注水开发油田进行注气开发的可行性研究

注水是油田开发中使用最为普遍的开采方式,但水驱采收率一般不高,探索水驱后如何提高采收率一直是广大科技工作者思考的问题。注气是一种较好的提高采收率技术,在水驱后油田注气潜力如何还不清楚。在此分析了国内外油田水驱后注气项目实施情况,并对我国一些油田实例进行了评价,对我国油田水驱后注气开发的实施有较好的指导意义。     

盐沉析体系在多孔介质中的结晶动力学研究

盐沉析法提高水驱采收率技术要在油田应用必须研究盐沉析体系的结晶动力学方程,而油藏是一个多孔介质系统,本文首次开展了针对人造岩心和天然岩心多孔介质的盐结晶动力学研究,采用数学方程描述了盐沉析体系在多孔介质中的结晶动力学。结果表明,盐沉析反应过程可以用两个方程来描述,即①注入体积与压差的关系为Y=（a＋bx）/（1＋cx＋dx2）—有理函数;②注入体积与出口钠离子浓度的关系为Y=1/（a＋bx＋cx2）—反二次方程。通过压力上升和溶液中钠离子浓度下降的描述,动力学方程间接反映了流动过程中盐沉析的形成和盐沉析大小,对深入研究诱导盐沉析体系的调剖工艺设计具有重要指导意义。     

砂岩油藏水驱调整后采收率预测方法研究

目前水驱采收率大多是通过水驱特征曲线来得到,因其操作简便易行且可靠性高,在国内外得到了广泛的应用。但是将其应用于预测油田开发中后期实施调整作业后水驱采收率却存在一定的问题,预测结果往往偏高。为此,需要一种新的方法来确定调整阶段水驱采收率大小。提出了一种新的方法,主要针对于应用井网加密和扩边调整措施的油田,采用分别对调整井和老井的生产数据拟合水驱特征曲线,得到调整井和老井各自计算的可采地质储量;然后相加得到油田的采收率。该方法通过采用数值模拟技术得到了有效验证,预测精度明显优于常规水驱曲线方法。最后将该方法用于海上M油田,预测得到的水驱采收率能较好符合油田的开发认识。     

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。     

轻质油藏高压注空气技术应用前景分析

 轻质油藏高压注空气提高采收率技术已经被证实是一种行之有效的提高采收率技术,该技术的发展为油田提高采收率开辟了新的道路。本文总结国内外轻质油藏高压注空气技术矿场试验及室内研究技术的发展历程,阐述了目前国内外轻质油藏高压注空气驱油机制的研究现状,明确了注空气实施过程中油藏筛选及评价、工程设计、现场实施三大环节之间的相互关系,并对各个阶段需要实施的主要内容和考虑的关键因素予以详细说明。根据目前国内外提高采收率技术现状,分析了轻质油藏高压注空气技术的特点和优势,指出了对于水驱后油藏或正在进行水驱的油藏、低渗及超低渗注水开发困难的油藏、高温高盐油藏等,轻质油藏高压注空气具有巨大的经济潜力和广阔的应用前景。     

王场高温高盐油藏剩余油分布研究及综合挖潜措施

应用先进的地质建模、数值模拟软件以及自行开发的确定剩余油分布软件系统地对王场油田潜四段高温高盐高含水油藏的剩余油分布进行了深入的研究,实现了储层建模—数值模拟和剩余油定量研究一体化.通过完善井网、不稳定注水、采取新型抗盐凝胶堵剂堵水等技术进行综合调整,使水驱采收率提高了3.4%.     

多层砂岩油藏可视化模型水驱油物模实验研究

为了获得更为直观的多层砂岩油藏水驱油渗流特征和机理,结合实际油藏地质特征,设计制备了一种大尺度可视化砂箱物理模型,进行了不同注水方式、不同注水速度的水驱油实验,考察了不同注采方式、不同注入速度对水驱油效率的影响,以及水驱油过程中的油水运动分布特征。该模型具有设计尺寸大、模拟程度高及直观可视等特点,较其他模型更具代表性。通过模拟NP 油田某区块砂岩地层,根据几何相似、井型相同、层序韵律相同、流体黏度相同的原则,更加真实的模拟地层条件。实验结果表明,不同的注水方式及注水速度对模型的采收率有较大影响。采油井数多,单井控制面积小,采收率略高;而注水速度低,油井见水晚,含水率上升缓,可以有效提高采收率,这一过程也反映了重力分异的影响。水驱特征曲线拟合表明,该实验过程符合水驱特征,能够较准确地预测可采储量及采收率。     

