温度对西峰特低渗油藏流体渗流特征影响

针对西峰特低渗油藏由于储层压力和温度降低而导致有机垢堵塞严重的问题,在室内根据渗流力学和边界层理论,对西峰特低渗油藏不同温度下油、水两相及单相渗流特征进行了实验研究。实验结果表明:温度降低导致原油黏度升高,原油中重质组分在孔隙表面吸附量增大,流体边界层增厚,孔隙中供流体渗流空间减小;油相和水相渗流的启动压力梯度增大;油水流度比增大,油水两相区变窄,岩心润湿性由水湿向油湿转变,驱油效率明显降低,导致最终油井产能的降低。所得到的实验结果对制定与调整西峰油田生产方案具有一定的指导意义。     

特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法

为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。     

特低渗透油藏CO2非混相驱井距与产量关系研究

井距是新井井位部署及老井井位调整的关键因素,井距与产量相关;对特低渗透油藏CO_2非混相驱井距与产量关系的研究很少。在经典油气两相渗流理论的基础上,考虑CO_2溶解于原油所产生的降黏作用及油相启动压力梯度,建立了一个一维油气两相渗流数学模型。基于Buckley-Leverett非活塞驱替理论对饱和度方程进行求解,开发了井距计算软件,分析了生产压差、CO_2驱替前缘推进距离百分比、渗透率对井距与产量关系的影响。计算结果显示,产量越大,井距越小,井距变化的幅度也越小。在注气井近井带,油相黏度由1.5 m Pa·s降低到0.4 m Pa·s;在生产井近井带,油相黏度由1.5 m Pa·s降低到0.6 m Pa·s,CO_2对于原油的降黏幅度可以达到70%左右,从注气井到生产井,油相黏度逐渐升高。为特低渗透油藏CO_2非混相驱井距与产量关系研究提供了一种计算方法,绘制了井距与产量随不同参数变化的理论图版,方便油田应用。     

低渗碳酸盐岩稠油油藏热采渗流特征研究-以叙利亚O油田为例

叙利亚O油田Sh油藏是典型的低渗碳酸盐岩稠油油藏;该油藏具有渗透率较低,原油黏度高的特点,国内外对低渗碳酸盐岩稠油渗流特征的系统研究较少。为此,针对Sh油藏为例开展了低渗碳酸盐岩稠油油藏的渗流特征研究,采用非稳态法对比分析了低渗碳酸盐岩稠油油藏与高渗砂岩稠油油藏渗流特征差异性。应用"压差-流量"的方法进行驱替实验,测量了不同温度下地点压力梯度的变化特征。采用解析法计算了不同开采阶段温度剖面沿垂直水平井方向的变化规律,建立了变启动压力梯度渗流模式;并通过在数值模拟中考虑启动压力梯度,对比研究了水平井热采与冷采的开发效果差异。研究结果表明,Sh油藏高黏原油呈假塑性流型特征,加热能够显著改善地下渗流能力、提高驱替效率,水平井渗流过程呈现变启动压力梯度深流模式,热采能够显著增加鞋油半径。研究为确定热采有效动用条件与界限、论证合理井网井距奠定了基础。     

孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差.以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制.结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率.     

低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度研究

为了描述低渗透油藏聚合物驱的渗流规律及启动压力梯度特征,借鉴水驱启动压力梯度的试验测定方法,将压差-流量法和毛细管平衡法相结合,在不同储层渗透率和体系黏度下开展低渗透储层聚合物驱渗流试验;在此基础上,基于非线性渗流理论量化表征聚合物驱启动压力梯度,建立聚合物驱非线性渗流系数与体系黏度、储层渗透率和流度的量化关系。结果表明,随着储层渗透率的降低或体系黏度的增大,相同渗流速度下聚合物驱的渗流阻力增加、压力梯度增大;聚合物渗流曲线用非线性方法表征吻合较好,且随着储层渗透率降低、体系黏度增大或流度降低,聚合物驱非线性渗流系数均增大;流态图版包含对不流动区、非线性渗流区和拟线性渗流区的定量描述。     

