实用水驱规律模型的建立及应用

以达西定律为基础，建立了一个基于含水率与注入孔隙体积倍数的实用水驱规律模型，应用该模型可以预测水驱产油量或采收率。将预测结果与采用其他提高采收率措施时的产油量或采收率进行对比，可以分析实施该措施的增产效果。利用水驱规律模型对某区块进行了实例分析，结果表明，注入0．1倍孔隙体积的胶态分散凝胶（CDG），可以使全试验区增产油量969t，其中有近1／3是由中心井完成的。     

低渗透油藏多段塞微生物驱开发指标预测

油藏条件不同,微生物驱油体系的提高采收率能力和油藏适应性也有所差别,需要合理的注入参数对开发指标进行预测。通过模拟不同注入方式微生物驱油实验优化注入参数,在实验基础上综合运用前缘推进理论和经验回归方法,考虑微生物降低原油黏度以及影响油水相对渗透率等客观因素,建立一种将油井产能和含水变化规律结合的预测模型来预测微生物驱开发指标。微生物驱油实验表明,多段塞微生物驱较单一段塞微生物驱采收率可提高9.24%,见水时间能延长40.10%~40.14%,无水采收率提高18.44%;用该模型能较准确地预测微生物吞吐开井后的产油量、增油量、产液量和含水率,单井预测误差小于10%,区块总体产液量和产油量预测误差均小于3%,含水率仅为0.25%。矿场试验采用五级段塞交替注入调剖用微生物与驱油用微生物,试验区含水上升率由8.1%下降至-4.3%,综合递减率由13.3%下降到4.4%,控水稳油效果明显。     

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%。     

水驱油田采收率与注入孔隙体积的定量关系

采收率是评价油田开发效果的重要标准.通过对胜利油区不同油田多块岩心驱替试验结果的分析,发现采收率ER与注入孔隙体积倍数nPV存在定量关系,从丙型水驱曲线出发结合注采关系和驱替试验数据得出ER-nPV关系式,并分析ER-nPV关系式中系数的物理意义.对岩心驱替试验与现场生产数据回归曲线以及孤岛试验区聚合物驱前后ER-nP...     

直流电动—水动力驱油机理研究

根据物理－化学物体动力学理论,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Buchkly-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13％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,水油比减少了16％。     

纳米微球调驱技术在某油田开发生产中的应用

某油田的主力油层为明化镇组下段NmⅣ、Ⅴ,该油田Ⅰ井组有1口水平注水井,3口生产井,单采同一砂体。由于采用水平井开发、地层非均质性较强等原因,导致井组注入水水流推进不均衡,沿优势水流通道突进,注入水低效或无效循环,生产井含水上升速度快,采出程度低。结合开采现状、砂体油藏物性、孔隙体积、产出潜能等因素,选择纳米微球调驱措施后,有效调整了该井组注水井吸水剖面,扩大了注入水波及体积,减缓了对应油井的含水上升速度,提高了原油采收率,取得了良好的应用效果。     

低渗透油藏气水交替注入能力变化规律研究

气水交替注入技术不仅能提高注气驱过程的体积波及系数,还能改善高流度气体在流经低流度油藏流体时的流动效率,但是与连续注气或注水相比,气水交替驱注入能力发生异常的可能性明显增加。通过长岩芯驱替实验,研究了低渗油藏水驱后进行气水交替驱(气水比为1:1,1:2,2:1)时注入能力的变化。实验结果表明:气水交替驱会出现注入能力下降的问题,但当交替注入一定量后,注入能力不会持续下降,而是维持在一定水平;同时增大气段塞可以降低注入压力,增大注入能力,但对采收率有负面影响。     

强底水礁灰岩油藏水驱采收率表征模型

为了对海上强底水礁灰岩L油藏水驱采收率进行快速预测,通过对油藏开发过程中的地质参数、流体参数和工程参数进行分析总结,建立了包含影响开发效果各个因素的机理模型,并结合数值模拟研究,获取了采收率与各影响因素间的函数关系,确定了影响油藏水驱采收率的主控因素。在此基础上,运用正交实验设计与多元非线性回归理论,建立了礁灰岩油藏水平井开发水驱采收率定量表征模型。实例应用结果表明,该采收率表征模型可用于强底水水平井开发条件下的礁灰岩油藏采收率快速预测,预测结果精度较高,误差小。     