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。     

聚合物驱后恢复水驱平行管试验研究

针对聚合物驱后恢复水驱 ,含水率上升迅速的实际情况 ,通过填砂管平行流动试验 ,分高、中、低 3种渗透率模拟油藏非均质性条件 ,采用 3种聚合物驱后提高采收率的试验方法 ,分析研究了压力、相对吸水量、各渗透层采收率、含水率的变化 ,以评价聚合物驱后的几种提高采收率方法。研究表明 :聚合物驱后不论水驱时间长短 ,只进行深部调剖 ,对有效封堵高渗透层、控制高渗透孔道的吸水能力和提高后续水驱的波及系数效果都不明显 ;而聚合物驱后恢复一段水驱 ,通过絮凝和固定技术 ,可以高效地调整注水剖面 ,有效地提高后续水驱的波及系数 ,采收率也有很大提高     

聚合物驱后恢复水驱平行管试验研究

针对聚合物驱后恢复水驱，含水率上升迅速的实际情况，通过填砂管平行流动试验，分高、中、低3种渗透率模拟油藏非均质性条件，采用3种聚合物驱后提高采收率的试验方法，分析研究了压力、相对吸水量、各渗透层采收率、含水率的变化，以评价聚合物驱后的几种提高采收率方法。研究表明：聚合物驱后不论水驱时间长短，只进行深部调剖，对有效封堵高渗透层、控制高渗透孔道的吸水能力和提高后续水驱的波及系数效果都不明显；而聚合物驱后恢复一段水驱，通过絮凝和固定技术，可以高效地调整注水剖面，有效地提高后续水驱的波及系数，采收率也有很大提高。     

利用剩余油微观形成机理提高采收率

油田注水开发实践证明,当油井完全水淹时,仍有相当量的原油滞留在储层当中,这部分剩余在底层的原油叫做剩余油。认识和研究剩余油的形成机理以及其开采方法,不但是油田提高采收率的基础,而且也油田改善水驱开发效果的基础。本文通过对剩余油形成的微观机理的阐述,提出剩余油的微观开采方法,以便在油田开发中后期获得最大的经济采收率。     

直流电动-水动力驱油机理研究

根据物理化学流体动力学理论 ,从多孔介质渗流的毛管模型出发 ,建立了储层条件下电动力水动力耦合公式。利用该理论公式和Buckley Leverett模型 ,探讨了恒速注水电动 水动力驱油机理 ,利用该机理对国内外两个典型实验结果进行了拟合。结果表明 ,在储层条件下 ,由电动力引起的电渗作用是提高水驱油采收率的重要因素之一 ,且电加热作用可以降低原油粘度 ,从而提高水驱油采收率。当直流电场的电位梯度为 7.5V/cm时 ,电加热可以提高原油采收率 1 3%左右 ,而电动力仅可以提高采收率 2 %左右。直流电场作用可以降低水油比 ,施加 5.0V/cm的电场 ,当注入 3倍孔隙体积水时 ,水油比减小了 1 6%。     

海上油田早期注聚提高采收率的研究与实践

海上油田采油平台具有使用寿命短、生产操作费用高和水驱采收率低等特点,从海上油田开发的实际需求出发,结合油藏地质特征和流体性质特点,利用理论分析、室内评价实验和油藏数值模拟研究,开展了早期聚合物增油效果研究,为同类油田提高采收率提供了科学依据。     

任11碳酸盐岩油藏注CO2提高采收率研究

许多碳酸盐岩油藏进入高含水开发期,如何挖潜,进一步提高采收率是目前的主要工作方向。目前任11碳酸盐岩油藏存在单井产油量低,注入水利用系数低,水驱效率越来越差的问题。因此需要探索新途径,以便进一步发挥油藏生产潜力。分析了任11油藏注CO2提高采收率的机理,开展了任11油藏注CO2提高采收率的数值模拟研究。针对研究区块的地质及开发特点,建立了相应的三维数值模型,在水驱历史拟合的基础上,应用数值模拟技术从注气强度、注气方式、注气部位,生产气油比控制等方面进行了优化研究。油藏注CO2方案模拟计算20年,产油量显著上升,采用注CO2可比目前开发方式提高采收率3.5%左右。     

