用岩心分析综合方法预测阿布扎比海上非均质碳酸盐岩油藏水驱动态

为评价阿布扎比海上油田的水驱动态,对碳酸盐岩水平岩样进行了特殊岩心分析,分析是在新鲜和老化两种状态下通过在X射线CT扫描仪下进行观测实现的.表面直观观测和X射线CT扫描识别明显显示,岩心是非均质的,局部含有一些形成孔洞型孔隙空间的藻类碎屑和一些能形成低孔隙区域的矿物.本研究的主要目的是评价岩心的非均质性对水驱动态和后续采收率的影响.Amott和USBM试验结果表明了新鲜岩心从中间润湿到水湿的性质,这与预计的结果相矛盾.这意味着,钻井液污染可能改变了原始润湿条件.在这种条件下进行的水驱试验获得了相当高的采收率.X射线CT扫描通过识别到的均匀的水前缘推进和高波及效率证实了这一结果.在Amott和USBM试验中得到的结果表明老化岩心为油湿性质,采收率稍微低于新鲜岩心,但是仍然令人满意.X射线CT扫描还证明流动是均匀的.由此可见,尽管局部出现了非均质性,但是老化岩心试验还是获得了高采收率.用JBN方法推导的新鲜和老化岩心的Kr曲线稍有不同.     

非均质水驱油藏开发指标预测方法

运用数值模拟法预测非均质油藏开发指标及剩余油饱和度分布的工作量大,耗时长,技术要求高。考虑实际油田井网布置的不规则性及储层的非均质性,基于油藏工程理论,推导并建立了考虑储层非均质性的水驱油藏开发指标预测方法。该方法根据注采井配置关系和渗流阻力,将油田动态劈分为多个注采单元,对各注采单元的渗透率、孔隙度、储层厚度等非均质参数进行等效处理,再将各注采单元转化为均质单元;采用物质平衡原理和Buckley-Leverett径向水驱油理论预测各单元开发动态,计算含水率和剩余油饱和度等指标,进而得到整个油藏的开发指标。与传统油藏数值模拟方法相比,新方法占用内存少、速度快、效率高。对断块老油田进行实例验证分析表明,新方法预测单井和全油田10 a含水率变化与数值模拟结果的相关系数达0.993 4~0.999 6,预测10 a剩余油饱和度与数值模拟结果吻合。     

驱油用非均质岩心模型技术

岩心流动实验中采用的环氧树脂包封岩心技术，在岩心渗透率较低或者需要测定高强度调剖剂的突破压力时，外壳的强度不能满足高压驱替的要求。研制成功的驱油用非均质岩心模型代替环氧树脂包封的非均质岩心模型，进行岩心流动实验时，驱替压差可达４０ＭＰａ实验成功率达１００％，为模拟低渗透油藏聚合物驱油或地层调剖岩心流动试验提供了方便。     

非均质油藏水驱前缘理论计算方法研究

受非均质性影响,注水井周围各方向吸水量差异巨大,从而影响了水驱前缘的运动方向。结合岩心组合模型实验及现场取心数据,在贝克莱－列维尔特公式的基础上,提出了针对非均质油藏水驱前缘计算的新方法。利用该方法对王窑地区实际井组进行计算,结果表明,水驱前缘的运动方向即井组的优势注水方向为南北主轴东北方向４０°、南北主轴西北方向２０°,与微地震测试结果进行比较,误差仅为３％,符合度较高。经过公式预测,注水开发９ ａ 后井组中ｗ６ 井首先见水,后经过２ ａ 的开发,ｗ２ 井见水,在此基础上针对井网加密调整方案提出相应建议。以均质油藏的计算方法计算同一井组,注水优势方向以及突破时间误差均较大,新的计算方法具有明显优势。     

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。     

海上层状油藏油井水驱采出程度预测

针对S油田目标井组水驱期间油井采出程度差异大的问题,运用统计学方法研究影响采出程度的主要因素。通过建立多元线性回归模型,进行敏感性分析,筛选出影响采出程度的主要因素为油井产水量、油井有效厚度、主力层地层系数。通过拟合得到油井水驱采出程度的经验公式。利用所得经验公式对目标井组相邻油井进行了采出程度预测,计算出的采出程度与实际值较为接近,精确度为0.96。研究成果为预测海上层状油藏油井水驱采出程度提供了有效途径,为油田后续措施的实施提供了理论依据。     

改质水驱砂岩油藏生产动态预测方法

为增加改质水驱开发方案的可靠性,从油藏工程的基本原理入手,建立了改质水驱采收率计算的普适方法;并借助微分思想进行油藏剖分,在剖分网格采收率和油藏采出程度、采油速度之间建立联系,推导出了改质水驱产量、产量递减率指标的变化规律,以及改质水驱油藏含水率的预测方法;提出了改质水驱增产倍数的定义及其工程算法,明确了改质水驱增产倍数由改质水和常规水的初始驱油效率之比及转驱时的广义可采储量采出程度来决定。研究成果为改质水驱生产动态预测提供了必要的油藏工程依据,对改质水驱开发方案的编制和生产效果的评价具有指导意义。     