中东碳酸盐岩油藏孔隙结构对驱油效果的影响

中东地区碳酸盐岩油藏与国内碳酸盐岩油藏的孔隙结构差别明显,其储层多以孔隙型结构为主。中东H油田M层碳酸盐岩油藏储层可划分成四种孔隙结构:基质型、基质孔隙型、溶孔孔隙型及孔洞孔隙型,针对四类孔隙结构岩心开展2种水样条件下水驱油模拟实验,研究孔隙结构类型和注入水样对水驱效果的影响。结果表明:储层孔隙结构类型影响岩心水驱油效果,相同条件下,基质型及基质孔隙型岩心水驱含水率上升平缓,孔洞孔隙型岩心含水率上升较快;基质孔隙型岩心相对渗透率曲线的共渗区间最大,水驱采收率最高。改变注入水样,矿化度较低注入水样的驱采收率较高,即注入水的矿化度和离子浓度也会对水驱油效果产生影响。研究结果为碳酸盐岩油藏开发和现场水源选择提供参考。     

Bakken油藏注气方式的模拟与预测

Bakken储层是一种极致密油藏,具有低孔隙度、低渗透率的特点。以加拿大萨斯喀彻温省东南部地区Viewfield油田为例,利用Bakken致密储层及裂缝特征,通过建立10口相关油井的地质模型并进行数值模拟实验,来确定有效的注气方式对提高致密油采收率的可靠性和可行性。历史拟合的结果验证了数值模型与试验区实际生产数据和压力变化保持一致,确保了模型的有效性。同时,模拟研究评估了多种采收方案,如水驱法、二氧化碳气驱、水气交替法（CO₂-WAG）以及甲烷气驱对采收率的影响。目前研究结果表明,对累计产油量最敏感的两个参数是相对油水渗透率（K_row）和原生水饱和度（S_wcon）。其他对采收率影响较大的参数分别是二氧化碳的注入速率、水气交替循环次数、总注入次数和吸收时间。通过对比不同的采收方式,循环周期为两年的水气交替注入法对提高采收率的效果最好,其原油采收增产率可达5.033%。本次研究基于历史拟合的结果,预测、比较了不同注气方式对提高Bakken地区致密油藏采收率及经济效益的影响,可以有助于优化设计萨斯喀彻温省东南部致密油藏区块的开发及开采方案。     

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。     

聚合物驱后提高采收率技术研究

根据聚合物驱和聚合物驱后存在的问题，提出了聚合物驱后地层残留聚合物的再利用、深部调剖、高效洗油3项提高采收率技术。地层残留聚合物的再利用技术由絮凝技术和固定技术组成，利用地层残留聚合物封堵高渗透层，提高水驱的波及系数；深部调剖技术对残留聚合物再利用后的地层进行补充调剖，进一步提高水驱的波及系数；高效洗油技术既弥补了聚合物驱机理的不足，也弥补了聚合物不可人孔隙体积所损失的那部分波及系数。地层残留聚合物再利用的矿场试验效果证实了该技术对注聚油田的适应性和可行性。     

污水配制聚合物对提高采收率影响研究

利用纵向非均质人造岩心,进行了聚合物驱提高采收率的物理模拟实验。研究污水配制聚合物溶液对提高采收率的影响。实验结果表明,同浓度下,用污水配制或稀释聚合物溶液,其黏度比清水配制的低,相应的采收率也低。在水型和聚合物浓度相同的条件下,抗盐聚合物驱采收率增幅比普通聚合物高1.3%—2.5%;而且水质越差,差别越明显。说明抗盐聚合物更适用于污水配制聚合物进行驱油。黏度相同而水型不同的聚合物溶液,其注入压力也不同。清水配制并稀释的聚合物溶液具有最低注入压力。     

北美超低渗致密油藏提高采收率技术现状

在过去的十年中，北美致密油气的开发技术日渐成熟，其中，最具代表性的技术是水力压裂和水平钻井技术的结合。然而，现有依靠天然能量的衰竭式开发只能采出超低渗储层中的少部分原油（采出程度低于10%），导致致密储层中仍存在大量剩余油。因此，非常规超低渗油藏提高采收率技术的研究日趋重要。目前，全世界90%以上的致密油产量来自美国，其开采技术在非常规致密油的开发领域具有明显优势。并且，在过去的十年间，北美的石油公司已经对针对致密低渗油藏的提高采收率（EOR）技术进行了许多现场测试。鉴于美国在非常规致密油的勘探开发中具有领先地位，重点对北美致密油资源开发中提高采收率措施的现场经验进行了总结和评价，并指出了其目前面临的主要困难和挑战。此项研究对于中国未来超低渗致密油藏提高采收率技术的发展具有指导和借鉴意义。     

