注聚参数对L油田B区块“二三结合”渗流特征的影响

"二三结合"开发主要面向层数增多、非均质性更严重的二、三类油层,其水驱后注聚渗流特征与常规主力油层注聚相比具有较大差异,对剩余油挖潜和产量接替的影响更大。利用油藏数值模拟方法,模拟"二三结合"开发模式聚驱阶段不同聚合物相对分子质量、不同聚合物浓度及不同聚合物注入速度,研究了不同聚合物参数对"二三结合"开发模式原射孔层和补孔层的压力、含水饱和度等渗流特征的影响。结果表明:聚合物相对分子质量对补孔层的含水饱和度有所影响;聚合物浓度对压力影响较大;聚合物注入速度对原射孔层及补孔层的分流率有很大影响。研究成果为"二三结合"合理挖潜和提高原油采收率提供了科学依据。     

大庆油田北二西聚驱后油藏蒸汽驱可行性研究

大庆油田主力油层投入聚合物开采后取得了较好的效果,但聚驱后仍有近一半地质储量残留地下。室内研究及取心井资料表明:在采取耐高温泡沫调剖的前提下,可以降低聚合物驱后油层底部形成的大孔道和次生水体对注入蒸汽的不良影响,充分发挥水蒸汽对原油的蒸馏、降粘等作用,改善油井附近的流通性及原油品质,有效动用分布在厚油层顶部和薄差层中的剩余油,进一步提高了聚合物驱后油藏的采收率。     

聚合物微粒调驱剂的研制与现场应用

大庆油田聚合物驱后在厚油层顶部还有近三分之一未动用,仍有可观的剩余油,同时还残存大量的聚合物,室内合成出一种阳离子聚合物微粒,开展了聚驱后调驱剂研究。岩心模拟研究表明,采用阳离子聚合物微粒聚驱后仍能提高10%的采收率。并进行了现场探索性试验,取得了较好效果。     

“二三结合”开发模式渗流特征研究

L油田B区块开展"二三结合"实验区,"二三结合"开发模式渗流特征对区块的合理高效开发具有重要意义。为了明确其渗流特征,利用油藏数值模拟软件Eclipse建立代表意义的油藏数值模型,研究区块"二三结合"开发模式下原射孔层和补孔层的渗流特征,分析了"二三结合"开发模式下,不同开发阶段综合含水率、采出程度、井底压力、地层压力及含水饱和度的变化特征。研究表明,"二三结合"开发模式先通过水驱开发挖潜原射孔层剩余油,提高厚油层顶部剩余油的采出程度,再通过聚合物驱进一步提高开发效果,通过水驱与聚驱的综合作用,最终得到较好的开发效果。     

边底水油藏剩余油挖潜研究与实践

港东油田二区六断块构造比较完整,属复杂断块中构造较简单的区块。油层主要集中在上第三系明化镇组下段和馆陶组顶部,馆陶油组为典型的边底水油藏。1969年投入开发,经历40多年的开采,目前已经进入高含水后期开发阶段,断块的综合含水高达95.8%,含水在90%以上井,基本上集中在主力砂体。由于直井开发水锥现象严重.开发状况不断恶化,导致采收率低,大量剩余油滞留地下无法采出。针对该油藏地质特点和开发状况,对馆陶组底水油藏进行综合研究选定剩余油富集的有利目标区,进行层系划分、井型井网论证。对水平井开发挖掘厚油层顶部剩余油开展参数论证,并优化应用。对比分析区块调整前后指标变化特点,总结边底水油藏剩余油挖潜规律,为同类型油藏的高效开发提供经验和借鉴。     

基于三维网络模型的聚合物驱后微观剩余油研究

摘要：利用三维网络模型模拟了饱和油、水驱和聚驱三个驱替过程,研究了聚驱后的微观剩余油分布状态,分析了孔隙半径、配位数、形状因子、润湿性等孔隙结构参数对聚驱后剩余油分布的影响。结果表明：随着孔隙半径、配位数、形状因子的增大,聚驱后剩余油百分含量降低;水湿油层的聚驱采收率高于油湿油层的聚驱采收率。 关键词：网络模型;聚合物驱;剩余油;微观分布     