非均质油藏水驱优势渗流通道演化规律

现有技术较难定量表征整个开发过程中油藏深部优势渗流通道演化规律,尤其是非均质油藏的渗流规律较为复杂,影响了高含水期油藏的开发效率。文中根据不同特征非均质油藏水驱油实验结果建立了数值反演模型,基于渗流理论提出了标准化过流量的概念,定量表征优势渗流通道,研究了渗透率级差影响下的水驱优势渗流通道演化规律,探索了高含水期不同措施控水效果。研究表明：分支河道油藏、隔夹层泛连通油藏的优势渗流通道在无水采油期发育较均匀,见水后主要沿物性较好区域发育且通道体积快速减小;随注入量增加,优势渗流通道的扩展行为对采出程度贡献减小,且主要发育区域剩余油饱和度最低;非均质性决定优势渗流通道发育的位置及体积,渗透率级差的增大使更大体积的优势渗流通道集中快速发育,导致物性较差区域采出程度更低;分支河道油藏井网调整措施不能干预或阻断固有优势渗流通道走向,导致剩余油沿优势渗流通道运移至物性较好区域;隔夹层泛连通油藏开发层系调整使优势渗流通道沿采出井附近的窜流通道转向,但物性较差区域中部的剩余油仍未充分动用。将油藏数值模拟与新定量表征方法相结合,不仅能应用于文中的研究对象,也可应用于其他油藏,为开发改善措施的制定提供理论...     

碳酸盐岩油藏不同裂缝产状岩心水驱油实验及水驱规律

碳酸盐岩油藏多发育裂缝,不同裂缝产状对水驱特征和水驱油规律的影响有待研究。通过岩心驱替实验,利用5种裂缝产状碳酸盐岩岩心,探究了不同裂缝产状下水驱油规律。研究结果表明：水平贯穿缝岩心呈现同步动用阶段、近缝基质动用阶段和裂缝窜流阶段-三段式动用规律;无水期和高含水期是岩心主要的驱油阶段;贯穿缝岩心见水时间早,无水驱油效率和最终驱油效率较低。随着裂缝倾角减小,油（水）相对渗透率下降（上升）加快,残余油饱和度变大,水相相对渗透率增大,两相区逐渐变窄。基于Hagen-Poiseuille方程提出了带缝岩心中仅考虑裂缝的渗透率计算方法,利用三方面实验手段解决了束缚水饱和度统一的难题,并给出了实际矿场的提液时机,为碳酸盐岩油藏开发提供了理论指导。     

轮南古潜山碳酸盐岩油藏长岩心驱替实验成果

全面模拟油藏实际条件,对轮南古潜山碳酸盐岩油藏进行了衰竭驱替物理模拟实验。在国内首次人工制造出了同时符合油藏储渗层渗流空间形态要求和渗透率要求的网状裂缝（ 洞）岩心,并在四高,即压力高、温度高、矿化度高、粘度高的模拟油藏实际条件下成功应用人工制造网状缝岩心完成了轮古地区长岩心驱替实验。实验结果为确定轮南古潜山碳酸盐岩油藏岩石物理特性、流体性质及驱油速度对驱油效率（ 采收率）的影响提供了有效的实验支持和实验基础数据。     

模拟非均质油藏采收率的动态方法

建议用一种新的动态方程组来描述在采油过程中油藏多孔介质里的压力分布。该方程组与注入井和生产井的分布一起说明油藏特性和边界条件。它解答了在油藏模拟晶格的任何位置油藏压力与时间的关系。     

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。     

平面非均质油藏均衡水驱调整方法研究

针对平面非均质油藏注采不均衡的问题,运用数值模拟和油藏工程方法,提出了基于多参数定量计算的均衡水驱调整方法。研究表明,井距调整和驱替压差调整是实现平面非均质油藏均衡水驱的2种有效方式。根据储层平面非均质性、流体分布状况与注采井距、驱替压差之间的水驱平衡关系式,可定量调整不同方向注采井距和驱替压差的大小及比例。实际油藏应用表明,均衡水驱调整能够减小储层平面非均质性对水驱开发的影响,提高注水利用率,有效改善油藏开发效果。     

非均质油藏水驱后化学体系提高采收率效果研究

用物理模拟的方法对比了非均质油藏水驱后期分别采用聚合物驱、高分子表面活性剂驱、化学堵水等方法提高采收率的效果差异。通过多孔介质中表现出的阻力效应及运移特征,探讨了不同驱替介质在非均质油藏中的调驱机理和液流转向效果。进一步通过并联填砂管模型中的驱油实验,考察了水驱后使用不同化学驱替方式对剩余油的动用特征及提高采收率的潜力。结果显示,相同驱替速度下,聚合物的阻力系数上升快但平衡值低 高分子表面活性剂及与原油产生的乳状液阻力系数上升慢,但平衡值高。三种驱替方式都在一定程度上改善了开发效果,但相比之下高分子表面活性剂驱效果更为明显。主要由于高分子表面活性剂与原油的乳化作用使高渗透层的残余油得到启动,而生成的乳状液的阻力效应又使得液流转向波及到低渗透层。这种综合作用使该驱替方式提高采收率效果好,含水率降幅大且维持时间较长,对于非油藏水驱后改善开发效果,进一步提高采收率具有明显优势。