马2断块油藏数值模拟及开发调整方案设计

马2断块油藏开发历史长,已进入中高含水期,存在着水驱控制程度低,层间及层内矛盾突出,低渗透部位的剩余油难以开发等问题。为了有效控制产量递减和提高采收率,利用数值模拟技术对开发过程中存在的主要问题进行综合分析研究,对各种可行的开发调整方案进行预测和优选。研究表明,对马2断块现有的开发状况进行调整是必要和有效的。在马2断块油藏开发中后期,及时调整注采比及采油速度,不仅可以提高开发效果,而且能提高最终采收率,达到稳油控水的目的。     

乙醇胺提高延长稠油油藏聚/表二元驱采收率研究

针对延长稠油油藏的水驱后含水率上升的问题,通过室内实验方法,在原有聚表二元驱的基础上,研究一种适用于延长油田的有机碱,优选三元复合体系的配方;并通过物理流动驱油实验对三种化学驱油体系的驱油性能进行了分析和评价。结果表明:油藏的原油酸值为1.95 mg/g,适合进行三元复合驱的研究;筛选出的有机碱是乙醇胺,其能有效减低油水界面张力并对复合体系的黏度几乎没有影响,试验优化的三元复合体系的配方是:1 500 mg/L聚合物2 000 mg/L表面活性剂+3 500 mg/L乙醇胺。驱油实验表明:在均质岩心和三层非均质岩心模型中,与聚合物驱和聚表二元驱相比,三元复合驱都能提高原油的采收率,其中模拟油藏条件的三层非均质岩心条件下,采收率增值达13.38%,达到了控水增油的目的。     

一种提高采收率的新技术在老油区的应用研究

为了弥补注水开发油田在提高原油采收率方面的不足,试验了一种新技术—“2+3”提高采收率技术,该技术是在对注水井进行充分调剖,增加注入水驱替体积的基础上,注入有洗油效率的驱油剂,进行有限度的三次采油,进而提高注入水洗油效率。该技术在桩106老区桩106-32井组进行的现场试验,试验过程中,相应研究应用了FD判别调剖充满度技术,以铬冻胶、固化体系为主的深部调剖剂调剖技术,并模拟试验区油藏情况,通过岩心驱油试验,筛选了以聚合物、碱为主的驱油剂。试验使井组水驱开发状况明显改善,增产效果显著。在不考虑递减的情况下,井组平均日增原油14.3 t,累计增产原油4 830 t,投入产出比1∶6.4。     

胜利油田注空气二次采油技术评价研究

注空气技术已被成功应用于不同类型油藏以提高采收率。对注水困难的低渗透油藏来说,注空气取代注水进行二次采油以及注空气/空气泡沫进行三次采油都将受到越来越多的重视。针对注空气驱油机理和工艺特点,通过一系列实验和油藏数值模拟,研究低渗透油藏注空气提高采收率的机理及其应用。针对胜利油田低渗透轻质油藏目标区块,采用小型台架氧化反应器(SBR)进行原油氧化实验,并利用驱替装置进行氮气驱和空气驱的对比实验,评价了原油的氧化特性及空气驱的驱油效率,给出了原油-空气低温氧化动力学参数,为数值模拟提供基础数据。最后运用油藏数值模拟热采模型对注空气过程中氧化反应的热效应提高采收率进行了预测。     

致密油藏润湿返转提高采收率技术

针对致密油藏目前开采方式存在产量递减快、可采储量低的问题,通过构建基于离散裂缝网络的致密油藏润湿返转提高采收率数学模型,并编制相应全隐式数值求解算法,进一步研究了亲油储层周期注入表面活性剂方式的驱油效果及影响因素。结果表明:周期注入表面活性剂能够使储层产生润湿性返转,诱导自发渗吸,进而有效动用基质内剩余油,较目前开采方式可进一步提高采收率幅度10%;周期注表活剂的驱油效果随着原油黏度的降低、基质渗透率的增大或者压裂密度的提高而变好,当地层原油黏度低于7 m Pa·s、基质渗透率不低于0. 01 mD、裂缝间距不高于150 m时,周期注表活剂可取得明显的增油效果。     

海上稠油高效开发新模式研究及应用

以海上稠油油藏为对象,以技术可行性为前提,从提高开发效益的角度出发,提出加速该类型油藏开采的新模式。新模式的指导思想是在投产初期就尽可能地提高采油速度,并尽可能延长高速开发的时间,以达到最大采收率。新模式模糊了一、二、三次采油的界限,把三阶段的系列技术集成、优化和综合应用。在开发技术策略上,施行提前注水、注水即注聚、注水注聚相结合的原则,建立了以聚合物驱为主的提高采收率技术体系和以钻井压裂、适度防砂、电潜螺杆泵为主的钻采工艺配套技术体系。采用新的开采模式,海上稠油油藏的采收率将有可能在原模式基础上提高5%~10%,甚至更高,显著提高油气资源的利用率,对于石油资源相对紧缺的我国具有十分重要的意义。