应用核磁共振技术评价水驱开发效果

 通常的室内岩心分析不能给出岩心水驱油过程中油的动用特征及剩余油的分布情况,借助核磁共振T₂谱技术能够直观地观察到岩心经水驱后不同孔隙中油的动用规律及剩余油分布特征.对3类不同渗透率级别的岩心样品进行水驱油实验,并借助核磁共振T₂谱技术对其渗流机制进行分析,评价水驱后的采出程度.结果表明,对于低渗透、特低渗透的岩心,驱替过程中,大、中孔隙中的油优先被驱替出来,见水时水驱采出程度已较高,见水后可通过增大驱替压力进一步提高采出率,故此类油藏适合注水开发且效果较好.但驱替压力过高也会改变孔隙中剩余油的分布,将部分油挤进更小的孔隙中,很难再被开采出来.驱替结束后所有尺度的孔隙中都有残余油分布,即使大孔隙,T₂谱显示也有部分剩余油存在.对于超低渗透岩心,水驱过程中压力较高且见水时水驱采出程度很低,故此类油藏注水开发效果较差,需通过酸化、压裂等技术改善储层物性,或寻找其他途径有效开发.     

注水倍数对驱替效率的影响研究

喇萨杏油田经过长期的注水开发,目前已经进入特高含水期阶段.针对该区块的物理模拟实验结果进行理论计算研究,得到实际开发过程中注水倍数与驱替效率的关系.计算结果显示,在水驱过程中,驱替效率随着注水倍数的增加而增加;当注水倍数达到一定值时,驱替效率极度放缓甚至基本不再增加.     

高凝油油藏微观剩余油分布影响因素分析——以大民屯凹陷S84-A12块为例

高凝油藏剩余油分布状态决定了油藏的开发调整方式,但前人针对剩余油动态变化影响分析较少。由于油品的特殊性,含蜡量及开采驱替方式均会对储层孔隙结构进行改造从而影响微观剩余油的分布。基于此,利用高精度电子计算机断层扫描(computed tomography,CT)技术建立数字岩心模型,恢复微观孔隙结构,实验分析得出微观剩余油动态变化主要受含蜡量及驱替程度影响。随温度降低蜡滴析出加快,含蜡量增加从而分割孔隙中剩余油。驱替倍数提高,储层孔喉连通性提高,剩余油分布样式由块状、网络状向孤滴状变化。     

低渗透岩心注水倍数与含水率变化关系实验研究

低渗储层油藏开发难度大,含水率变化较难掌控。选取低渗区块岩心进行驱替,绘制了注水倍数与含水率变化关系曲线,发现了含水率变化的3个阶段。     

黏弹性驱替液所产生的微观力对驱油效率的影响

多孔介质中的驱油效率一般是由宏观驱替压力梯度与油水间界面张力的比值来确定的.但是,当宏观驱替压力梯度恒定时,无法用宏观力去解释黏弹性对驱油效率的影响.为此,分析了弹性和非弹性驱替液作用在残余油上的微观力,以及作用在流动的弹性和非弹性流体中各"点"上应力的异同,用数学方法计算了流体支点受到不同大小应力对微观流线的影响,研究了微观流线的改变对作用在微观残余油上的作用力的影响;通过实验证明了在宏观压力梯度不变的条件下,增大的微观力主要作用在孔隙中各种残余油团的突出部位,使突出部位变形并移动.可视岩心模型实验结果证实了上述计算和分析的结论,给出了不同黏弹性流体对岩心驱油效率的影响,以及考虑黏弹性对驱油效率的影响因素后的数模计算结果,并且与现场大规模聚合物驱的效果以及现场密闭取心结果进行了对比.上述数学模拟计算、分析、实验室和现场试验结果都表明,当驱替液的弹性增加时,作用在残余油的微观力也会改变.结果是,在驱替压力梯度恒定的条件下,黏弹性驱替液比非弹性驱替液的驱油效率高.这种用微观流线和微观作用力的分析方法以及所得到的结论应有助于进一步了解多孔介质中驱油效率的机理,有助于优化驱油方案设计,有助于筛选和研制更好的化学驱油剂和分析注入非牛顿流体和凝胶时出现的现象.     

