非均质三维模型水驱剩余油试验研究

为了明晰储层非均质性对水驱油采出程度的影响,运用人造物理模型制作技术制作了三维物理模型,并用恒速法对不同的三维非均质模型进行水驱油试验。试验发现:纵向非均质模型的水驱油采出程度最高,平面非均质模型的水驱油采出程度最低;平面非均质模型中2个渗透层间窜流是剩余油过多的主要因素,运用微凝胶调驱后,可改善水驱波及体积,大幅度提高采出程度。采用数值模拟方法,模拟了不同的三维非均质模型水驱油过程及其在不同含水阶段采出程度、剩余油分布情况。模拟结果表明,亲水反韵律模型水驱采出程度最高,剩余油分布均匀,各油层水洗程度也均匀;亲水正韵律模型水驱采出程度最低,剩余油集中分布在上部低渗透层段。剩余油的数量、分布情况受油层沉积韵律类型、重力作用、毛管力作用、油层渗透率、水驱强度等多种因素的制约。     

延长M油田非均质低渗油藏水驱开发效果实验研究

储层非均质性是影响低渗透油藏注水开发效果的主要因素。通过室内岩心水驱油实验,结合现场实际井组分布及生产情况,对研究区储层层间、平面非均质性对注水开发效果的影响展开综合研究。研究结果表明,注水方式的差异是造成非均质油藏采出程度差异化的关键,在封堵高渗层时,低渗层动用程度显著提升;岩心见水后,采油速率快速下降,以高渗透层岩心尤为明显;岩心中低渗层岩心波及系数平均为0.2,剩余油大量赋存。     

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。     

非均质储层水驱剩余油分布及其挖潜室内模拟研究

为了挖潜长期注水开发油田水淹层内的剩余油,通过分析储层孔隙结构和孔喉大小,研制了可视化非均质模型,以录像的方法室内观察水驱剩余油形成过程,分析其分布特征及挖潜技术思路。基于弹性颗粒在孔喉结构中的材料性能,提出与储层孔喉相匹配的弹性颗粒粒径筛选原则,并通过非均质岩心水驱后颗粒调剖实验,评价该弹性颗粒的动态封堵能力和调剖效果。结果表明:油田储层普遍存在非均质性,该性质影响水驱剩余油的分布;水淹层内剩余油以非均质剩余油为主,多数存在于层内局部低渗部位,分布较为分散,其挖潜应以提高微观波及效率为主;弹性颗粒对喉道的封堵强度随粒径的增大先增大后趋于恒定,当颗粒粒径与喉道直径之比超过3时,颗粒在孔喉结构中发生破碎;封堵水淹层水流通道、挖潜层内剩余油时,选择粒径为3倍大孔喉尺寸的弹性颗粒,其效果明显。     

层内非均质性下聚合物驱对油田开发影响

为明晰层内非均质性控制条件下,聚合物驱对海上油田剩余油分布及开发特征的影响,根据相似原理,参照油田实际储层和流体特征参数,开展了不同非均质性下的水驱和聚合物驱室内模拟实验.实验结果表明:水驱过程中无水采收期长短与非均质程度成反比,当非均质性较强时,低渗层剩余油富集,变异系数与水驱采收率成反比;相比于水驱开发方式,聚合物...     

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。     

非均质油藏水驱开发效果研究

为深入了解层间非均质性对油田水驱开发效果的影响,采用层间非均质三维物理模型进行室内水驱油实验,研究高、中、低渗层3层组合下,驱替压差、开采方式对不同渗透率储层的水驱效果。实验结果表明,随着驱替压差的增加,中、低渗层水驱波及效果越来越明显,高渗层水驱波及效果变化不大,提高驱替压差能有效启动中、低渗层的剩余油,合理的驱替压差对非均质性严重的储层开发有重要影响。不同开采方式对采收率影响较大,3层同采时采收率最低,高渗层的优势通道给中、低渗层的开发带来困难,分层系单采采收率最高,实际生产中有必要采取分层开采等措施来提高中、低渗层水驱开发效果。实验结果有效指导渤海南部垦利A油田层系调整及增产措施制订,同时研究成果对后续新油田的方案编制及油田开发有重要指导意义。     

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.     

低渗透油藏水驱波及系数计算方法及应用

在水驱开发效果评价中,大多数的水驱波及系数模型没有考虑采用压裂井等低渗透油藏的开采特点.通过单岩心水驱油和岩心组合水驱油实验研究储层的非均质程度对厚度水驱波及系数的影响,应用多元非线性回归法,借鉴Dykstra和俞启泰的模型,最终得到了适合低渗油藏的水驱波及系数计算模型.在数值模拟方案中综合考虑了影响平面水驱规律的非均质程度、井网类型、人工裂缝长度等因素,用24个数值模拟方案的结果对模型进行了修正,并用可视化平板模型水驱实验结果对模型进行了验证.模型计算出某低渗透油藏A、B两个区块的水驱波及系数,然后结合平均驱油效率,计算出油藏的水驱采出程度,结果与现场实际数据非常接近.     