基于流线数值模拟研究高含水后期油田的剩余油分布

剩余油分布研究是高含水期油田的难点问题。以济阳拗陷孤东七区西馆陶组Ng6~(3+4)层高含水开发实验区块为例,在地质分析的基础上,建立起小网格精细三维地质模型及参数模型;通过试验区储量、压力、含水率和单井含水拟合,85%的单井历史拟合误差5%。采用流线数值模拟技术显示出高含水后期密井网条件下流体推进特征及剩余油分布模式,得出:(1)流线显示目前地下储层形成大孔道高渗带,流体基本沿高渗带运移,驱油效率明显降低。(2)目标油层组剩余油分布明显受到沉积相、沉积韵律、层内非均质、生产井网等因素的控制;剩余油平面上主要分布在微构造高点、层内低渗透区及注采不完善区,纵向上主要集中分布在主力厚油层的顶部。     

聚驱后聚表剂“调驱堵压”调整技术研究

针对大庆油田主力油层在聚合物驱后仍有43.7%储量残留的问题,开展了聚合物驱后聚表剂“调驱堵压”调整技术研究,采用了室内物理模拟、油藏数值模拟和现场试验动态分析结合的方式,提出并论证了“调驱堵压”技术及其可行性。研究结果表明,“调”首先是井网调整,通过井网适当加密达到调整渗流方向、挖潜分流线剩余油、提高驱替压力梯度的目的;其次是调整剖面,尽早实施机械分层,采用分步注入方式缓解层间矛盾。注0.3 PV调驱型聚表剂（浓度2 000 mg/L）,利用其缔合发挥动态增黏作用缓解层内矛盾。“驱”是转注0.7 PV驱洗型聚表剂（浓度1 000 mg/L）,利用梯次降黏提速的注入方式并根据开发动态进行适当调整。“堵”是通过驱洗型聚表剂发挥乳化作用,形成乳化油型封堵。“压”是指适度规模压裂,释放乳化型剩余油及压开厚油层顶部释放侧积夹层遮挡型剩余油,达到引效目的。现场试验表明,该技术聚合物驱后提高采收率9%以上,经济效益良好,有望成为聚合物驱后提高采收率技术的新途径。     

聚合物驱后宏观和微观剩余油分布规律

利用物理模拟、数值模拟、测井解释、检查井取心分析等方法,对多层非均质砂岩油田聚合物驱后剩余油宏观和微观分布规律进行了研究.分析认为, 中等渗透率厚油层是聚合物驱后剩余油主要潜力所在.针对不同类型剩余油, 提出了继续挖潜的对策和措施.     

胜坨油田聚合物驱转后续水驱技术对策研究

后续水驱阶段是聚合物驱油的重要增油时期,该阶段工作制度及相关技术对策研究尤其重要。胜坨油田经过聚驱开发后,油层开采程度得到了较大提高,但聚驱后油田仍存在较大生产潜力,为了寻求后续水驱阶段剩余油切实可行的有效挖潜方法,利用油藏动态分析和数值模拟结果,研究了胜坨油田后续水驱开采阶段行之有效的挖潜措施,应用于现场试验后,取得了较好增油降水效果,为有效指导油田聚合物驱提高采收率提供了依据。     