阳离子和总矿化度对弱凝胶性能的影响

弱凝胶作为一种调驱剂已经被国内外各大油田广泛采用,弱凝胶技术成功地解决了油田注水开采中后期的高产水率问题,改善了注入水的波及效率,提高了原油的采收率。为了进一步研究弱凝胶的适用范围,研究了地层水中所含主要盐离子(如Na⁺ 、K⁺ 、Mg ²⁺和Ca ²⁺ )及总矿化度对弱凝胶成胶性能的影响,对比分析了其作用机理,并给出了弱凝胶的抗盐范围。     

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%。     

水平井置胶成坝深部液流转向数值模拟

采用水平井置胶成坝深部液流转向技术思路,应用ECLIPSE数值模拟软件,分别以二层二维、韵律渐变的五层二维和四注九采复杂五层井网模型为对象,研究了胶坝位置、高度、组合以及措施时间等敏感因素对胶坝改善水驱效果的影响。数值模拟结果表明:对于正韵律厚油层,水平井置胶成坝技术是一种有前景的提高采收率技术;胶坝位于注采井中部或是靠近油井的地方效果较好;胶坝的高度越高,改善水驱效果越好;多个胶坝组合使用,并且达到厚油层40%以上高度时,增油效果更加明显;采取措施时间越早,改善水驱效果越好,即使在油井高含水阶段开展措施,仍可以显著提高油层水驱采收率;多个胶坝结合使用或与堵水技术相结合,可以进一步改善开发效果。为高含水油田水平井置胶成坝技术的现场实施提供可行的参考。     

高含水油田调驱体系不同阻力特性见效特征研究

长期注水开发导致国内多数油田已进入高含水期,调驱技术是现阶段改善和提高水驱开发油田采收率的重要技术之一。因此认识调驱技术的见效特征是进一步优化调驱方案以及调驱开发效果评价的基础工作。深入调研了凝胶调驱机理及其应用现状,分析影响不同油藏调驱效果的主控因素。应用核磁共振测量技术和微观可视化技术对调驱体系(包括聚合物凝胶、毫米级微球凝胶和微米级微球凝胶)在不同阻力特性见效特征进行实验研究。研究得出聚合物凝胶堵剂调驱效果优于其他两种微球堵剂,而且合理组合段塞可以有效提高调驱效果,为油田进一步优化调驱方案提供了依据。     

一种水驱砂岩油藏采收率经验公式改进方法

针对海上油田开发井距大、储层砂体形态变化大、横向分布极不稳定的特点,在现有水驱砂岩油藏采收率经验公式使用普适性不足的情况下,综合考虑了水驱控制程度及注采井数比对油田采收率的影响,提出了考虑水驱控制程度及注采井数比的采收率随井网密度变化关系表达式.通过渤海油田开发案例验证表明:新公式能够更加科学合理描述海上油田采收率随井...     

转注时机对低矿化度水驱效果的影响研究

低矿化度水驱作为一种经济有效的提高采收率技术,正引发人们越来越多的关注。国外低矿化度水驱已取得良好的矿场效果,而低矿化度水注入时机对开发的影响却未见研究。针对这一空白,开展了低矿化度水注入时机与采收率、采液速度、采油速度以及注入压力的关系研究。结果表明,高矿化度水驱替至含水98%后转低矿化度水驱,提高采收率效果甚微,总采收率仅为58.24%;而在高矿化度水驱至含水60%转注低矿化度水,再驱替至含水98%采收率可达67%,两种不同注入时机的最终采收率相差8.76%;低矿化度水驱阶段注入压力、采液速度、采油速度均高于高矿化度水驱,符合海上油田快速高效开发的要求。结合岩心矿物组成与实验结果,简单讨论了驱替机理,颗粒溶解运移、多价离子交换、类碱驱和润湿改变在本次低矿化度水驱中得以验证。