中低渗透油层层间非均质性对提高采收率的影响

用三支不同渗透率人造岩心并联的方法模拟非均质地层,根据经典非活塞驱替理论(Buckley-Leverett方程)对其水驱采收率进行了理论预测并在室内进行了驱油实验研究.预测结果表明:水驱采收率随层间非均质性的增强,其总体呈下降趋势,但在不同的非均质性范围内水驱采收率的变化规律不同,单独用渗透率变异系数或级差来表征层间非均质性对水驱采收率的影响有其局限性.实验结果表明:水驱采收率随着层间非均质性的增强而不断降低,与理论预测结果一致;当二元复合驱油体系对非均质中低渗透油层具有较好的适应性时,其采收率可达8%～10%,非均质性对其影响不大;低渗透率层二元复合驱采收率随层间非均质性的增强而增加,当渗透率变异系数达到0.75以上时,提高低渗透率层的采收率对于提高总体采收率具有重要的作用.     

稠油油藏注聚主要影响因素实验研究

针对渤海典型稠油油藏的非均质特征,建立内置微电极二维纵向非均质物理模型。通过含油饱和度测量技术进行了稠油油藏注聚主要影响因素实验研究,考察了油藏纵向非均质性、注入速度、注入黏度对聚驱剩余油分布规律及开采效果的影响。实验结果表明:对于纵向非均质稠油油藏,随着渗透率级差增加,注聚效果变差,剩余油主要富集在中、低渗透层。提高注入速度等同提高了注采压差。当压力梯度大于中、低渗透层启动压力梯度以后,才能动用中、低渗透层油。为了增加中、低渗透油层的动用程度,可以考虑适当缩小井距或者通过封堵高渗层,提高中、低渗层注采压差。对于非均质严重的稠油油藏,考虑到油层的实际条件,单纯靠增加体系黏度不能满足流度控制需要,必须通过调、堵等措施才能达到流度控制的目的。     

低渗透非均质油藏水驱波及规律三维流动实验*

储层的非均质性是影响低渗透油藏采收率的重要因素。通过自主设计的三维流动实验装置,结合现场取芯以及实际井组分布,对研究区块储层平面、纵向非均质性展开综合研究。针对多层油藏开采动用界限进行分析,研究水驱前缘、见水时间,并评价波及系数采油速度等开发指标。结果表明,纵向非均质性严重的多层油藏,各单层的动用条件是渗透率级差小于3,在高渗层与中渗层实施堵水措施后,低渗层采收率明显提高。对实验井组注水井周围水驱前缘进行预测,注水优势方向为南北主轴方向与东西主轴方向,经过1年的注水开发,井组中W1井首先见水,在随后的开发过程中,经过6年的时间前缘波及到W3、W4、W5井。实验区块岩心见水后采油指数迅速下降,高渗部分作用最为明显,实验结束后低渗部分波及系数平均仅为0.2左右,剩余油大量赋存。     

严重层间非均质油藏水驱效果及影响因素研究

目的 研究层间严重非均质条件下各类储层的水驱条件及效果.方法 通过岩心多层水驱油室内实验,研究多层组合下,不同渗透率层的水驱效果(包括水驱动用、产量贡献及采出程度等)及其主要影响因素;应用数学统计方法,建立综合影响因子代表各个影响因素,并分析水驱效果与综合影响因子之间的关系.结果 合理的驱替压差是合注合采储层动用的关键;渗透率级差是影响多层合注合采开发效果最主要的因素,其次为组合层数和平均渗透率;多层水驱油组合情况下.低渗层若要达到较好的水驱效果,其多层组合渗透率级差应小于8,多层组合综合影响因子要小于6.结论 严重层间非均质油藏注水开必须保持合理的驱动压差,其注采层系划分应综合考虑组合层数、平均渗透率及渗透率级差等因素的共同影响.     

