特低渗透油藏注CO_2驱参数优化研究

安塞王窑区长6储层属于特低渗透油藏,经过多年的注水开发,目前已进入中高含水期,注水开发的矛盾日益突出,进一步提高水驱采收率难度大。CO2驱在一定程度上能够弥补水驱的不足,是特低渗透油藏提高采收率的一种重要方式。以安塞王窑区长6特低渗透油藏为研究对象,分析了该区块的地质特征和注水开发中存在的问题,应用地质建模技术和油藏数值模拟技术优选了适合该试验区的CO2驱开发方式,并且进一步优化了地层压力、采油速度、水气交替时间、关井气油比和总注气量等参数。此次研究成果将为CO2混相驱现场试验流程建设、试验的实施提供基础参数,对安塞油田全面实施CO2驱油技术具有参考和借鉴作用。     

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。     

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.     

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。     

高压低渗油藏层间精细挖潜的做法及认识

文东油田文13西块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼,目前已进入高含水开发后期。受湖泊-三角洲沉积影响,储层层间非均质性严重,层间动用差异大。为此,1992年开始进行层系细分加密调整,取得了较好的开发效果,2000年以后,层系打乱,油水井大段合注合采,开发效果逐年变差,针对开发中存在的主要问题,2007年在剩余油研究的基础上,通过压缩开发层段,缩小开发井距,井网重组等,开发对象向二类层转移。     

特低渗透油藏水驱油特征实验研究

针对特低渗—超低渗油层渗流特点,选取西峰油田长8油层21块岩心,通过室内水驱油实验研究,分析了低渗透油层驱油效率与储层渗透率的关系,驱油效率与注水倍数的关系,以及驱油效率与驱替压力梯度的关系.研究结果表明,低渗透油层在渗透率较低的范围内,随渗透率的降低,驱油效率则急剧降低;随注水倍数的增加,各含水阶段驱油效率增加的幅度不同,消耗的注水量也不同;随着驱替压力梯度的提高,驱油效率均呈上升趋势.     

稠油油藏蒸汽吞吐后转化学驱极限井距的确定方法

考虑油相、水相黏度的时变特征,建立蒸汽吞吐后转降黏化学驱的油藏数值模拟系统,基于蒸汽吞吐后的储层参数分布和降黏化学驱过程中参数变化,结合模拟计算得到的注采井间驱动压力梯度与启动压力梯度的关系提出稠油油藏蒸汽吞吐后转化学驱极限井距的计算方法,并制作技术极限井距实用图版;以胜利油田Ng31-42小层为目标油藏,根据技术极限...     

特低渗油藏氮气泡沫调驱适应性研究

针对吉林油田某区块纵向油层动用不均、含水率高、采出程度偏低的现象,应用室内模拟实验和数值模拟方法进行了氮气泡沫调驱的适应性研究。物模实验发现,发泡剂综合发泡能力评价指数有利于发泡剂的统一筛选,确定质量分数0.3%JH-12起泡剂与质量分数0.03%AP-12稳泡剂的复配体系作为氮气泡沫驱的优选起泡剂体系;考虑现场实施的可行性,当岩心渗透率级差为4.67,采用双段塞气液交替注入方式氮气泡沫驱油效果更佳。利用数值模拟得到工区氮气泡沫调驱参数优选结果:注入方式为双段塞气液交替注入,泡沫段塞注入量为0.4 PV,地层注入气液比为1∶1,氮气注入速度为0.12 PV/a,这与室内物模实验结果基本一致。数值模拟井组氮气泡沫调驱采出程度增幅可达3.31%,产出投入比为3.29,表明方案可获得较高的经济效益。     

高压低渗砂岩油藏储层驱替特征及影响因素

利用室内水驱油、氮气驱油驱替实验,对东濮凹陷深层高压低渗砂岩油藏驱替特征及影响因素进行研究.研究结果表明:随物性变好,两相共渗区变宽,驱替效果变好.水驱中相对渗透率曲线交叉点分布相对集中,气驱中气相相对渗透率曲线发散.气驱与水驱效果对比,特低渗储层气驱效果好,低渗及低渗以上储层水驱效果好.影响驱替特征的主要因素有驱替速度、净覆压力、两相启动压力梯度、储层物性.特低渗储层存在一最佳驱替速度,驱替时要求净覆压力尽可能小.水驱或气驱中驱油效率不会大幅度提高.气驱与水驱相比,其驱替特征的差异在于流度比、润湿性、储层微观孔隙结构及气、液渗流规律等的差异.     