稠油油藏注CO_2吞吐适应性研究

以辽河油田的高升、冷家堡油藏为例 ,运用数值模拟和油藏工程方法对稠油油藏注CO2 吞吐进行了适应性研究 .研究表明 :原油黏度是影响CO2 吞吐效果最敏感的参数 ,随原油黏度增大 ,换油率增大 ,可以选择原油黏度较高的油藏进行CO2 吞吐 ;对于有一定自然产能的油藏来说 ,含油饱和度并非越高越好 ,而是有一定的适应范围 ;对于普通稠油 ,随原油黏度改变 ,合适的含油饱和度、孔隙度范围随之改变 .作出了普通稠油的黏度—含油饱和度图版、黏度—孔隙度图版 ,同时结合油田实际作出了两种不同标准的经济适应性图版 .所得的结果对辽河稠油油藏选择合适的CO2 吞吐井有一定的指导意义     

牛心坨油田二元驱表面活性剂性能研究

牛心坨油田为低孔低渗高凝稠油油藏,原油黏度高,含蜡量高,油水流度比的差异较大.已进入中高含水期(70%以上)产量快速递减阶段,以往所进行的措施(压裂、调剖、分注)无法起到稳油控水作用,目前已展开聚合物/活性剂二元复合驱的现场驱油应用.在辽河油田的地层温度范围内,B型表面活性剂在与不同浓度聚合物溶液复配时,体系的表面张力达到10-3数量级,达到牛心陀油田复合驱油体系的要求.     

注水井压降试井分析方法及其应用

注水井不稳定试井问题属于油水两相渗流问题，建立了能够描述驱过程的注水井试井解释模型，利用ＢｕｃｋｌｅｙＬｅｖｅｒｅｔｔ驱油方程可确定任意时刻的油水饱和度分布，代入差分方程可速计算压力分布，根据关井时刻的夺力和油水饱和度分布可以计算出关井后注水井的压力降，该压降涉及油水相对渗透率，注水时间，污染系数和井筒储存系数等因素，研制了一套实用的注水井压力降低井典型图版，简要介绍了根据上理论编制的注水井降试井     

变原油黏度油水两相流驱替特征研究

为了研究水驱油田开发过程中的原油黏度长高对水驱油的驱替特征影响，在经典的非活塞式驱替理论的基础上，考虑驱替过程中原油黏度的升高，进一步完善了非活塞式驱油理论，建立了一个一维油水两相渗流模型，并采用解析法和有限差分法两种方法对饱和度方程进行了求解，用数学模拟的结果研究了原油黏度随含水率上升的5种变化规律对无水采油期，注入孔隙体积与采收率关系等驱替特征的影响，结合太平油田沾14块太10－12井原油黏度随含水上升的变化规律，对比了考虑原油黏度变化和不考虑原油黏度变化两种情况下采出程度的差异，研究结果表明，开发过程中原油黏度的升高明显地缩短无水采油期，加剧含水上升速度，未考虑黏度升高的经典驱替理论方法预测的采收率偏高。     

高地层倾角油藏高低部位油井液量配比研究

在高倾角断块油藏中,受重力作用影响,高、低部位油井开发效果差异大。运用物理模拟实验分析了地层倾角对高、低部位油井开发效果的影响,推导了考虑均衡驱替的水驱断块倾角油藏高、低部位油井产液量配比计算方法,并通过与数值模拟结果对比,验证了油井产液量配比计算方法的准确性。研究发现：随着储层倾角的增加,高部位流线变少、水驱波及区域变小、采出程度变低。随着储层倾角增加,达到均衡动用所需的油井产液量配比(高部位油井产液量与低部位油井产液量比)增加。在相同储层倾角的情况下,随着原油密度和注水强度增加,倾角对达到均衡驱替所需的油井产液量配比的影响变弱,油井产液量配比降低。该研究对高倾角断块油藏均衡开发具有指导意义。     

