特低渗油藏王窑区表面活性剂驱油先导试验研究与应用

安塞油田王窑区属典型的"低渗、低压、低产"油藏,其主力开发层位长6_1经过20年的开发,目前综合含水57.3%,已进入中高含水开发阶段,由于储层的非均质性,水驱效率下降。为进一步动用剩余油,开展了表面活性剂驱油技术研究及先导性试验.现场试验8个井组,实施井组含水下降,改善了开发效果,提高了采收率。     

五里湾长6油藏聚表二元驱研究与应用

五里湾是典型的低孔低渗油藏,并随着该油田开发时间的延长,油井含水上升速度不断加快,水驱油效率降低,油田稳产难度加大。为了有效延缓含水上升速度,提高油井最终采收率,开展了聚合物与表面活性剂组合调驱技术研究。拟通过调剖技术和驱油技术结合运用,从提高波及体积、增加洗油效率两方面综合增油。该技术通过全面的室内实验,并选取五里湾一区三口水井开展该项试验,试验结果为聚合物与表面活性剂组合调驱技术在低渗透油藏的运用提供试验参考。     

孔洞型碳酸盐岩油藏不同开发方式物理模拟研究

对于孔洞型碳酸盐岩储层,由于其特殊的孔洞结构特征,一般情况下很难使用其真实岩心开展长岩心驱替实验。在不影响原有岩心孔渗结构的基础上,对岩心表面凹陷处进行特殊填补处理,以达到长岩心实验要求。文中在油藏实际条件下,开展长岩心衰竭开采实验,水驱、气驱开发实验和气水交替驱实验,统计分析不同开发方式下各阶段的驱油效率,对比评价不同开发方式的开发效果。结果表明:衰竭开采最终采收率高达30.94%;水驱开发中,适当延迟转注时间能够充分发挥弹性驱油和溶解气驱油作用,提高最终采收率,并确定最佳转注压力为80%泡点压力;气驱开发中,气体突破速度快,突破后产油量急剧下降,采收率较低;气水交替驱能有效降低含水率,提升高含水期原油采收率,在高压高含水阶段转气水交替的开发效果更为显著。该实验为合理开发孔洞型碳酸盐岩油藏提供了基础数据和技术支撑。     

靖安油田ZJ2区微生物驱油技术研究及应用效果评价

靖安油田ZJ2区目前已进入高含水开发阶段,油藏开发表现"低采出、高含水、递减大"的特征,油藏平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况日益复杂,水驱油效率降低,剩余油分布状况日趋复杂,挖潜难度增大,油藏控水稳油形势日益严峻,调驱或三次采油技术储备严重不足。为此,根据低渗透油藏储层特征和流体特征,在广泛调研和室内实验评价的基础上,借鉴东部油田提高采收率的技术思路,开展微生物驱油技术试验,通过矿场实践有效提高了驱油效率和最终采收率,丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为同类油藏的开发具有重要的战略借鉴意义。     

QK17-2油田注N2-WAG提高采收率可行性实验研究

气水交替驱(WAG)是增加油田水驱后的波及体积和减弱气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象的有效方法。QK17-2油田为注水开发油田,目前油田综合含水率已超过80%,已经进入开发中后期的高含水时期。针对QK17-2油田水驱后面临高含水、产油量下降的问题,通过地层流体相态实验、注N2膨胀实验、细管实验、长岩心驱替实验,研究注水后再注N2-WAG可进一步提高采收率的可行性。结果表明,单纯注N2效果不佳,注N2-WAG采收率较单纯水驱采收率提高4.46%~6.24%,而长岩心驱替在带倾角条件下注N2-WAG采收率较单纯水驱提高11%~12.58%,可见由油藏高点注N2-WAG采收率将有明显提高。     

致密油藏碳化水驱提高采收率方法

目前,国内尚无碳化水驱研究报道,国际上碳化水驱研究仅针对中高渗、低渗油藏。为此针对致密油藏,首次研究碳化水和碳化水+表面活性剂驱提高采收率的可行性。基于长庆油田M区致密储层,开展了碳化水驱、CO_2水气交替注入、表面活性剂驱、碳化水+表面活性剂驱室内实验,明确碳化水驱的增油潜力,证明碳化水驱提高致密油藏采收率的可行性。实验结果表明,碳化水驱比水驱增加7%的采收率,比CO_2水气交替注入增加3%的采收率;碳化水+表面活性剂驱开发效果最好,比水驱增加10%的采收率。针对表面活性剂驱、碳化水驱、碳化水+表面活性剂驱进行数值模拟研究,并与室内实验结果进行对比,结果表明,常规组分模型普遍高估碳化水驱开发效果,通过引入亨利定律和表面活性剂驱模型,能够较为准确地预测碳化水驱的开发效果,与实验结果相比误差低于1.2%。     

孤东油田七区西Ng6~(3+4)大孔道油藏二元复合驱油提高采收率方案设计

孤东油田七区西Ng63+4是典型的大孔道油藏,其孔隙度平均31.7%,渗透率平均2 324×10-3μm2,该油藏注水开发阶段水窜严重、注水利用率低、综合含水高、水驱采收率低,为此,在对高渗条带进行有效封堵的基础上,开展了表面活性剂和聚合物二元复合驱油研究,提出并筛选了聚合物和最佳表面活性剂配方,在技术、经济对比的基础上对复合驱注采参数进行了优化设计。室内实验和数值模拟结果表明:二元复合驱油方案实施后,孤东油田七区西Ng63+4可提高采收率7.3%,累积增油26.74×104 t。     

定边低渗油藏表面活性剂体系实验研究及方案设计

针对定边低渗油田注水开发中后期水驱油效率变低、注水开发效果变差的问题,开展了表面活性剂驱油技术研究。通过室内实验优选出表面活性剂HB-DB-1体系,该体系在0.2%质量分数、0.3 PV注入体积条件下可提高采收率11.1%,并可降低驱替压力。优选出试验井组HK17A,编写井组现场试验方案,预计井组可提高采收率2%~3%。     

CO_2驱油技术在靖边油田乔家洼油区的应用

靖边油田是典型的低渗油藏,油田如今已经进入中高含水、剩余油富集的开发阶段,水源不足、注不进、产量递减较快等问题成为当前开发难题,所以需要寻找一种新的工艺来达到增产目的。根据靖边油田的储层特征、水驱规律、剩余油分布状况以及CO2驱油机理,以靖边油田南部地区为例开展了注CO2提高采收率的室内实验。考虑到驱油效率和生产费用的因素,实验采用水气交替驱注入0.3 PV气量。结果表明,CO2水气交替能使驱油效率达到77.3%。     

渣油磺酸盐表面活性剂对晋45断块高温油田的适应性评价

通过对渣油磺酸盐在晋45断块高温油田溶解性、界面张力、稳定性、吸附量及驱油效率的测定,研究渣油磺酸盐在高温油田的驱油性能。结果表明,该表面活性剂在晋45断块油藏条件下,具有较好的溶解性,与该断块脱水原油的界面张力可以达到10-3mN/m数量级;注入浓度0.3%时,在晋45断块岩心上的吸附量小于2 mg/g油砂;0.2%表面活性剂自发吸吮采收率达到25%。室内岩心驱油试验结果表明,0.2%表面活性剂注入0.3 PV可比水驱提高采收率13个百分点以上。研究认为,该表面活性剂可以较大幅度地提高晋45断块油藏采收率。