鄂尔多斯盆地特低渗油藏CO_2非混相驱实验研究

针对鄂尔多斯盆地低渗低压裂缝性油藏水驱采收率低、CO_2驱难以混相及气驱易窜流等问题,利用CO_2-原油相态实验和岩心驱替实验,研究了CO_2非混相驱提高采收率机理与方法。相态实验表明,地层条件下CO_2与目标油藏原油难以混相,但在原油中溶解的摩尔分数可达60.20%,使原油体积膨胀30.16%,黏度降低64.29%。均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相驱在水驱基础上提高驱油效率23.25%。非均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相连续气驱效果随渗透率极差的增大而变差,在渗透率级差小于10的岩心驱替效果较好;水气交替在渗透率级差小于100的岩心取得一定的驱替效果,特别是渗透率级差10~30驱替效果最好。     

基于层次分析的层状油藏采收率敏感性研究

针对储层和流体层间非均质性强、层间矛盾严重、层系划分、井网部署影响因素对层状油藏开发效果影响程度不一的问题,结合实际层状油藏的储层特点和开发特征,基于油藏数值模拟方法和层次分析理论,对海外H层状油藏采收率影响因素进行研究,评价H油藏采收率对储层渗透率级差、原油黏度级差、地层压力级差、油层厚度及采油速度等影响因素的敏感性。结果表明:层状油藏开发初期采油速度对采收率影响最为明显,但从油藏储层和流体特征出发,油藏采收率对流体黏度级差变化最为敏感,其次为渗透率级差和地层压力级差,受储层厚度级差的影响最小。     

非均质储层纳微米聚合物颗粒体系驱油实验研究

为了深入揭示低渗透储层非均质性对聚合物颗粒分散体系驱油效果的影响,采用平板填砂模型和岩芯串、并
联组合实验技术,对纳微米聚合物颗粒分散体系进行了非均质驱油实验研究,并分析了纵向、横向非均质性和渗透率
级差对驱油效果的影响。平板填砂模型模拟实验结果表明,聚合物颗粒分散体系对改善储层纵向非均质性效果更明
显,在纵向非均质模型中提高的采收率比横向非均质模型高9.83%。岩芯组合模拟实验结果表明,随着渗透率级差增
加,聚合物颗粒分散体系提高串、并联岩芯组合模型的采收率均逐渐增大,在相近渗透率级差变化情况下,聚合物分散
体系提高串联岩芯组合模型的采收率增幅为6.65%,而提高并联岩芯组合模型的采收率增幅为9.48%;渗透率级差越
大,高、低渗岩芯的分流量相差越大,聚合物颗粒分散体系调驱后,高渗岩芯的分流量降低,低渗岩芯的分流量增大。     

纵向非均质油藏水驱油实验研究

针对纵向非均质油藏普遍存在层间矛盾突出、水驱采收率低、低渗储层难以动用的特点,纵向非均质严重影响了油藏的高效开发问题,开展了多层长岩芯水驱油实验。实验采用最新研制的带多测压点的多层长岩芯驱替模型,该模型可以记录沿程压力变化,更加准确地反映水驱动态。研究结果表明：不同的注水方式对中低渗层的采出程度影响很大;提高注入速度可以提高不同渗透层的压力,且渗透率越低压力提高幅度越大;层间干扰严重,不同工作制度下低渗层压力变化很大。该研究成果对于选择合理的开发层系组合、采取适当的注水方式具有指导意义,为今后非均质油藏高效开发提供了试验依据。     

层间非均质砾岩油藏水驱油模拟实验

针对砾岩油藏层间非均质性强,开采过程中层间矛盾突出,剖面动用差异大,油藏整体采收率低的特点,以新
疆油田七区克上组砾岩油藏为例,开展了不同非均质程度模型恒压水驱油实验。结果表明：同一组并联水驱油实验
中,渗透率越高的岩芯越先启动,含水率上升越快,无水采收率越低,驱油效率越高;层间渗透率级差越大模型驱油效
率越低,与高渗岩芯相对渗透率级差大于8 的岩芯并联驱替不能启动;粗砂岩和含砾粗砂岩等单模态或双模态孔隙结
构岩芯驱油效率较高,砂砾岩和砾岩等复模态孔隙结构岩芯驱油效率较低;增大并联模型驱替压差后中低渗岩芯驱油
效率增大,含水率上升速度加快。     

