平行水平井网水驱剩余油分布规律实验研究

海洋油田狭窄的开发环境与高开发成本,促进了水平井开发方式在海上油田注水开发中广泛应用。针对中国海上油田储层多为三角洲碎屑岩沉积,储层非均质性强,目前采用平行水平井网注水开发效果欠佳,大量剩余油存在的实际情况,采用水驱油物理模拟实验方法,研究了驱替速度和储层非均质性对平行水平井网水驱剩余油分布规律的影响。实验结果表明,均质储层中的采出程度较非均质储层高,剩余油分布于采油井趾部附近;驱替速度的变化不会影响均质储层剩余油分布位置;在渗透率级差不同的平面非均质储层中,级差大、储层高渗透带的渗透率较小的非均质储层见水晚,最终采出程度和平均驱油效率略高于级差小、渗透率较高的储层,剩余油均主要位于中、低渗透区采油井跟部中部附近区域;级差小,渗透率高的储层中剩余油分布于低渗透区采油井跟部附近区域。平行井网更适合在较低的驱替速度;平行水平井网更适合于级差较大、储层渗透率最大值较小的非均质储层,该研究为油田水平井井网设计方案提供了理论和技术支持。     

胡状集非均质油藏高含水后期提高采收率研究

胡状集油藏储层非均质性严重,经过长期注水开发,已经逐渐呈现出"高含水92.98%、低采出程度18.34%、低采油速度0.42%"的典型开发后期特征。针对含水与采出程度严重不匹配的问题,本课题主要从油藏工程的角度研究了油藏如何通过驱替压力的变化来实现微观孔隙剩余油的挖潜。加强微观孔隙地质特征的综合研究,将渗流、微观物理模拟、驱替压力、波及系数等相结合,形成一套建立高含水后期建模、数模的方法和技术,从而改善油田开发效果,实现了高含水期持续高效开发。     

中东低渗透碳酸盐岩油藏多层水驱物理模拟

为研究中东某低渗透碳酸盐岩油藏在不同驱替方式时的渗流机理,提高各类油层的动用程度,开展了3种不同驱替方式的水驱油物理模拟实验。选取2组不同渗透率级别的岩样,针对1-1号和2-1号岩样进行2层合注分采实验,1-2号和2-2号岩样进行分注合采实验,1-3号和2-3号岩样进行常规单层注采实验,并结合低磁场核磁共振技术,分析了不同注采模式时微观孔隙结构的开发效果。实验结果表明,同一注采方式时,不同岩样的含水率和最终采收率差距很大,低渗透层采取合注分采时的采出程度高于单层注采,高渗透层采取单层注采时的采出程度高于合注分采,分注合采时的采出程度相差不大。核磁共振数据还表明,原油主要分布在大孔喉半径范围内,经过水驱之后,动用的主要是大孔喉范围内的原油,小孔喉半径部分内的原油主要是通过渗吸作用得到动用。     

致密油储层气驱油核磁共振实验研究

针对鄂尔多斯盆地致密油储层岩心,将核磁共振(nuclear magnetic resonance, NMR)技术与气驱油物模实验相结合,对储层原油赋存特征和气驱油后微观剩余油分布特征进行研究。研究表明:气驱油前目标储层总含油率较高,但微米孔隙(>1μm)赋存油量较少(7.27%),原油主要赋存于亚微米(0.1～1μm,包括0.1μm及1μm)和纳米孔隙(<0.1μm)中(分别为27.67%和24.00%);气驱油1 PV(pore volume)后,微米孔隙原油相对采出程度R较高(64.34%),亚微米孔隙次之(37.27%),纳米孔隙较低,气驱早期首先将赋存于较大孔隙内的原油驱出,较小孔隙内原油动用程度较低;气驱油50 PV后,储层微米孔隙几乎无剩余油,R达到90%以上,亚微米孔隙有一定量剩余油,R约为60%,纳米孔隙R较低,是剩余油主要赋存空间;随渗透率的降低,储层较大孔喉比例减少,微观非均质性降低,气驱油微观波及程度增加,亚微米孔隙采出油量有增加的趋势;致密油储层注气能力明显优于注水能力,且渗透率越低,注气能力优势越明显。研究成果可为致密油有效开发及制定合理开发方式提供依据。     

基于核磁共振二维谱的稠油化学驱孔隙尺度动用规律

为了研究稠油油藏化学冷采技术中复合驱的作用效果,借助二维核磁共振技术对比研究了DJ降黏剂和BHP聚表剂及其复合驱的提高采收率效果、油相流动能力变化及孔隙动用规律。研究表明:复合驱采收率比单一化学驱采收率高,2种药剂的协同作用明显;通过核磁共振测试得到的T_2谱和扩散系数与相对幅度的关系,得出2种降黏剂均能不同程度地有效降低稠油黏度,增大油相的流动能力,并且大孔隙的动用程度明显高于小孔隙的动用程度,复合驱在大小孔隙中均有较好的提高稠油动用程度的效果。     

