层内纵向非均质性对稠油油藏剩余油分布的影响研究

渤海某油田层内纵向非均质性严重,导致低渗透层动用程度低,影响油藏的高效开发。根据非均质油藏地质特征,利用人造物理模型制作技术制作二维物理模型,进行水驱油实验,从而明确纵向非均质性对剩余油分布规律的影响。实验表明:水驱采收率的高低主要取决于层内纵向非均质性,平均渗透率对它影响相对较小;相同级差、不同渗透率条件下,无水采收率和水驱采收率都随着渗透率的增加而增加,但增幅不明显;相同平均渗透率、不同级差条件下,无水采收率和水驱采收率都随着级差的增大而减少,变化幅度明显。     

BZ25-1油田沙二段储层氮气、水交替注入室内实验研究

BZ25-1油田沙二段储层经过长期注水开发,已进入高含水开发后期,水驱采收率偏低。通过分析气水交替注入提高采收率的作用机理,在物模实验研究的基础上提出采用N2水交替注入实现BZ25-1油田沙二段储层的挖潜控水。实验结果表明,N2水交替注入采收率较单纯水驱采收率提高3.63%。受渗透率非均质性的影响,注入水主要进入高渗透层驱油,并很快从高渗透层突破且含水上升快。注N2综合采收率较水驱略低,主要是N2从高渗透层突破后,降低了低渗透层的驱油效率。N2水交替驱在一定程度上能改善流度比,降低渗透率非均质性带来的影响,增加驱油效率。     

交联聚合物溶液驱油效果的实验研究

采用岩心驱替实验方法研究了部分水解聚丙烯酰胺与柠檬酸铝形成的交联聚合物溶液在均质岩心和非均质岩心中的驱油效果。在气测渗透率为 1.5 μm2 的均质岩心中 ,利用交联聚合物溶液驱油 ,可以在水驱的基础上提高采收率 15 .5 % ,在聚合物驱的基础上提高采收率 4 .4个百分点 ;在渗透率变异系数为 0 .72的非均质岩心中 ,交联聚合物溶液驱油可以在水驱的基础上提高采收率 12 .7% ,在聚合物驱后再利用交联聚合物驱油 ,还能提高采收率 3.7个百分点。在非均质岩心中 ,交联聚合物溶液的驱油机理是 :该溶液先在大孔道中吸附和滞留 ,以提高流动阻力 ,然后逐步发生液流改向 ,使后续注入流体转向低渗透层 ,从而提高采收率。     

交联聚合物溶液驱油效果的实验研究

采用岩心驱替实验方法研究了部分水解聚丙烯酰胺与柠檬酸铝形成的交联聚合物溶液在均质岩心和非均质岩心中的驱油效果。在气测渗透率为1．5μm2的均质岩心中，利用交联聚合物溶液驱油，可以在水驱的基础上提高采收率15．5％，在聚合物驱的基础上提高采收率4．4个百分点；在渗透率变异系数为0．72的非均质岩心中，交联聚合物溶液驱油可以在水驱的基础上提高采收率12．7％，在聚合物驱后再利用交联聚合物驱油，还能提高采收率3．7个百分点。在非均质岩心中，交联聚合物溶液的驱油机理是：该溶液先在大孔道中吸附和滞留，以提高流动阻力，然后逐步发生液流改向，使后续注入流体转向低渗透层，从而提高采收率。     

聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能

利用微观刻蚀、层间非均质平板、层内非均质平板模型驱油实验研究聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能。结果表明,残余油多以膜状、岛状、喉道、盲端、柱状、簇状等6种形式存在。微观上,二元驱转向水驱无法波及的含油孔隙区域内驱替残余油;宏观上,其对高渗透区域产生封堵,迫使其进入渗流阻力较小的低渗透区域内驱替残余油,扩大波及体积效果显著,提高采收率13.4%~14.3%。二元驱通过聚合物增加驱替液黏度,使其吸附及滞留在孔隙中,降低驱替相渗透率,驱替相流度减小;二元驱对油黏度影响很小,油聚集在驱替液前缘,增加油相渗透率,油相流度变大。由此,两相流度比减小,克服注水指进,增加吸水厚度,提高波及系数,进而提高采收率。     

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。     

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。     

升平油田葡萄花油层最佳提液速度室内实验研究

为了进一步探索升平油田葡萄花油层提液对驱油效率的影响及作用,确定最佳提液速度,选取不同渗透率级别、变异系数的人造岩心进行室内物理模拟实验,研究不同注入速度、不同注入PV数、不同渗透率级别、不同注入时机及非均质性对驱油效率的影响,为确定升平油田葡萄花油层最佳提液速度提供理论依据。实验结果表明:对于不同渗透率级别的人造均质岩心,驱替速度均为25mL/h时采收率最高;在不同驱替速度,同一渗透率的条件下,最佳注入PV数界限为0.4。对于渗透率变异系数在0.5~0.85之间的非均质人造岩心驱替速度为20mL/h时,采收率最高;在渗透率为300md变异系数为0.5和渗透率为200md变异系数为0.65的非均质岩心中,当驱替速度为20mL/h时,最佳注入PV数界限为0.3,其他的驱替速度情况下,最佳注入PV数的界限为0.2。而在渗透率为200 md变异系数为0.85的非均质岩心中,最佳注入PV数界限为0.3。     

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.     

低碱ASP三元复合驱技术的适用界限分析

针对大庆油田三元复合驱的油层条件，利用渗透率变异系数为0．72的三层非均质模型进行了驱油物理模拟实验，系统地研究了碱及聚合物浓度对ASP驱采收率的影响，并利用加隔层模型和合注分采方式，研究了碱浓度对启动中、低渗透层的影响。结果表明，低碱ASP驱在提高体系粘度的同时也造成界面张力升高，因而有其适用界限。在给定的非均质油层条件下，ASP驱存在一个临界粘度，只有达到临界粘度后，采收率才随界面张力的降低而升高，即界面张力发挥作用的前提是充分扩大波及体积。若为追求高粘度而过于降低碱量或取消碱，也会因冼油效率下降而影响采收率。低碱ASP驱可以保证体系足够的粘度，更有效地启动中、低渗透层，即使界面张力仅达到10^—2mN／m，也可获得满意的驱油效果。