变原油黏度油水两相流驱替特征研究

为了研究水驱油田开发过程中的原油黏度升高对水驱油的驱替特征影响 ,在经典的非活塞式驱替理论的基础上 ,考虑驱替过程中原油黏度的升高 ,进一步完善了非活塞式驱油理论 ,建立了一个一维油水两相渗流模型 ,并采用解析法和有限差分法两种方法对饱和度方程进行了求解 .用数学模拟的结果研究了原油黏度随含水率上升的 5种变化规律对无水采油期、注入孔隙体积与采收率关系等驱替特征的影响 .结合太平油田沾 1 4块太 1 0 - 1 2井原油黏度随含水上升的变化规律 ,对比了考虑原油黏度变化和不考虑原油黏度变化两种情况下采出程度的差异 .研究结果表明 :开发过程中原油黏度的升高明显地缩短无水采油期 ,加剧含水上升速度 ;未考虑黏度升高的经典驱替理论方法预测的采收率偏高     

玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

玛湖凹陷地区衰竭式开发直井初产高、递减快,常规注水开发不适应,通过注烃类气转换开发方式,可以大幅提高采收率。利用细管法测定注气试验区最小混相压力为41.71 MPa,玛湖地区目前地层压力条件下普遍可以实现混相驱;根据玛湖地区储层特征及地质力学参数,同时将天然裂缝及人工描述参与模拟,优化裂缝展布形态,建立了三维压裂缝网模型;基于压后缝网模型开展布井方式、注气速度及气驱油藏动用规律研究。结果表明,水力压裂平均缝网长轴173.90 m,最长846.90 m,短轴6.44 m;采油井部署井轨迹距顶2/3厚位置,气体波及范围更大;以维持混相为目标优化注气量,设计前10 a水平井单井日注气5.5×10⁴ m³,后10 a日注气4.0×10⁴ m³,试验区采收率可达22.5%;注入烃类会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替,优先动用该区域原油,造成注气波及范围不均匀;随着烃类气体的注入,沿驱替前沿原油黏度大幅降低,同时,由于注入烃类气体与原油发生混相,通过蒸发气驱作用,注气5 a后采油井SRV范围内剩余原油黏度明显增大。此研究可以有效指导玛湖注烃类气体提高采收率试验现场开发技术政策制定。     

致密砂岩油藏CO2驱油提高采收率机理

为研究致密砂岩油藏CO_2驱油提高采收率机理,设计室内CO_2溶解性测试实验、黏度测试实验、高压PVT(压力-体积-温度)实验,并结合致密油CO_2驱现场试验数据,分析了CO_2在油水中的溶解与扩散性能和注CO_2后原油性质变化规律。得出以下结论:CO_2在水和油中的传质扩散系数和平衡溶解度都随压力增大呈线性增加。在油水两相共存情况下,CO_2的有效传质扩散系数降低96%。注CO_2后原油黏度大幅度降低,流动性明显增强。随着CO_2注入体积分数增加,原油密度降低,泡点压力增大,CO_2在原油中的溶解度上升,重质组分沉淀量也随之增加。同一体积分数下,随着CO_2注入压力升高,原油黏度降低、密度降低、重质组分沉淀量增加。实验结果可以为致密砂岩油藏CO_2驱油提供指导。     

普通稠油降粘剂驱物理模拟和数值模拟

为实现普通稠油热采转化学驱,通过物理模拟实验和数值模拟方法研究了降粘剂驱提高稠油采收率的驱替机理。首先通过实验评价了降粘剂的性能参数,然后通过岩心驱替实验开展了降粘剂驱注入特征和驱油效果研究,通过微观可视化实验研究了降粘剂驱提高采收率的机理,最后对物理模拟实验结果进行了数值模拟和历史拟合。研究结果表明,稠油降粘剂驱过程中能够形成稳定的水包油乳状液,稠油驱替过程可划分三个阶段：启动压力突破阶段,压力快速下降阶段,压力低位运行阶段;降粘剂驱可以降低稠油启动压力梯度,减小驱替压力,实施降粘剂驱后采收率提高了12.4%,总采收率达到46.6%;降粘剂提高采收率的主要机理是降低原油粘度,减少残余油饱和度;采用非线性混合规则拟合实验结果,表征了原油粘度随降粘剂浓度的变化规律,可以应用于数值模拟计算,模拟结果和实验值拟合得较好;先导试验表明该技术能够降低水井注入压力,降水增油效果显著,试验区内油井全面见效。     