稠油油藏化学降黏驱全耦合数值模拟方法

化学降黏驱是提高稠油采收率的新方法,现有的数值模拟方法不能准确描述降黏驱过程中各组分、相间的物理化学变化过程。结合油水两相控制方程、降黏剂浓度传质方程及辅助方程,构建了浓度场-渗流场全耦合化学降黏驱替数学模型,获得了乳液黏度-含水率、降黏剂溶液黏度-浓度及降黏剂溶液与原油界面张力的辅助方程,采用具有有界性的高阶迎风格式克服了一阶迎风格式的不足,提高了浓度散度的计算精度,优选有限体积方法提高了解的准确性,并对降黏驱数值模拟结果与实验结果进行了验证。在此基础上开展了降黏驱数值化实验,优化了降黏驱的注采参数。研究表明：建立的模型可以表征降黏剂的控黏效果;随着降黏剂注入浓度、注入量和注入速度的增加,采出程度逐渐增加,但采收程度增长率逐渐减小;0.4%浓度的降黏剂采收程度提高幅度最大;合理注入量介于0.2～0.6 PV,PV(pore volume)表示孔隙体积;推荐选用段塞较大、段塞中降黏剂浓度较高的方案;合理的注入速度应根据油田自身产能设计。该研究为稠油油藏降黏驱开发方式优化与调整提供了重要技术手段。     

高渗储层特高含水期渗流规律实验模拟及流场表征

以孤东油田七区西馆陶组Ng63+4砂层组地质特征为基础,设计二维平面物理模型进行水驱实验,组建压力、饱和度全程同时实时监测系统,并以绘制场图的形式表征模型内部压力及含水饱和度分布,系统地揭示了含水上升规律与压力、饱和度分布之间的关系。基于驱替过程中模型内部压力及含水饱和度分布的变化规律,推导出油水两相的速度分布及流线,通过调整注采关系改变流线,研究特高含水期供给边界及压力梯度的改变对储层油水两相饱和度分布的影响。建立质点迁移模型计算平面模型内部含水饱和度分布,并将预测值与实验测量值对比,认为长期注水冲刷及压力波动会导致储层的孔渗性及润湿性改变,进而导致油水两相相渗曲线改变。通过修正相渗曲线,预测得出与实验测量结论具有高相似度的含水饱和度分布,为高渗油藏特高含水期剩余油分布预测提供了一套新的思路。     

特高含水期水驱油藏井网调整效果研究

摘要：通过对试验区水淹解释数据分析和利用数值模拟方法对试验区的历史拟合,研究了目前试验区开发状况,给出了层系重组方案,在层系重组基础上进行了开发井网调整,并对调整后的开发井网进行了不同开发方案的数值模拟预测。预测结果表明：在注采比为1时,生产到含水98%时的最终采收率为47.85%,阶段采出程度7.22%,调整效果最好,比继续应用目前井网开发的阶段采出程度提高了2.69%。     

低渗透油藏高含水期压裂水平井流入动态研究

针对低渗透油藏高含水期的压裂水平井,根据油井流入动态关系调整合理工作制度是高含水期油井稳产的重要方法之一。为确定高含水期压裂水平井流入动态,通过水电模拟实验方法和油藏数值模拟方法,考虑应力敏感性和溶解气的影响,分别确定了含水率为0和100%时的压裂水平井流入动态,根据加权平均方法,计算了不同含水率时的流入动态曲线。结果表明:随着含水率的不断上升,流入动态曲线弯曲程度减小,相同井底流压下的油井产量增加。该研究成果可为矿场实际中的高含水压裂水平井工作制度的调整提供科学依据。     

