水气交替注入提高采收率技术

水气交替注入提高采收率技术是为了提高注气混相驱过程的休积波及系数，本文从水气交替注入所关心的问题与解决方法，历程回顾，最优化水气交替注入方式及注入能力异常等方面对水气交替注入提高采收率技术进行了探讨。     

水驱后天然气-水交替非混相驱开发效果影响因素分析

针对研究区块的地质及开发特点，建立了典型剖面模型，在压力-体积-温度（PVT）实验和相态拟合的基础上，应用数值模拟技术，对影响水驱后天然气-水交替非混相驱开发效果的主要因素进行了分析。结果表明，转气驱时机、段塞尺寸、气水段塞比、注入速度等因素对于改善开发效果均存在最佳取值，现场应用时要综合考虑这些因素的影响。该区块最佳转气驱时机为注水0．4Vp（总烃类孔隙体积）后，最佳注入段塞尺寸为0．05Vp～0．1Vp，最佳气水比为1：1，合理注入速度为30-45m^3／d，建议注气时各油层全部射开。     

芳48 CO2驱油先导试验区水气交替参数优化

以芳48断块CO2驱油先导试验区为研究对象,对其数据进行历史拟合后,从2010年3月开始设计5 a的水气交替方案进行模拟研究。按照正交试验的方法对水气交替方案进行设计,从而在相对较少方案的基础上对水气强度比、段塞大小、注入强度、水气段塞比等参数进行优选,并对影响水气交替效果的因素进行排序。结果表明:对于芳48断块的水气交替,对其采出程度影响最大的是水气强度比,其次依次为日注水量,周期注入量和水气段塞比;据累积采出程度优选出的最佳方案参数为周期注入0.005VHCP(VHCP为烃孔隙体积)、日注水量7 m3、水气注入强度比1∶2、水气地下段塞体积比1∶2,与直观分析所得最优参数取值基本一致。该方案2015年的采出程度为18.73%,比衰竭开发提高了5%以上。     

水驱后天然气-水交替非混相驱开发效果影响因素分析

针对研究区块的地质及开发特点,建立了典型剖面模型,在压力体积温度(PVT)实验和相态拟合的基础上,应用数值模拟技术,对影响水驱后天然气水交替非混相驱开发效果的主要因素进行了分析。结果表明,转气驱时机、段塞尺寸、气水段塞比、注入速度等因素对于改善开发效果均存在最佳取值,现场应用时要综合考虑这些因素的影响。该区块最佳转气驱时机为注水0.4Vp(总烃类孔隙体积)后,最佳注入段塞尺寸为0.05Vp~0.1Vp,最佳气水比为1∶1,合理注入速度为30~45 m3/d,建议注气时各油层全部射开。     

聚合物溶液注入附加阻力对驱油效果的影响

利用试验方法对HPAM溶液在不同渗透率岩心上的注入能力进行研究,基于试验结果建立聚合物驱附加阻力与岩心渗透率的相关关系,并在此基础上建立考虑聚合物注入附加阻力效应的油藏数值模拟模型.模拟结果表明:低渗岩心中注入聚合物时稳定注入压力增大,即确实存在附加阻力效应;聚合物注入附加阻力对聚合物驱效果预测有较大影响,考虑聚合物注入附加阻力,聚合物起效时间早、含水率下降幅度减小、聚合物有效期变长.     

冷/热水交替驱稠油提高采收率实验研究与机理分析

针对水驱稠油开发效果差、采收率较低的问题,在稠油热水驱室内实验研究的基础上发现,冷/热水交替驱稠油的开发效果更好,与同温度的热水驱相比能提高采收率4.5%。进一步深入研究冷/热水交替驱稠油的注入参数,优化注入参数结果为:注入热水段塞温度为80℃,冷水和热水段塞比为1∶1,注入速度为0.5 m L/min,采出程度可达到65.1%。分析表明,冷/热水交替驱稠油与热水驱稠油相比,能够提高水的波及体积,并对油藏能够产生一定的震动作用,因此驱替效果更好。     