中东地区孔隙型碳酸盐岩油藏水平井水淹模式

水平井注水开发是中东地区孔隙型碳酸盐岩油藏的主体开发技术之一,而水平井水淹是制约注水开发效果的关键因素,为了尽快建立这类油藏的高效注水开发方式,需要对水平井水淹规律及其模式进行深入研究。与中国缝洞型碳酸盐岩油藏不同,中东孔隙型碳酸盐油藏具有发育生物碎屑灰岩、孔隙结构呈多模态、物性夹层及高渗条带普遍分布等特征,注水开发效果存在很大不确定性。岩心分析和测井解释表明高渗条带、断裂带和高黏流体是薄层孔隙型碳酸盐岩油藏水平井水淹的主控因素,导致水平段各部分见水不均衡,表现为点状见水局部水淹、多点见水局部水淹和线状见水整体水淹三种类型。基于主控地质因素和动态响应特征建立四类水平井水淹模式,并分析了不同模式下水平井见水规律、剩余油分布特征及开发调整对策。研究成果可以为中东地区孔隙型碳酸盐岩油藏水平井水淹治理和注水开发调整提供理论和技术指导。     

鄂尔多斯盆地长8层致密砂岩平板注水实验

为了探索致密砂岩油藏有效注水开发方式,采用鄂尔多斯盆地长8层露头岩心分别制作长宽高为40cm、40cm、5cm的平板模型6个,通过平板实验研究了周期注水、水平井同井异步注采、水平井异井异步注采对油水分布、压力分布、最终采出程度的影响。结果表明,周期注水平板初期注水流线向采出端均匀推进,形成扇形水驱前缘,在裂缝处形成窜流,注水半周期越长,裂缝水窜越明显,适当缩短注水半周期有利于提高采出程度。水平井同井异步注采实验由于裂缝间距小,注入水易水窜,剩余油呈块状富集在靠近采出端边角及平板中下部,水驱范围窄,最终采收率低。水平井异井异步注采实验注入水由注水缝向同井相邻的采油缝以及对面的采油缝同时流动,以相对缝间流动为主;水平井异井异步裂缝正对注采实验剩余油呈条状富集在靠近生产井边角处及平板中部,水平井异井异步裂缝错开注采实验剩余油呈折线状富集在靠近生采出端边角处及平板中部,二者水驱范围均较广,注采裂缝相互错开有效避免了过早水淹,提高了采出程度     

压裂致密油藏产能递减分析方法

致密油储层自然渗透率低,孔隙结构细小、流体流动难度大,一般采用压裂井衰竭开发方式。压裂后储层将形成裂缝、基质两种渗流介质。在综合考虑介质类型及不同介质渗流能力基础上,结合物质平衡方程及产能方程,建立了压裂致密油储层的产量递减模型。实例分析表明,产量递减模型与生产动态数据吻合度较高;而常规Arps递减由于没有考虑基质与裂缝的差异性,递减曲线与生产动态数据吻合度相对较低。因此,该方法可以用于压裂致密油藏产能递减规律的分析。     

碳酸盐岩缝洞型油藏气驱机制微观可视化模型试验

针对缝洞型碳酸盐岩油藏开发中开口向上和开口向下两种缝洞类型,建立该类油藏气驱机制下的微观可视模型,采用模拟油和液化气,在常温低压下进行水驱、活性水驱、直接注气驱及气-水交替驱4组试验,研究不同注入流体及注入方式对驱替效率和含水率的影响。结果表明:水驱、活性水驱、气驱和气-水交替驱的驱替效率分别为81.12%、68.95%、74.88%和99.84%,缝洞型油藏的最佳注入方式为气-水交替注入;注气只能驱开向下的洞,注水只能驱替开口向上的洞,气-水交替驱可以同时解决这两种洞的驱油问题;活性水由于毛管压力低不利于驱油。     

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。