底水油藏高含水期剩余油挖潜可视化驱油实验

C油田馆陶组油藏为强底水油藏,储层物性具有高孔、高渗特征,经过长期天然能量开采,整体进入高含水开发阶段,亟待探索新的补充能量方式,提高剩余油动用程度。研究为了实现油藏开发过程模拟的可视化,结合油藏实际情况,设计了满足几何相似条件的物理胶结模型和两组不同介质(活性水,气体和泡沫交替)驱替实验,利用X射线安检机直观了解岩层中流体渗流情况、底水锥进现象以及剩余油分布特征。研究表明：大尺寸平板模型实验能够直观地描述底水油藏水锥形态;2组实验在初始底水驱阶段水驱规律相同,水驱采收率达到42%,波及范围有限,井间和顶部剩余油富集;活性水驱阶段提高采收率0.73%,剩余油动用程度不高,顶部剩余油富集;气体和泡沫交替驱可有效动用井间和顶部剩余油,较水驱提高采收率2.14%。     

缝洞单元水驱油注采机理实验研究

为了揭示缝洞型油藏的注采机理,研究缝洞介质的水驱油规律,制作了二维平面规则缝洞网络模型;开展了物理模拟实验和数值模拟研究。研究了注采井网、注入速度、裂缝非均质性对水驱油含水率、采收率以及剩余油分布规律及形成机制的影响。研究发现:在二维平面上,重力分异作用较弱,注采井网是控制缝洞网络剩余油分布的主要因素。适当改善注采井网,可以控制更多的缝洞网络,有效驱替缝洞内剩余油。在一定注入速度范围内,注入速度越大,模型注入压力越高,惯性阻力的影响越大,采收率越高,注入速度越小,生产井提早见水,含水采油期延长。裂缝非均质性,导致压力分布不均,油水流动速度各异,导致部分原油被滞留在溶洞内,无法被有效驱替出来,从而形成绕流油。     

聚驱后剩余油潜力影响因素研究

油田经过聚驱开发,地层中仍存在大量剩余油。研究地质与开发因素对剩余油潜力和分布的影响,对于开展进一步提高采收率技术有重要意义。通过开展室内物理模型实验,研究了渗透率变异系数、聚合物溶液注入孔隙体积倍数、聚合物分子量和聚合物溶液浓度对聚合物驱后剩余油潜力及分布的影响。实验结果表明,随着岩心渗透率变异系数增大,方案总采收率变小,但相差不多;随着聚合物分子量、溶液浓度、注入聚合物溶液段塞尺寸的增大,聚合物驱效果变好,聚合物驱阶段采收率和方案总采收率均增大。阐述的技术与方法对矿场开展聚合物驱具有指导意义。     

泡沫油衰竭开采后续水驱提高采收率实验研究

通过物理模拟实验研究转驱压力和水驱速度对泡沫油衰竭开采后续水驱开发效果的影响,考察泡沫油水驱机制。结果表明:泡沫油流阶段是稠油溶解气驱过程中的主要产油阶段,在这一阶段的采出程度占最终一次采收率的90.91%;衰竭开采后续水驱中,溶解气驱采收率随转驱压力的降低而逐渐增大,水驱采收率随转驱压力的降低而呈阶梯式规律逐渐减小,总采收率在拟泡点压力3.1 MPa附近的开发效果最好,可达35.71%;转驱压力可能通过影响泡沫油流中油气两相在孔隙介质中的分布影响水驱稳定性,并且这种影响在高含水期前较为明显,对高含水期影响较小;水的渗吸作用是水湿性多孔介质中见水后水驱泡沫油的主要动力,水驱速度越小,渗吸作用相对越强,水驱采收率越高,水驱速度由2.5降为0.01 mL/min时水驱采收率可提高13.11%。     

南中块西部聚驱后注入方式优化研究

南中块西部于2004年7月份开始注聚,到2009年底该区块聚合物驱开发结束时,聚驱阶段提高采收率为11.6个百分点,采出程度只有50.34%,地下仍有近一半的储量没有开采出来。从喇嘛甸油田一类油层直接转入后续水驱区块效果看,无效循环严重,采收率提高幅度只有3.61个百分点。为最大限度地改善区块开发效果,在砂体精细解剖基础上,结合注聚后期剩余油分布特点,开展聚驱后注入方式研究。     