一种基于水淹影响的相渗曲线重构方法

针对储层水淹对地层流体渗流规律影响刻画较难的问题,基于渤海典型疏松砂岩稀油油藏LD油田和稠油油藏Q油田密闭取芯井岩芯样品,开展水淹程度对油水相渗曲线影响实验研究。基于水淹对相渗影响认识,提取不同水淹程度下相渗曲线特征参数并重新组合,建立两种类型油藏考虑水淹影响的"全寿命"油水相对渗透率曲线。实验结果表明,与采用未水淹、弱水淹层段岩石样品完成的油水相对渗透率曲线相比,中水淹、强水淹层段相渗曲线束缚水饱和度更高,残余油饱和度更低,等渗点更偏右,驱油效率更高。与不考虑水淹情况相比,考虑水淹影响的重构相对渗透率曲线,其残余油饱和度和束缚水饱和度更低,含水饱和度相同时,两相相对渗透率均呈现整体降低趋势,最终驱油效率增大。与不考虑水淹影响的方案相比,考虑水淹影响的重构相渗在Q油田矿场数值模拟中应用,在含水98%时的采出程度提高近1%。     

基于裂缝-基质耦合的裂缝性油藏调驱数值模拟

 针对黑油模型等效处理裂缝方法不能很好体现裂缝在油藏中的特性,利用裂缝-基质耦合渗流理论方法,建立油水两相三维裂缝性油藏数值模型。基于该数值模型研究油藏地质和开发条件对弱凝胶调驱效果的影响,对影响因素进行了显著性评价,通过对调驱影响显著的因素进行定量研究,提出了裂缝性油藏适宜调驱的油藏条件。利用正交分析方法,对实际油藏进行调驱参数优化设计。     

高温化学复合驱油方式优化评价研究

针对双河油田VI油组高温非均质油藏,使用油层砂充填长管模型,研究几种化学复合驱油体系中表面活性剂、聚合物、低度交联聚合物、有机碱以及交联剂之间的色谱分离特征。实验结果表明,95℃下三元复合体系流经填砂管时,聚合物最先突破,碱随后突破,表面活性剂的突破滞后最大;有机碱的加入能起到降低表面活性剂吸附的作用,而交联剂对于表面活性剂吸附影响不明显。根据色谱分离程度,采用层间非均质人工压制物理模型,对比评价了二元、三元复合驱油体系及几种组合驱油方式的驱油效果,优选出主段塞为有机碱三元复合体系、前后保护段塞为交联聚合物的驱油体系,水驱后可提高采出程度24.2%。该研究成果可以对高温非均质油藏三次采油的高效开发提供参考依据。     

特低渗透油藏水驱油物理模拟相似准则的推导和应用

 为了完善水驱油物理模拟相似理论,本文在前人研究基础上,针对特低渗透油藏的特点,并考虑特低渗透油藏中流体非线性渗流特征的基本方程,应用检验分析法推导出了特低渗透油藏水驱油物理模拟相似准则,分析了各相似准数的物理意义,确定了模型参数与油藏参数进行转换的关系.提出通过选取与实际油藏储层对应的露头岩心,可以实现模型与原型中两相渗流特征、毛管力特征和非线性渗流特征的相似.所得结论为特低渗透油藏水驱油物理模拟提供了理论指导.     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容,而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此,从典型油藏地质模型出发,通过建立油藏数值模拟机理模型,筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标,分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响,研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。     

辽河油田马家铺庙5块低渗稠油油藏蒸汽驱现场试验

针对辽河油田马家铺庙 5块低渗、薄互层稠油油藏的具全地质特征 ,为探索适合该油藏的合理开采方式 ,在该块前期开展的各项工艺试验分析、总结的基础上 ,考虑到该块地层压力低、地层温度低、原油流动性差、地层能量低等特点 ,从补充地层能量和提高地层中原油的流动性的角度出发 ,在该块进行了蒸汽驱现场试验 ,并配套开展了一系列的工艺技术研究和应用 ,通过庙 5蒸汽驱试验 ,取得了较好的效果 ,并形成了一整套适合低渗、薄互层稠油油藏工程、采油工艺、动态监测等配套的工艺技术 ,使原来难以动用的低渗稠油储量得到了有效动用 ,采油速度由试验前不到 1 %上升到了 2 .78% .试验表明 ,对于象庙 5块这样的低渗稠油油藏的开采 ,低渗、油层能量低是问题的关键 ,运用配套工艺技术可以实现油藏的合理动用 .