调剖、调驱剂注入压力对分流率的影响及作用机理

渤海LD5-2油田具有平均渗透率较高和非均质性较严重等特点,长期高强度水驱进一步加剧了储层间非均质性,亟待采取调剖调驱措施来实现深部液流转向.本文以LD5-2储层特征为模拟对象,采用三并联岩心实验开展了调剖调驱剂注入压力对分流率影响及作用机制研究.结果表明,微球颗粒易于在岩心注入端端面滞留,引起注入压力"虚高",液流转...     

基于传质扩散理论的高渗油藏窜流通道量化方法

海上高渗砂岩油藏胶结疏松,注入水冲刷作用对储层改造作用明显,其窜流通道在平面上呈“纺锤形”,垂向上有明显“贼层”特征。目前窜流通道的时间域、空间域连续量化方法存在数学模型和求解过程过于复杂的缺陷。考虑窜流通道平面、垂向特征,建立降维方法,将高渗油藏注采井间窜流通道三维物理模型变为平面和剖面两个二维物理模型的叠加;根据注入水在平面上纺锤形分布和注入化学剂浓度分布的相似性,及注水倍数、含水饱和度和渗透率变化倍数的单调相关性,提出了基于“饱和度差异”的“等效扩散系数”概念,建立了包含产出端含水率的平面数学模型;针对“贼层”是无效水循环主要通道的特征,定义了稀释倍数,实现了产出端含水率的解析求解,建立了窜流通道厚度、渗透率级差和等效扩散系数的快速量化方法。矿场算例应用结果显示,暴性水淹井和快速水淹井窜流通道厚度分别为0.04 m、0.38 m,渗透率级差分别为22、8,和示踪剂解释结果吻合;解释得到的等效扩散系数同时表征了储层微观非均质性和油水黏度比导致的指进程度及窜流通道波及面积的大小。     

微球水化时间对其深部运移影响研究

微球作为一种高效的稳油控水技术在渤海油田的应用日趋广泛.深部运移性能直接制约微球调驱的控水增油效果.微球水化时间及水化膨胀倍数的合理确定是实现微球深部运移的必要前提.利用激光粒度仪表征了微球在水溶液中的膨胀性能;重点利用多点测压驱替设备考察了水化时间对微球在填砂管中运移的影响.结果表明:55℃下,微球初始粒径正态分布均...     

智能分注分采技术应用效果及其影响因素研究

近年来,渤海油田智能分注分采技术已取得较好的水驱开发效果,解决了常规单井测调作业占用平台时间长、测调效率低、水平井和大斜度井适应性差等问题.为进一步对智能分注分采技术规模化应用提供理论依据和指导,依据渤海BZ28-2S油田实际地质模型,开展了单独分注、单独分采和分注分采3种注采方式在不同分注或分采率下增油效果研究和对比...     

抗温抗盐微球合成、优化及性能评价

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和a-甲基苯乙烯(a-MSt)为聚合单体,采用二次反相乳液聚合法制备了抗温抗盐聚合物微球AMPST,并优化了微球的合成工艺。利用FTIR、GPC、光学显微镜、SEM、TG、流变分析仪以及岩心封堵实验对AMPST微球进行了结构表征与性能测试。结果表明,温度和AMPS含量与微球初始粒径大小密切相关,温度和引发剂含量决定了微球的膨胀倍数。在水化温度为65℃,地层模拟水矿化度为2.8937′10~3mg/L,合成温度为50℃,AMPS用量为15%(以水相中水的质量为基准,下同),合成的AMPST-8微球初始粒径中值为2.01mm,水化240 h后粒径中值为18.45mm,膨胀倍数为8.18。AMPST-8微球表面光滑,比表面大,呈聚集态;岩心封堵实验表明,AMPST-8微球在岩心内水化膨胀7 d后,残余阻力系数为8.4,封堵率88.00%,高于其他现场提供的微球。中试产品ZS-2微球岩心内水化膨胀7 d后,残余阻力系数7.8,封堵率87.24%。     