利用核磁共振研究特低渗透油藏微观剩余油分布

利用大庆外围油田特低渗透储层岩心,将特低渗透物理模拟实验和低磁场核磁共振仪相结合,建立了研究特低渗透油藏微观剩余油分布的新方法,分析了不同润湿性、不同驱替压力和不同含水阶段的微观剩余油分布规律.研究表明:亲水储层剩余油主要分布在中-大孔隙中,而亲油储层剩余油主要分布在中-小孔隙;随着驱替压力的增大,特低渗透储层剩余油饱和度降低,并且小孔隙中的剩余油变化较小,而中孔隙和大孔隙中的剩余油饱和度明显降低;小孔隙中的油主要在见水前阶段采出,见水后其剩余油饱和度变化较小,而见水后中-大孔隙中的剩余油饱和度降低比较显著.上述研究丰富了核磁共振技术在油田开发中的应用.     

聚合物驱后储层及水洗特征研究

利用双河油田Ⅱ油组聚合物驱后油层新鲜岩心的现场观察结果,分析化验以及测、录井等资料,综合研究了聚合物驱后储层特征、水洗特征,及不同水洗程度下剩余油分布情况。研究结果表明:随渗透率增大,孔喉大小偏于粗孔喉,聚合物驱后强水洗厚度占76.21%,平均驱油效率44.57%,油层润湿性由"偏中性-弱亲水"向"亲水-强亲水"转化,总结出聚驱后剩余油分布特征。     

缝洞单元注水驱油可视化物理模拟研究

为了研究缝洞油藏注水驱油机理,以及注采参数对注水开发效果的影响,采用可视化物理模拟的方法研究了注采井位、注水强度对缝洞型油藏剩余油分布、含水率、采收率的作用机制。同时进行了单相物"理模拟实验和注气提高采收率实验。研究发现:注采井位对水驱油效果产生明显影响,底部注水的采收率高于顶部注水。低流速范围内,无论注水井位置如何,重力对油水置换都起到积极的作用。在一定的流速范围内,注入速度越大,注入压力越大,生产井见水略早,含水采油期越长,采收率越高。单相物理模拟实验,在低流速范围内注入压力与注入速度成线性关系;在高流速范围内注入压力与注入速度成非线性关系。研究结果表明:注气可以有效地驱替缝洞中的剩余油,特别是对阁楼油和绕流油效果显著。     

双河油田聚合物驱后微观剩余油分布特征

为进一步认识聚合物驱后油藏微观剩余油分布特征,以河南双河油田天然岩心铸体薄片真实孔喉为基础制作微观仿真模型,采用微观模型驱油实验以及图片分析方法研究了不同渗透率模型水驱后、聚合物驱后微观剩余油分布特征。结果表明,水驱后剩余油以簇状、柱状分布为主,少部分以膜状、孤岛状和盲端/角隅状分布;聚合物驱对各个形态剩余油均有不同程度的驱替效果,对簇状、盲端/角隅状剩余油驱替效果尤为明显;聚合物驱后微观剩余油形态仍以簇状、柱状剩余油为主,膜状、孤岛状剩余油比例上升明显。     

高渗透大厚层油藏水淹模式及潜力研究

为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路，拓展老油田挖潜的领域与方向，以东营凹陷梁家楼油田沙三中纯47块高渗透大厚层高含水油藏为例，对其水淹特征与剩余油分布规律进行了，综合研究。结果表明，该块油层水淹程度仅80％左右，剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域，且与构造高低无明显关系，纵向上主要集中于层段的上部，尤其是位于该块西北区构造低部位的北断层区潜力单元，是与目前老油田潜力区主要局限于正向型微构造区所不同的新类型与新领域。在此系统研究与总结基础上，提出并建立了高渗透大厚层油藏水驱与水淹模式图，同时提出了剩余油动态富集形成再生油藏的新观点，并建立了剩余油动态运移富集形成再生油藏的成藏模式。