利用CT扫描技术实现对岩心微观驱替过程的研究

利用CT扫描技术对岩心内部孔隙度的空间分布测定,可识别岩心的非均质性特征。不同驱替液在微观介质中渗流分布图像的重建,直观地得到了岩心不同断面不同时刻的渗流分布特征。通过对每一驱替阶段岩心含油饱和度值的计算,得到微观剩余油在微观介质中的三维分布及含油饱和度的沿程分布信息。从而实现岩心驱替过程中渗透规律的描述及含油饱和度的可视化和定量表征。     

多倍水驱下岩心接触角变化

疏松砂岩在水驱开发过程中,由于水长期冲刷,有的油田驱油效率比初始预测的采收率还要高,而润湿性是影响多倍水驱后油水在岩石孔喉中的微观分布和决定着极限驱油效率的关键因素。但是油层岩石的润湿性很复杂,至今没有令人满意的方法来测量油藏岩石的润湿性,实验室中主要依靠接触角法、吊板法、阿莫特法、自动吸附法等。为了研究多倍水驱条件下水驱倍数和黏土含量对润湿性的影响水平,先进行多驱替倍数水驱油实验,并对不同黏土含量的人造岩心驱替不同倍数后分别切薄片,把薄片置于白油中用上海中晨数字技术公司生产JC2000D3的视频光学接触角测量仪采用座滴法测量不同薄片的接触角,这样即可知道水驱倍数及黏土含量分别对润湿性影响的规律。实验结果表明,多倍水驱下驱替倍数和黏土含量都会影响岩心的润湿性,多倍水驱后水滴在岩心薄片上接触角变小,黏土含量增加,接触角变化幅度增大。因此,长期多倍水驱后润湿性基本上从亲油状态向亲水状态转变,这对储层中油相的运移是有利的。     

致密油藏周期注气微观驱油机理实验研究

针对致密油藏注水难度大,气水交替难以有效实施的问题,周期注气改善注CO_2驱油效果的方法逐渐得到重视。利用大庆外围致密岩心,将致密油藏物理模拟实验方法和低磁场核磁共振仪相结合,建立了一种研究周期注气微观驱油机理的新方法,分析了不同驱油阶段岩心静置前后原油在孔隙中的变化规律,提出了周期注气指数参数,并对周期注气效果进行评价。研究结果表明:气驱至不同阶段,静置前后T_2谱图均发生变化,且不同驱替阶段T_2谱图的变化规律不同,说明不同驱替阶段停注后原油的流动规律不同,其周期注气的微观驱油机理也存在差异。驱替至一定的PV数后,周期注气指数显著增加,周期注气效果显著提高。随着驱替倍数的增加,较小孔隙中的原油逐渐得到动用。岩心实验结果表明周期注气相比于连续注气采收率提高9.92%。上述研究丰富了核磁共振技术在油田开发中的应用。     

基于微观孔喉结构的剩余油形成机理与动用界限

基于岩心实验,利用T2谱对不同孔喉半径的含油量进行了分析,确定了微观剩余油含量较高的孔喉半径分布状况;基于大、小孔喉并联模型,应用伯肃叶流动方程,考虑微观储层条件下的主要作用力,对原油的滞留机理及流动规律进行了研究;基于孔渗关系方程,确定了剩余油的动用界限,结合目标区块不同孔喉半径对应的剩余油分布特征,提出了高含水期剩余油挖潜对策。结果表明,随着驱替倍数的增加,大孔喉中的油逐渐驱出,水相逐渐变为连续相,小孔喉中形成“注水绕流式”的滞留剩余油;随着小孔喉半径的增大,临界驱替压力梯度减小,目标区块潜力孔喉半径为35μm,对应的临界驱替压力梯度为0.06MPa/m;上述成果应用到渤海SZ、QHD陆相稠油油田高含水期开发调整,由定向井反九点注采井网调整为水平井联合定向井行列、五点井网,采收率分别提高14.1%、15.2%,极大改善了高含水期开发效果。     

水驱油藏过水倍数分布及其改善方法研究

过水倍数是指多孔介质中单位空隙体积内累积通过注入水的体积,反映了储层内部流场强度。从渗流力学出发,建立了水驱流场内的过水倍数计算模型,得到过水倍数、剩余油饱和度以及水驱前缘含水饱和度之间的关系;并从微观机理上分析过水倍数对驱油效率的影响;然后提出改善过水倍数的新思路。通过在注水井井底形成注水坑道,改变水驱渗流方式,使流线分布更合理。最后用流线模型论证了坑道线性驱的优越性。     