非均质性对超低渗透油藏产水机制影响实验

 针对超低渗透油藏普遍发育微裂缝、导致储层非均质性强的特点,开展了裂缝型岩心的制作和不同组合方式下的超低渗透油藏天然能量开采的物理模拟实验。基质与裂缝型岩心并联水驱油实验模拟不同非均质性储层油藏产水规律。实验结果表明,非均质储层含水上升曲线分为无水采油期、含水上升期和高含水上升期、高含水期4个阶段。含水上升规律主要受储层平均渗透率、渗透率级差、微裂缝发育特征和含水层能量的影响。对于非均质性较强的超低渗透油藏,应重点关注较高渗透率储层、水层和裂缝较发育储层的含水上升变化特征。     

平面非均质性对渤海B油田注聚效果的影响实验研究

根据渤海典型稠油注聚油藏的非均质特征,建立内置微电极平面非均质物理模型,开展了中高含水期注聚物理模拟实验,对比研究了不同非均质条件下水驱、聚合物驱对开采效果和剩余油分布的影响。研究结果表明,在平均渗透率相同的条件下,相对于均质模型,非均质模型水驱和聚驱含水率曲线均左移,含水率上升速度变快,含水率回升期提前,达到极限含水率时注入体积分别减少了0.18 PV和0.31 PV,最终采收率分别降低了5.89%和4.93%。对于平面非均质性严重的稠油油藏,由于聚合物吸附滞留作用,在高渗条带形成了一定渗流阻力,迫使驱替液转向相对渗流阻力较小的中、低渗透条带,从而扩大了平面波及面积;但高渗条带无效、低效循环依然严重,剩余油主要富集在中、低渗透条带。对于非均质性严重的稠油油藏,采用优化井网和化学调堵相结合,是大幅度提高稠油油藏注聚效果的重要途径。     

平面非均质性对剩余油分布规律的影响研究

为了明确储层平面非均质性对剩余油分布规律的影响,运用人造物理模型制作技术制作了三维物理模型,并用恒速法对不同的三维平面非均质模型进行水驱油试验。实验发现:注入井位于垂直沉积相带的驱油效果优于注入井位于沿沉积相带;注入井位于中低渗层时调整井网增产效果明显;井网垂直沉积相带低注高采总注入PV数比其他方案少,且采出程度最高。测定不同时刻电极的电阻率,利用双狐软件画出不同平面非均质模型剩余油分布情况。测定结果表明,平行沉积相带布井方式,注入井布于高、中渗层时,水驱剩余油主要分布在低渗带处;注入井布于低渗层时,剩余油富集在注入井对角处。垂直沉积相带布井方式,注入井位于低渗时,剩余油分布较均匀,无明显的剩余油富集区,模型全部波及。注入井位于高渗时,剩余油主要分布在低渗相带,是剩余油进一步挖潜的主要目标。     

室内注气方式对鄯善低渗油藏驱油的影响

针对低渗、特低渗油藏注气段塞大小不同,提高采收率的效果也不同的问题,通过长岩芯驱替实验研究了鄯善低渗油藏水驱后烃气连续驱以及水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV烃气后再水驱三种注气段塞大小提高驱油效率的效果。研究结果表明,水驱后注0.3HCPV烃气再水驱气突破时间相对稍早,而水驱后连续注气与水驱后注0.6HCPV烃气再水驱气突破时间较接近;水驱后连续注气气油比远高于水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV烃气再水驱的情况,而注0.6HCPV烃气再水驱的气油比又高于仅注0.3HCPV烃气再水驱;水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV段塞烃气后再水驱时分别在水驱基础上提高驱油效率6.41%和13.61%,水驱后连续注烃气可在0.6HCPV注气量基础上驱油效率增加0.79%,增幅不大,说明注入0.6HCPV是合适的注入量。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

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...     