复杂断块油藏注采耦合技术提高原油采收率的力学机制研究

针对高含水期复杂断块油藏大量剩余油难以有效动用的问题,胜利油田首次提出了以层间或井间实施协同注采为核心的注采耦合技术。在对注采耦合技术进行系统研究的基础上,明确了注采耦合技术的术语和类型,梳理和深化了注采耦合的机理,探讨了复杂断块油藏高含水期的剩余油被动用时作用力类型、力学机制和作用效果,有助于完善注采耦合技术并进一步提高复杂断块油藏的水驱油采收率。研究认为:复杂断块油藏高含水期的剩余油被动用的本质是渗流场形态和流线方向的改变,通过注采耦合技术的异步协同注采可以大幅度、差异性地改变渗流场和流线方向,这是扩大平面波及系数、减缓层间动用不均的重要手段;注采耦合技术中注水驱动压力是最主要的驱动力,重力、毛管力作用有限;通过注采耦合过程中升压期(只注不采阶段)的能量积累与降压期(只采不注阶段)的能量释放,注水驱动压力的大小、方向和位置的改变是导致渗流场和流线方向改变的关键,通过注采耦合平均提高原油采出程度为8.9%,降水增油效果明显;当地层倾角大于5°时,重力对注采耦合效果的促进开始显现;当地层原油黏度超过35 mPa·s,原油黏滞力所起作用明显增大,此时注采耦合的开发效果明显变差。     

高含水期水平井提高水驱采收率机制

以孤岛油田地质及开发动态特征为基础,应用水驱油相似原理,建立三维大型物理胶结正韵律多层模型。当井组物理模型生产至高含水阶段,应用水平井以及直井在剩余油富集区进行挖潜,并结合数值模拟方法,研究不同储层参数以及工作制度条件下,水平井相对于直井扩大波及系数与提高驱油效率对提高采收率的贡献程度。结果表明:应用水平井进行高含水期剩余油挖潜,相对直井有着较大的优势;水平井相对于直井主要是通过扩大波及系数来提高水驱采收率,并且储层条件以及工作制度对波及系数与驱油效率的贡献率差异程度有着较大影响;随着含水率的上升,波及系数与驱油效率贡献率差异程度逐渐减小,但二者贡献率比值始终大于1。     

ZJD油田阜宁组大倾角油藏注CO_2方式探讨

倾角对于CO2驱利用重力来改善驱油效率和提高原油采收率具有重要意义。针对ZJD油田阜宁组大倾角油藏,应用数值模拟方法研究了地层倾角和注气部位对CO2驱油效果的影响。结果表明:随着地层倾角的增加,注CO2驱油采出程度也增加,而油藏高部位剩余油饱和度降低。低部位注气采出程度均低于高部位注气,且地层倾角越小,高部位注气的优势越不明显,地层倾角越大,高部位注气效果越好,CO2可在高部位形成小的气顶,更有利于气驱油。应用大倾角油藏实际地质模型研究注气方式对CO2驱油效果的影响,高部位注气比低部位注气可提高采收率8.69%,并可动用更多的储量。油藏现场实际应用后取得初步效果,高部位注气半年后油藏腰部的中心井从无产量恢复到9.3 t的原油产量。     

断块油藏剩余油再聚集速度的敏感性影响因素

为了研究断块油藏特高含水阶段剩余油再聚集速度及其影响因素的敏感性,以胜利东辛油田断块油藏为研究对象,从剩余油的受力分析入手,计算原油聚集的驱替压力梯度后认为:当持续注采时,与注采井间注采驱替压力梯度相比,剩余油分异再聚集的动力处于次要地位;当油藏高含水废弃静置后,注采井间驱替压力梯度逐渐消失,剩余油的分异再聚集动力则发挥主要作用,并在油层高部位重新聚集形成剩余油富集区。正交试验结果表明,影响东辛油田高渗稀油断块油藏剩余油再聚集速度的主要因素为地层渗透率,而地下原油黏度、原油密度,地层倾角、综合含水率为次要因素。     

流体绕流减少低效无效循环的做法和效果

大庆油田进入特高含水期,经过长期注水开发,由于注入水的冲刷,在部分储层内油水井之间形成了优势渗流通道,油井含水高,驱油效率低。为了扩大注水波及体积、控制低效无效循环,选取典型井组,通过优化注入强度、降低高含水井生产压差,使驱替流体在大孔道方向形成绕流,从而改变液流方向,驱替其它部位剩余油。方案实施后,创造经济效益220.97万元。