高温高压CO2/水交替微观驱油机制及运移特征

 针对复杂的油藏环境, 利用高温高压微观可视化模拟系统, 在60℃、18 MPa 下进行CO₂/水交替驱油实验, 以便更直观、清楚地观察水、二氧化碳气体及CO₂/水交替驱的驱油现象。通过观察水、二氧化碳气体和CO₂/水交替驱油过程中多相流体的渗流过程及残余油分布状况, 详细地描述多相流体在多孔介质中的运移特征, 并应用图像处理技术和软件分析方法定量分析各阶段模型内残余油比例。结果表明, CO₂/水交替驱油既克服了水驱替过程中的绕流现象, 也降低了二氧化碳驱过程中气沿渗透性好的孔道、区窜进问题, 使水、气驱替优势互补。CO₂/水交替驱与二氧化碳驱相比提高采收率12.31%。从而为CO₂/水交替驱油提高采收率技术进一步发展提供基础。     

微生物驱提高采收率数值模拟研究

基于目前国内外对微生物驱油的数值模拟研究资料和已取得的技术成果,发展了一个综合的微生物驱油三维三相多组分（水、油、气、微生物及其营养物、代谢产物等）数学模型。用全隐式方法对模型进行了差分,并讨论了由此得到的有限差分方程组的解法和模型所含参数的获取途径。通过一典型实例对微生物驱油的数学模型进行检验,对比了微生物驱与普通水驱后的含油饱和度分布和采出程度等。结果表明,应用该模型能够真实、详细地描述微生物体系在地层中的生长、运移和驱油过程以及分析解决受各种因素（微生物和营养物浓度、段塞结构、层间渗透率等）影响下的微生物驱油参数优化问题。     

交替式注入泡沫复合驱实验研究

针对孤岛油田中二中Ng34聚合物驱后油藏条件,通过物模手段研究了交替式注入泡沫复合驱的特征及驱油能力。长细管实验表明,交替式注入泡沫复合驱,低气液比时模型两端的封堵压差上升缓慢,交替周期越大封堵效果越差。非均质模型驱油实验表明,泡沫复合驱主要是通过扩大波及体积来提高采收率,在与聚合物驱相同注入量条件下,其封堵能力是聚合物驱的2倍。     

提液措施对聚驱效果的影响

油藏数值模拟是研究聚合物驱影响因素的重要手段之一。利用数模方法建立一注四采典型模型,研究聚驱合理的提液时机、不同渗透率级差对提液效果的影响程度以及提液对油井剖面改善情况的影响,为油田提供聚合物驱动态调整依据及有效手段。研究认为:无论单层还是多层非均质地层,聚驱时提液的增油效果均好于聚驱不提液的效果,提高采收率7.25%~8.77%;多层非均质地层比单层聚驱效果差;纵向渗透率2倍级差和5倍级差时,提液最佳时机为整体见效后;10倍级差时,注聚时提液和见效时提液效果相同;对于纵向非均质程度高的地层,高峰期后提液不利于扩大中低渗透层波及体积。     

西峰油田特低渗弱亲油储层微观水驱油特征

目的研究特低渗弱亲油储层水驱油过程、水驱油效率及其影响因素。方法运用岩心实验和真实砂岩模型实验研究方法。结果西峰油田特低渗弱亲油储层微观水驱油效率平均49．3％，无水期驱油效率21．3％；孔隙中水主要是以活塞式驱油为主，非活塞式驱油少见；微观残余油主要以绕流和油膜形式存在；提高注水压力可使该类储层微观水驱油效率提高12％，并且当注水倍数大于2PV时对最终水驱油效率影响不大；表面活性剂能够提高此类储层的微观水驱油效率10％左右。结论弱亲油储层与亲水、弱亲水、中性特低渗储层的微观水驱油效率相当或无显著的差别，但无水期微观水驱油效率明显低于亲水性储层；孔隙结构是决定特低渗储层微观水驱油效率的主要因素。     

金家油田微生物稠油降黏剂的研制与评价

针对金家油田通38块稠油多轮次热采后经济效益变差的现状,开展了采用稠油冷采开发方式的技术探索。稠油冷采技术的核心是研发一种适合目标油藏稠油的低成本高效降黏剂。从油田采出液中筛选到一株能够高产生物表面活性剂菌株Q18,以Q18的发酵代谢产物为基础构建了一种稠油降黏剂RF180。RF180既具有良好的温度和矿化度耐受性,也有较宽的酸碱耐受性,在20～180℃﹑0～120 000 mg/L矿化度和pH 5～11的范围内,具有良好的表面及降黏活性,能够适应金家油田的油藏条件。同时,进一步研究发现浓度大于0.3%的RF180对通38稠油就具有良好的乳化与静置降黏效果,乳化与静置降黏率分别达到99.93%和96.64%。物理模拟驱油实验证明,RF180能够大幅提高通38稠油的驱油效率,在不同注入方式条件下,分别提高12%～26%的目标油藏的采收率。     