非均质油层粘弹性凝胶颗粒提高采收率机理研究

通过非均质双填砂管调驱实验、平板夹砂模型驱油实验和微观驱油实验对黏弹性凝胶颗粒(PPG)提高非均质油层采收率机理进行了研究。非均质平行管岩心调驱实验表明:PPG可在孔隙介质中不断重复封堵与运移,具有良好的调驱性能;PPG优先进入并封堵高渗透层,调整非均质地层吸水剖面,将高渗和低渗岩心的分液量比由原来的高于90∶10调整至30∶70,具备显著的液流转向及油层分流能力;同时,PPG可将低渗透油层的采收率在水驱基础上再提高32.1%;而高渗透油层及整体采收率则分别提高13%和22.9%。微观驱油实验结果表明,PPG能够对不同孔径的孔道进行动态交替封堵,具有显著的封堵高渗孔道、调整非均质、增大波及系数的能力。非均质平板夹砂模型驱油实验中,PPG对不同渗透率条带中的原油都有驱动作用,最终采收率达89%。微观驱油实验结果表明,PPG在非均质油层中实现动态液流转向、扩大波及系数是其提高采收率的主要机理。     

低界面张力黏弹流体驱油效果评价及微观驱油机理

特低渗油藏储层物性差、层间非均质性强，注水开发过程中普遍存在含水率上升快，产量递减严重等问题，为进一步改善特低渗透油藏水驱开发效果，开展了低界面张力黏弹流体驱油研究。采用岩心驱油实验评价低界面张力黏弹流体驱油效果，并利用微观可视模拟技术研究低界面张力黏弹流体微观驱油机理。结果表明，岩心单管和双管驱油实验水驱结束，转注低界面张力黏弹流体后，采收率分别提高了7.47%、23.14%;低界面张力黏弹流体的注入可对驱油剖面进行有效调整，增加原油动用程度；水驱后剩余油主要以簇状、孤岛状、膜状、盲端状以及柱状5种形式存在，簇状剩余油所在比例最大；低界面张力黏弹流体可通过增黏、屏蔽暂堵、乳化以及岩石表面润湿性改变等多种作用机制协同，将水驱后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夹带渗流运移产出，具有较好的流度控制和洗油能力，在特低渗油藏开发中具有优异的潜在应用前景。     

缝洞型油藏泡沫驱效果及缝洞结构动用机理

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间主要以裂缝和溶洞为主,非均质性极强,注水和注气开发过程中储集空间内残余大量剩余油。本文根据塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特点设计制作了能够表征不同缝洞结构特征的二维可视化物理模型,并基于可视化模型开展了的泡沫驱物理模拟实验,揭示了泡沫驱对不同缝洞结构的驱油效果及不同缝洞结构的动用机理,并明确了泡沫对不同驱替阶段剩余油的动用效果。研究表明泡沫具有极好的流度控制能力和高渗通道封堵能力,对于水平方向、垂直方向和高角度的裂缝都具有很好的驱替效果,能够有效的提高缝洞型碳酸盐岩油藏不同开发阶段后的原油采收率。充填介质的存在有利于扩大泡沫波及体积提高微观驱油效率;增强泡沫的强度和稳定性,能够增强泡沫调流转向的能力;减小泡沫的密度,降低界面张力,提高泡沫在缝洞油藏中的采收率。室内研究结果可为缝洞型碳酸盐岩油藏泡沫驱矿场应用提供理论基础。     

特低渗透油藏注气驱长岩心物理模拟

西部某油藏的储层物性为低孔特低渗,平均孔隙度12.32%,平均渗透率2.1×10-3μm2,在开发过程中存在注水困难的问题.为了研究油藏注气可行性,在室内进行长岩心驱替实验,得到了不同气体(CO2、N2及烃类干气)改善原油物性的效果,以及注入不同流体(纯水驱、纯N2驱、纯CO2驱、烃类干气驱、N2泡沫驱)提高原油采收率的效果.研究结果表明:在CO2、N2及烃类干气中,CO2能明显改善原油的物性,对原油的降黏效果和膨胀效果较明显,而N2和烃类干气对原油的膨胀不是很明显.与注水相比,注入4种气体都可以大幅度提高特低渗油藏的采收率.在4种气驱中,N2泡沫驱的驱油效率最高,达到57.12%,但驱替压差随着驱替进行而一直升高,而且在实验过程中注入压力超过了地层破裂压力,且注入量也达到7.10 PV的体积,现场实施时应引起高度重视.其次是纯CO2驱,N2驱最差.