组为例,通过注采关系分析,采用俄罗斯宽能域-氯能谱测井技术直观显示近井区注水见效层位、油藏水驱动用程度,评价剩余油开采潜力;以井点处泥质含量、含油饱和度等测井计算值为约束,在井间利用波阻抗进行反演,得到井间泥质含量、含油饱和度剖面,并结合井间构造信息揭示远井区地层物性及剩余油分布,对油藏水驱效果进行综合评价,使结果更加全面、合理、可信度更高,克服了仅用单一方法评价的局限性。     

孤岛油田聚合物驱见聚特征及影响因素

孤岛油田聚合物驱试验取得了明显的降水增油效果。注聚区内油井单井见效、见聚特点不同,按单井含水的变化划分为5种类型：见效低谷型、见效初期型、见效波动型、回返型、不见效型;每种类型的影响因素不同,主要影响因素是储层参数、剩余油饱和度、注采关系等。     

杏六区中部葡｜1—3油层聚合物驱布井方式研究

杏六区中部在40多年的开发历程中,先后经历了基础井网、一次加密和二次加密调整。到2009年12月底,区块平均综合含水率为92．6％,处于特高含水期开采阶段。通过分析葡｜1-3油层动用状况和剩余油分布特征,提出了以该油层整体作为一套层系、利用分注工艺降低层间影响的聚合物驱开发方式：聚合物驱注采井距保持在150m或小于150m的范围,在原一次加密调整井排和二次加密调整油井排问布一排注聚合物井,形成采出井和注入井排,排距为100m,井排上并距为200m,注采井距141m的五点法面积井网。在此基础上,预测了开发效果和经济效益。该布井方式对类似油藏聚驱井网部署及调整具有一定的指导意义。     

聚合物驱后组合驱合理井网井距的确定

根据经验,聚合物驱后组合驱在注采井网井距问题上可参考聚合物驱井网井距的研究方法。由于油田实际资料表明吸水、产液指数相差较小,因此组合驱选择五点法面积井网较为合理。又由于组合驱井网井距大小主要影响聚合物的热降解情况,因此可根据化学剂在地层中的粘度-浓度关系、水解增粘规律、剪切降解及热降解规律,可求得组合驱中不同浓度聚合物段塞在注入地层不同时间后的粘度;再结合不同井距下组合驱驱替液流动速度及见效时间,并考虑注入能力、采液能力以及油层渗透率与注采井距的关系,即可得到组合驱井距的合理范围。     

聚合物驱提高驱油效率机理及驱油效果分析

根据分子动力学基本原理,描述了聚合物驱过程中驱油的分子作用力,经与水驱的分子作用力对比证明,聚合物溶液的粘弹性是聚合物分子与原油分子摩擦力和撞击力的宏观表现,聚合物驱能够提高驱油效率.对大庆油田北一区断西试验区相距30m检查水驱效果的北1-6-检27井和检查聚合物驱效果的北1-6-检26井进行了密闭取心资料研究,由岩心剩余油饱和度密度分布曲线发现,聚合物驱较水驱达到残余油饱和度的岩心比例明显增高,高含油饱和度的岩心比例明显降低.从而证明:在相近条件下,聚合物驱较水驱既能扩大波及体积,又能提高驱油效率.     

孤岛油田中一区馆陶组聚合物驱注采动态及效果分析

孤岛油田中一区馆陶组4开发单元1997年1月投入聚合物驱油,现已见到明显的降水增油效果,产油量由710t/d上升到1674t/d,综合含水由94.4%降至86.5%,累积增油54.55×104t,2000年7月20日转入后续水驱,目前正处于见效高峰期.对注聚期间油水井动态变化进行了研究,指出消除层间干扰、合理控制生产参数、提高注聚质量是改善聚合物驱油效果的重要技术措施.     

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。      

蒸汽驱改变井参数的重力驱油技术研究与应用——以辽河油田齐40区块高倾角区为例

蒸汽驱汽窜现象是导致产量急剧下降的主要原因。以辽河油田齐40块65井组高倾角区为例,由于密度差的原因,注入油层中的蒸汽具有上浮的趋势,具有高倾角的油层将加剧这种汽窜现象,导致产量下降。17-028井组含油饱和度数值模拟图分析表明,油层的剩余油主要分布在下倾方向底部。从而可得出3种调控方案:新井挖潜、重组井网和重力驱油。通过方案作业指标对比,仅通过调整注汽参数实现的重力驱油方案操作简单,无任何作业工作量。综合评价认为,重力驱油方案为最佳调控方案。该方案可在地层中产生一致的、向下的压力梯度,实现蒸汽向下移动。确定技术后对其进行优化,确定合理的注汽井参数。预测结果表明,当上排井注汽干度为30%时,中排井注气量下降20%;下排井注汽量下降50%时,莲Ⅱ油层高倾角地区采出程度可达7.4%。经现场试验,此项技术可以使汽窜现象减缓,油汽比提高,在油田开发中为可行方案。     

老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践

传统方式的化学驱项目一般采取“2+3”的协同方式，也就是先通过水驱井网调整一次到位，再实施化学驱，受剩余油认识和预测精度的影响，会出现部分低产低效井，化学驱含水谷底平台期短，提高采收率幅度有限。为此，胜利油田通过基础攻关和探索实践，创新提出了化学驱与动态优化调整加合增效的“3+2”大幅度提高采收率技术，该技术是指在化学驱过程中，充分发挥和利用驱油体系扩大波及体积、提高驱油效率、调整动态非均质性的特点，主动培育、壮大动态剩余油富集区（“油墙”），适时井网调整、重构流场、均衡注采，高效动用、采出“油墙”，最大程度延长化学驱含水谷底平台期，实现三次采油和二次采油（“3+2”）适配优化、大幅度提高采收率的目的。通过大量物理模拟和数值模拟研究，明确了“井网-驱油剂-剩余油”适配优化提高采收率的机理。该技术在胜坨油田二区东三段5 砂组进行了应用，通过优化“3+2”井网调整方式、驱油体系和注入参数等，预计区块含水谷底平台期从3 a 延长至8 a，最终采收率为60.5%，比原方案采收率再提高7.5 百分点。该技术是老油田大幅度提高采收率的关键技术，可以为中外同类型油藏延长化学驱见效高峰期提供指导和借鉴。