     

多层非均质油藏开发指标预测方法

考虑多层油藏层间非均质性和启动压力梯度的影响,基于Ｂｕｃｋｌｅｙ－Ｌｅｖｅｒｅｔｔ 水驱油理论推导并建立一种多层油藏开发指标预测方法。该方法根据各层的有效注采压差和渗流阻力动态劈分各层的注水量,采用物质平衡原理和水驱油理论预测各小层的开发动态,可以定量刻画多层油藏合注时,各层有效注采压差和供液能力随时间的变化规律。实例分析表明,该方法可真实反映多层油藏实际生产时,高渗层产液比例越来越大,层间矛盾越来越严重等生产特征,可以用于指导油田进行分层注水等生产措施。     

平面非均质边水驱油藏来水方向诊断和调整

冀东油田12#油层是高1045区块的主力小层,属于河流相沉积,平面非均质性强,边水能量活跃,是该小层的驱动动力.对该层位渗透率等值图进行了分析,抽象出一个实验物理模型.该模型在形状和渗透率分布上基本与地质模型相似,并以充分接触的水线模拟边水,符合地质原型边水驱油实际情况.在两种井网模式下模拟了边水侵入后前缘突进规律.结果表明,渗透率是控制边水侵入的主要因素,边水侵入后沿主河道推进速度最快.井网部署方式与储层非均质性有一定的适应性,合理的井位能抑制边水突进.示踪剂监测解释结果表明,在主河道西部,边水自西北向东侵入;主河道东部边水自东北向西南入侵,与主河道砂体展布方向一致.实验模拟结果与示踪剂监测结果吻合.根据研究结果在现场实施边水调剖措施,取得了很好的效果.     

不稳定注水提高非均质油藏水驱开发效果研究

由于非均质地层中不同渗流特性介质的压力传导速度不同,不定期地改变注水井的注入量可在储层中高渗透层和低渗透层之间产生不稳定的压力差,压力差产生油水交渗流动,弹性力使油被置换出来,从而达到提高原油采收率的目的。现场生产实践表明,在达到相同的采出程度时,常规注水的含水率高于不稳定注水的含水率;不稳定注水的最终采收率明显高于常规注水的最终采收率。     

濮城油田多油层强非均质油藏水驱开发研究

结合油藏地质特点和开发状况。总结分析了濮城油田沙二下多油层非均质油藏在注水开发过程中采取早期注水保持能量，加密井网调整，细分层系调整，优化注水结构和产液结构。以及高含水期精细油藏研究，重建地质模型。精细调整等，挖掘层间，平面剩余油潜力的主要做法及效果。并在生产实践中取得较好的技术和经济成效。对同类型油藏注水开发具有一定的指导和借鉴作用。     

多层非均质油藏定压驱替效率计算方法

为定量评价储层纵向非均质性对驱替效率的影响,以恒定注采压差为边界条件,推导出油井见水前后水驱前缘位置、采出端含水饱和度等随时间变化的理论公式。在此基础上,建立多层油藏总驱替效率计算方法,并应用于玉门鸭儿峡油田,计算结果由数值模型进行了验证,同时对比分析了笼统注水和分层注水因非均质性强弱不同而导致开采效果差异的原因。研究结果表明:该方法具有较高的计算精度;多层油藏分层注水驱替效率明显高于笼统注水方式,可用于非均质油藏储层精细划分和重组的定量分析。该研究成果可为油田开发中后期调整提供一定的理论指导。     

非均质碳酸盐岩油藏水平井分段酸化注酸量优化设计方法

对非均质碳酸盐岩油藏水平井进行分段酸化改造时,需充分考虑水平井渗透率非均质特性,准确评估各段伤害带半径和伤害带渗透率,以便合理设计各段注酸量。在考虑了钻井过程中井底压差、钻井液浸泡时间和渗透率分布等因素的基础上,利用达西定律推导了各段伤害带半径的计算模型;提出了基于油藏井筒耦合模型与现场实测的产液剖面来计算各段伤害带渗透率的新方法;通过现场1口实际井详细描述了基于上述模型的非均质碳酸盐岩油藏水平井分段酸化注酸量的优化设计流程。考虑水平井渗透率非均质性并结合现场实测生产数据,相比于传统的基于椭圆锥台体伤害带分布模型进行的笼统化布酸模式,新的设计思路提高了各段布酸的合理性,可有效解除储层污染、恢复油井产能。