高含水油藏流线场表征与评价方法

通过提取数值模拟得到的流线场内质点的空间坐标及属性数据，建立流线簇流量、流线簇潜力和流线簇含油率的油藏流线场表征方法，应用密度峰值算法对流线场进行聚类分级评价，并通过S_Dbw系数验证划分流线等级的聚类效果，最终形成高含水期油藏流线场定量表征与评价的技术方法。结果表明，利用流线簇流量、流线簇潜力及流线簇含油率等3参数对流线场进行表征较常规方法更能反映注采井间流量及潜力的分布关系和大小，通过表征参数的聚类分级定量确定不同区域的流线强度等级。将流线场表征与评价方法应用于某东部油田实际区块，整个流线场被划分为14类，各区域驱替强度差异较大，通过流线场重构，调整前后流线场等级由14类变为7类，流动非均质性减弱，油藏动用程度明显改善。     

裂缝型致密油藏气水交替采油机理定量研究

为了揭示不同渗透率储层岩心气驱动用规律及气水交替采油机理,开展基于华北潜山致密油储集层岩样,不同条件下的常规气驱和气水交替实验,并结合核磁共振技术,分析实验不同阶段T2谱的变化,定量计算孔隙内的油水分布变化情况。研究表明：含裂缝岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,新增采油量很少,增加驱替压力对驱油效率的提高作用不明显;不含裂缝的均质岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,采油量有所提高,增加驱替压力对驱油效率的提高有一定作用;对于裂缝发育岩心,气水交替采油机理主要为水的渗吸作用,从而采出小孔喉内的油,5块岩心气水交替采出油百分数介于5.04%～8.15%,平均为6.58%,其中水的“封堵”作用不明显。     

水敏性泥页岩地层与钻井液接触时水化能力的实验研究

地层与泥浆组成体系的扩散吸附常数及井眼围岩吸附水增量分布是水敏性泥岩地层井壁稳定性研究所需的重要参数,其影响因素相当复杂,很难通过室内简单实验进行测定。本文从室内长岩心岩电流动实验出发,对利用测井参数确定扩散吸附常数及井眼围岩吸附水增量分布的方法进行了研究,结果表明通过对静滤失状态下侵入方向电阻率剖面的定量分析,可以使扩散吸附常数及井眼围岩吸附水增量分布得到唯一确定。而且该方法较之目前所见方法简单且容易操作。     

Cr~(3+)聚合物凝胶成胶效果及其影响因素

高质量浓度聚合物具有较强的黏弹性,但应用中有时会出现聚合物分子聚集体尺寸与油藏岩石孔隙配伍性较差的问题。针对大庆油田储层地质特征和流体性质,通过岩心流动性实验和驱油实验,以渗流特性为评价指标,利用正交试验优选出分子内交联聚合物凝胶体系后,研究凝胶体系黏弹性和驱油效率。结果表明:调节聚合物质量浓度、配制水矿化度、w(聚/Cr3+)可获得分子聚集体尺寸较小且阻力系数和残余阻力系数较高的分子内交联聚合物凝胶体系。聚合物溶液发生分子内交联后,一方面聚合物分子线团传输运移能力增强,且刚性增强,通过岩心孔隙时形变能力减弱,滞留能力增强,可有效提升注入压力,扩大波及体积;另一方面体系黏弹性和第一法向应力差均增大,洗油效率提高,二者综合作用表现出较高的驱油效率。     

不同注采方式的流场计算模型及物模验证

针对不同注采方式（直井水平井一注一采、水平井一注一采、水平井两注一采）流场分布问题,开展了不同注采方式下流场数学计算模型和物理模拟研究。采用保角变换和镜像反映原理,建立了不同注采方式流场数学模型,推导出势函数和流函数数学表达式,得到不同注采方式内部等势线和流线分布图。通过开展不同注采方式下水驱油物理模拟实验研究,对不同注采方式流场计算模型计算结果进行对比验证。结果表明,不同注采方式流场计算模型计算结果与物模实验结果具有很好的一致性。直井水平井一注一采内部流场表现出一定的线性流,水驱波及面积较常规直井注采方式有所增大。水平井一注一采内部注采井间流线呈线性流,与直井水平井一注一采相比,流线控制的面积增大,驱替效果更好。水平井两注一采内部水平生产井跟端和趾端附近流线较为密集,水平生产井中部位置附近流线相对稀疏易形成滞油区。     

极复杂断块油藏交替采油提高采收率的可视化物理模拟

极复杂断块油藏的断层、储层非均质性和边水存在等因素均会影响其最终的采收率。为了弄清各因素之间的影响作用,利用可视化动态仿真驱替装置进行水驱油的物理模拟实验,透过可视化的实验图像可以直观地观察到剩余油的分布规律及流线变化特征。为此共设计了6组不同的实验方案,研究油藏储层非均质性以及边水存在时对水驱油效果的影响。结果表明：模型在一注两采稳定注水开发时会形成井间滞留区,这部分“死油区”可通过交替采油的方式重新动用;同时对三种非均质情况下的渗透率级差组合进行了评价;当存在边水时,流线分布较之前有很大的差异,对比不同的实验方案发现均质边水模型的采出程度更大。通过物理模拟地下流体的流动特征,为极复杂断块油藏剩余油的有效开发提供基础。     