一种水驱开发效果评价方法在辽河油田的应用

针对辽河油区不同类型注水开发油藏的地质特征、开发特点和评价指标分析 ,利用灰色系统理论 ,建立了油藏水驱开发效果的综合评价参数和指标 ,对不同类型油田的开发效果进行了综合评价 ,对不同开发效果的水驱开发油田提出了开发调整建议 ,为该区油田开发决策和改善油田开发效果提供了依据 .     

黏弹性流体驱替微孔道中残余油滴的水动力学机制

选取上随体Maxwell本构方程建立黏弹性流体在微孔道中的流动方程,运用控制体积法和交替方向隐式(ADI)方法得到流场的数值解,计算流动的速度场和应力场,分析不同弹性驱替液作用在残余油滴上的驱替力,以及不同弹性驱替液驱替时残余油滴的变形,从水动力学角度探索聚合物溶液所具有的弹性驱替残余油滴的水动力学机制.结果表明:与无...     

河南油田聚合物驱增油效果评价方法探讨

高含水期聚合物驱开发单元增油量是聚合物驱产油量与水驱基础产量之差额 ,如何确定聚合物驱产油量是增油效果评价和经济评价的关键 .采用数模预测方法计算聚合物驱产油量与实际生产结果有一定差距 ,且调整起来费时费力 .通过比较多种方法 ,提出了“三阶段”预测聚合物驱产油量的模型方法 ,即产量上升阶段、峰值稳定阶段和产量递减阶段预测模型 .此方法具有准确、简便的特点 ,在河南油田 3个不同聚合物驱区块增油效果预测中符合程度较高     

M驱油剂提高原油采收率的实验研究

针对普通稠油油藏注水开发效果差的问题,以煤为原料制备表面活性剂体系作为驱油剂,吐玉克油田天然岩心、原油和地层水为实验材料,采用不稳定试验法,建立了实验流程,制定了实验方案,研究了M驱油剂的注入时机、质量分数以及注入体积倍数等对水驱原油采收率的影响.实验结果表明,M驱油剂可大幅度提高水驱原油采收率.随着化学剂质量分数和注入体积倍数的增加,采收率提高值增加,且M驱油剂段塞的注入时间越早,驱油效果越好.     

一种新型分采泵的研制及在延长油田的应用

针对延长油田油井大都同时开采2个层系的情况,为消除或减少油井在同时开采2个层系,特别是层间物性差异较大时油层层间的干扰,充分挖掘油层潜力,设计了一种新的分采混出泵,并对泵的各项强度指标进行了校核计算。室内试验结果表明,泵的各项指标均达到合格要求;现场应用结果表明,该技术分采增产效果明显,在延长油田具有很强的适应性。     

低渗油藏驱油用表面活性剂的性能评价及应用

针对长庆储层低渗、弱亲水、地层水矿化度高的特征,室内研发了双子表面活性剂CBSG—1并进行了性能评价。结果表明,该表活剂在0.2%～0.5%范围内油水界面张力可达到10-3mN/m,具有较好的耐温抗盐性、抗动态吸附性能,且水驱后表活剂驱的驱油效率为5%左右。应用CBSG—1在长庆五里湾油田开展了驱油现场试验,取得了较好的增油效果,有效期达9个月以上。     

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.     

微裂缝对低渗储层水驱油渗流规律的影响

微裂缝对低渗储层注水开发有很重要的影响,因此研究和认识微裂缝对开发此类储层具有重要意义.对长6储层5块具有微裂缝的天然岩心进行了室内水驱油实验研究,研究结果表明:①微裂缝对水驱油效率影响不大,但却增大了油水的渗流通道,改善了储层的渗透性;②微裂缝岩心无水驱油效率低,但最终驱油效率与无裂缝岩心相差不大;③微裂缝岩心与无裂缝岩心相比,相渗曲线两相区较窄,含水率上升较快.