稠油乳化驱油机理及室内效果评价

渤海L油田属于稠油油藏,存在水驱开发程度较低的问题。为了改善油水差异的问题,开展了稠油乳化剂与储层岩石润湿能力、原油之间乳化能力、界面张力和降黏效果实验及机理研究。结果表明,稠油乳化剂一方面可以使亲油岩石转变为亲水岩石,另一方面降低亲水岩石的亲水性,有利于将原油与岩石分离,达到提高洗油效率的目的。当"油:水"低于"4:6"时,稠油乳化剂溶液与原油可形成W/O/W型乳状液,大幅度降低稠油黏度,达到改善稠油储层内流动性和扩大宏观波及体积的目的。稠油乳化剂与原油在多孔介质内接触并发生乳化作用,乳状液通过吼道时存在"贾敏效应",致使局部渗流阻力增加和微观波及效果提高。     

泡沫/凝胶堵水微观剩余油启动可视化研究

利用微观仿真模型驱油装置,通过直井和水平井两类层内非均质仿真模型,开展关于泡沫/凝胶堵水可视化微观实验研究。结果表明：堵剂类型相较于井型对采收率增幅的影响更大,泡沫堵水较凝胶堵水具有更强的增油效果;层内非均质油藏泡沫/凝胶堵水过程中,连片状剩余油主要出现在一次采油阶段,分散型剩余油主要出现在二三次采油阶段;各开发阶段剩余油的主要形成机理包括：毛管力作用、黏滞力作用、惯性力作用、剪切力作用、微观指进和绕流等。     

渤海稠油油藏组合调驱增油效果及作用机理

渤海地区稠油资源十分丰富,但由于储层厚度大、非均质性严重,水驱开发效果较差,亟待采取大幅度提高 采收率技术措施。针对矿场实际需求,以LD5-2 油藏地质特征和流体性质为模拟对象,开展了组合调驱增油降 水实验研究和机理分析,并提出了一种可定量研究层内非均质储层吸液剖面变化规律的实验方法,实现从注入 端和采出端同时监测剖面变化规律。结果表明,组合调驱可以产生协同效应。在注入段塞尺寸为0.3 PV条件 下,与单一三元复合体系调驱相比,组合调驱采收率增幅提高18 百分点。“分注分采”岩心实验发现,在发生液流 转向作用前提下,高渗透层入口分流率低于出口分流率,低渗透层反之。在调剖调驱过程中合理控制注入压力 可避免低渗层受到较严重污染,有利于提高调剖调驱措施效果。     

表面活性剂驱油机理分析及现状研究

表面活性剂是一种高界面活性化学剂,具有降低油水界面张力的特性。应用表面活性剂驱油能够有效地提高洗油效率,实现提高采收率的目的,但据现场试验表明,表面活性剂在地下储层驱替过程中,常会出现见水快、稳油效果差等现象。在驱替过程中,表面活性剂驱油效果受到温度、矿化度、浓度、药剂类型等因素影响,且由于岩石吸附作用会造成大量表面活性剂的损失。因此,基于表面活性剂驱在油田开发上的实际效果,归纳了表面活性剂对储层物性的改善方式,分析了表面活性剂驱油及吸附的机理,针对表面活性剂驱油现状,为油田实际生产提供参考性建议。     

调剖用乳液聚合物交联体系的研究与性能评价

乳液聚合物是在线调剖技术中的一类体系,室内实验通过将乳液聚合物与4种交联剂交联,测定体系的热稳定性、耐盐性、抗剪切性、封堵性等指标。室内实验结果发现,交联体系成胶时间2至5 d可控,成胶强度可达10×104 mPa·s;50～90℃范围内均可以成胶,4种体系耐Ca2+/Mg2+能力不低于1 000 mg/L。凝胶具有较好的耐温抗盐性能,岩心模型封堵率可达98.7%。矿场试验表明,该凝胶体系具有施工可靠性强的优点,增油达5 600 m3。