深水浊积水道典型切叠模式水驱波及实验研究

针对典型的深水浊积复合水道切叠模式，建立大尺度二维剖面物理模型，开展水驱室内实验，并通过岩芯尺度数值模拟进一步探究总结了不同横向和纵向水道叠置比例对波及规律的影响。结果表明，水道中部及两期水道切叠连通处为主流线区域，波及效率和驱油效率均较高，水道上部和下部物性相对较差区域波及效率低，尤其生产井所在水道上部剩余油富集，是剩余油挖潜重点区域；不同期次水道叠置比例是影响复合水道注采井间连通性及剩余油分布的重要因素，横向和纵向叠置比例越高，整体表现为注采井主流线区波及效果越好，非主流线区波及效果变差；对于典型深水浊积复合水道切叠构型模式，建议尽量提高非主力砂体射孔完善程度，以增加波及效率，提高采收率。     

低渗致密油藏适度温和注水技术研究与矿场实践

为解决低渗致密油藏注水过程中,水相沿着裂缝水窜水淹、基质原油难采出、水驱采收率低等技术难题,以鄂尔多斯盆地延长组长₆储层为研究对象,开展驱替速度对水驱采收率影响的驱替实验并进行核磁测试分析,建立考虑毛管力的非稳态油-水两相水驱前缘推进数学模型,形成适度温和注水强度优化图版。结果表明,水驱油过程存在最佳驱替速度使得水驱采收率最大,实验中最佳驱替速度为0.06~0.08 mL/min。以延长油田ZC区块为例,调整注水强度为0.85~1.20 m³/（d·m）,采油泵沉没度控制在100~150 m,技术应用后水驱采收率从20%提高到24%。适度温和注水技术对低渗致密油藏提高采收率效果显著,研究成果为类似油藏高效注水开发提供了借鉴。     

硫酸钡结垢动力学瞬态模型研究

注水是维持地层压力及提高原油采收率的最主要开发方式。当注入水与地层水混合后,由于注入水中的SO₄^2-与地层水中的Ba²⁺的化学不相容性,将产生BaSO₄垢,堵塞储层的孔隙与喉道,造成严重的储层损害。为了定量预测硫酸钡结垢量,首先,在Bedrikovetsky经典动力学模型的基础上,详细推导了含扩散项的硫酸钡结垢动力学瞬态模型,对模型有限差分并利用第四和第五阶Runge-Kutta方程求出数值解,避免了国内外已有的模型求解过程中做出岩芯入口端Ba²⁺浓度与SO₄^2-浓度比远小于1的假设,提高了模型的适用性。然后,通过岩芯瞬态驱替实验测定岩芯出口端Ba²⁺的浓度,利用浓度数据反演出模型中的两个重要系数——扩散系数和反应速率常数。最后,研究了低SO₄^2-浓度的注入水驱替不同PV时岩芯中硫酸钡结垢量的分布。结果表明：随着驱替体积增加,岩芯内的硫酸钡结垢量增大;沿岩芯长度方向上的结垢量呈先增大后减小趋势;岩芯内最大结垢量的位置向岩芯中部偏移。     

优势流场发育阶段定量确定方法研究

长期注水开发过程中,由于储层物性差异、水油流度差异、注采差异、注入水长期冲刷及剥蚀等因素影响,油层内逐渐形成优势流场。矿场生产证明,优势流场对流体的分布和运移起重要作用,对剩余油的形成和分布有较强影响。但是实践也证明,不同开发区块、不同油藏类型、不同井网类型以及不同工作制度等条件下形成的优势流场有很大差异。依据优势流场中流场强度大这一主要特征,引入流场强度指数作为定量的界定指标,并与PV 数指数、采出程度及注水效率等参数结合,定量界定了优势通道的形成及所处阶段。当流场强度指数大于1.5,注水效率高,采出程度低时说明这是优势流场的初期阶段;流场强度指数大于1.5,注水效率低,采出程度低时说明是狭窄的优势通道,为优势流场的中期阶段;流场强度指数大于1.5,注水效率低,采出程度高时说明是优势流场的后期阶段,即已成为优势通道。