非均质水驱油藏无因次采液指数曲线的预测及应用

保持合理采液规模是水驱油藏特高含水期延缓产量递减的主要措施之一,通常可利用岩心测试得到的油水相对渗透率曲线计算无因次采液指数随含水率的变化,以此预测特高含水期油藏合理产液量。然而,由于岩心与非均质油藏内的水驱油过程存在较大差异,使得基于岩心测试的理论无因次采液指数曲线并不适用于矿场实际情况。为此,在并联岩心水驱油实验的基础上,首先基于回归得到包含渗透率及渗透率级差的无因次采液指数曲线方程,建立考虑油藏物性及物性非均质程度影响的无因次采液指数增量图版;然后,将水驱油藏的流场划分为水驱波及区和未波及区,将岩心水驱油实验规律仅应用于水驱波及区,并绘制不同波及系数时的油藏无因次采液指数图版。实例分析结果表明,该方法所需参数较少,计算快捷,能够考虑储层非均质性的影响,并可根据矿场实测采液指数推算水驱波及系数。     

多层非均质层间窜流定量表征及开发对策

针对水驱油藏非均质储层层间窜流干扰问题,设计了多层非均质长岩心物理模型,运用阿尔奇方法计算各级渗透率岩心组沿程饱和度分布,模拟研究多层水驱生产特征及层间窜流规律,通过末端岩心饱和度变化确定窜流程度,对比不同非均质性条件下层间窜流程度的差异.结果表明:逐层启动开发方式下,层间窜流程度大幅降低,其采收率较多层并行合采提高4...     

大情字油田青一段储层宏观非均质性及影响因素分析

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因素之一,因此,进行储层非均质性研究,找出其影响规律,对于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.大情字油田青一段为低渗、特低渗油藏,综合运用岩心砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射分析等资料,对储层的层内、层间和平面非均质性等方面进行了...     

多层非均质反韵律稠油油藏水驱界限实验研究

渤海某油田为反韵律油藏,层内纵向非均质性严重,渗透率级差大,正确判断水驱界限能够有效避免注入水的无效循环,对后期调整措施具有重要的指导意义。本文根据该油田地质油藏特征,利用人造物理模型制作技术制作内置微电极物理模型,并进行水驱油实验,从而明确纵向非均质性对剩余油分布规律的影响,确定水驱界限。研究结果表明:渗透率级差越大,其非均质性越严重,采出程度越低,而含水上升越快,高渗层驱油效率越高,低渗层驱油效率则越低;在合注分采过程中,注入水绝大部分都涌入高渗层,而中、低渗层的水驱动用情况很差;由于层间矛盾,中、高渗层的绝大部分可动油是在注入孔隙体积1 PV前采出的,大于1 PV以后的注入水对提高采收率幅度的影响相对较小;剩余油主要分布在低渗层段,渗透率级差越大,低渗层驱油效率越低,剩余油分布的比例越大。     

多层长岩心水驱油实验数值模拟研究

多层长岩心水驱油实验,主要用于解决纵向非均质油藏普遍存在的层间矛盾突出、水驱效率低、低渗储层难以动用等问题而开展的.文中在完成了多层长岩心水驱油实验的基础上对实验结果分别进行了考虑启动压力梯度和不考虑启动压力梯度的拟合,结果表明,考虑启动压力梯度的拟合结果更好.选择其中拟合效果较好的模型给出的网格压力、饱和度数据进行了水驱油渗流场变化研究,研究结果表明:高中低渗层的压力、含油饱和度分布随注入速度的提高分别有所提高和降低,且同时表现出高渗层变化不明显;不同工作制度下低渗层压力变化很大,即提高驱替速度时低渗层的压力在高渗层开时会下降,反之提高驱替速度关闭高渗层会大幅增加低渗层的压力.     

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。     

文昌HDB油田ZH1-2L油组储层非均质性综合研究

文昌HDB油田ZH1-2L油组能量不足,采油速度及采出程度低,需要进行储层非均质性分析。ZH1-2L油组以粉、细砂岩和泥质粉、细砂岩为主,砂岩与泥岩多呈薄互层,为中-高孔中低渗储层,储层非均质性严重,储层内部泥质夹层发育,从平面、层内、微观三方面对ZH1-2L油组储层非均质性进行分析,得出该油组砂体厚度稳定分布,平面较均质,储层层内为非均质—较均质型,运用岩心实验分析中铸体薄片分析法和毛管压力曲线法,得出ZH1-2L油组储层微观非均质性强,微观孔喉结构发育差。     

微量元素示踪监测技术在火烧山油田H3油藏的应用

火烧山油田H3油藏为低渗裂缝性砂岩油藏,受裂缝和储层非均质性的双重影响,在注水开发过程中,流体的渗流规律愈来愈复杂,油水井的注采关系难以判断。为了更好的认识该油藏的水驱规律,在该油藏北部优选了5个井组开展微量元素井间示踪监测。根据监测结果分析,注采对应的一线油井仅有一半左右能够受到相应注水井的注水控制,且油井多为单层、单向受效;注采井间注入水主流通道以裂缝为主,波及系数小;油层平面及层内非均质矛盾中等偏强,H_3~3、H_3~2小层的层内非均质程度整体上要大于H_3~1小层;监测区域北部、东北部的显裂缝发育区剩余油饱和度较高,分布集中,形成明显的剩余油富集。     

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。     

超声波提高特低渗储层水驱波及体积实验研究

提高水驱波及体积是改善特低渗油藏开发效果的重要手段.利用低场核磁共振仪器、岩心驱替实验仪器和自主研制的超声发生仪,选取天然岩心开展岩心驱替实验,评价了渗流过程中超声作用对特低渗储层水驱波及体积的影响,探索了超声波提高特低渗储层水驱波及体积的作用机理.研究表明:超声作用可以在水驱基础上进一步提高特低渗储层的波及体积10....     

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