缝洞型介质结构对非混相气驱油采收率的影响

为了研究缝洞型油藏的复杂缝洞介质结构对气驱油的影响,建立4类19个不同缝洞介质结构的数模模型,开展一系列非混相氮气驱油数值模拟研究。结果表明:洞相对于缝的位置越高,气驱油采收率越高;气驱油采收率随着洞密度和洞隙度的增加而增加,随驱替方向裂缝密度的增加而减小;洞的存在有利于提高气驱油采收率,并降低了缝洞介质结构对采收率的影响;气驱油的主要机制是由于密度差异形成的重力驱、体积膨胀补充地层弹性能和降低原油黏度改善流动能力,采收率主要受重力、洞密度、洞隙度、驱替方向裂缝密度等因素影响。     

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。     

缝洞型油藏注气开发单元优选方法

针对目前缝洞型油藏采收率低、稳产困难等问题,开展注气开发物理模拟实验。考虑储层隔层、底水规模及连通性、注气压力恢复程度等对注气开发效果的影响,认识到储层无隔层,底水连通较好、规模较小,周期储层压力恢复程度较高时注气开发效果较好。推导注气开发的理论模型,编程分析注气后采收率大幅度提高,可以有效降低油井含水率。综合考虑剩余油量、水体规模及连通性、储层连通性、缝洞体积、油井钻遇/连通位置及油水界面位置等参数,给出注气开发单元优选原则,并进行实例分析。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究

为了研究塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油提高采收率机理,开展了原油物性实验、相态分析和注气驱油数值模拟研究。结果表明:塔河油田注氮气驱油为非混相过程,注二氧化碳驱油为混相过程;注氮气驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量、驱替微小孔径中的原油及重力分异形成人工气顶置换顶部剩余油;注二氧化碳驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量及降低油气界面张力;非混相注气驱油比混相开发效果好。     

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。     

缝洞型油藏注水驱油可视化物理模拟研究

采用可视化物理模拟方法直观研究了缝洞油藏的注水驱油机理,考察了不同注入流体、注入方向、注入角度等多方面因素对注水效果的影响,直观了解了缝洞油藏注水驱油前后的油水分布,并进行了注气提高采收率实验。结果表明:缝洞位置对水驱效果产生明显的影响;重力分异在缝洞模型中具有重要的作用;对于缝洞型油藏,剩余油的形成和分布主要受缝洞通道不规则性和重力捕集的影响,水驱后剩余油主要分布在上部溶洞和下部溶洞顶部难以驱替的"阁楼空间"内,这部分剩余油也是注气驱替的主要驱替空间;实验发现,水驱油过程中一旦形成水流通道,孔洞中的剩余油就难以被驱替,改变注水方式或注入介质(如注气)等,有可能进一步驱替孔洞中的剩余油,提高采出程度。后续注气实验证明通过改变注气方式可以明显驱出"阁楼空间"中的剩余油。     

缝洞型油藏剩余油形成机制及改善开发效果研究

采用数值模拟方法研究了缝洞单元剩余油形成机制和改善水驱开发效果方法。研究表明：油水重力分异作用导致溶洞内残余油和束缚水含量决定于流出侧缝洞连接点位置,从而得到了残余相饱和度表达式;油水密度差、缝洞连接关系和缝洞单元压力系统是影响缝洞型油藏剩余油形成和分布的三个因素,油水密度差是根本原因,缝-洞连接关系是主控因素,而缝洞单元压力系统则属于次要原因;提出了水驱后续注气开发、高含水期转换注采关系开发、注水井提液开发三种提高采收率技术,可不同程度降低剩余油饱和度,但各种方式的优劣并不是绝对的,需要根据缝洞连接方式和注采井与缝洞单元连接位置进行优选。     

基于Darcy-Stokes耦合模型的缝洞型介质等效渗透率分析

根据缝洞型介质的特点和流体在不同尺度空间的流动特征,建立Darcy-Stokes耦合数学模型,推导出考虑基岩渗透率的广义立方定律和单裂缝多孔介质的等效渗透率张量表达式,以此为基础提出裂缝预处理技术,将溶洞-裂缝-基岩耦合流动问题转化为溶洞-基岩耦合流动问题,分析不同缝洞结构介质体的等效渗透率和渗透特性。结果表明:缝洞结构的存在不同程度地影响介质体的等效渗透率;含圆形溶洞介质的等效渗透率与基岩渗透率成线性关系;裂缝预处理技术可以提高计算效率。     

缝洞型底水油藏油井见水及含水规律实验研究

针对塔河碳酸盐岩缝洞型底水油藏的特点,根据矿场生产的动静态资料,利用相似理论,构建不同缝洞组合的可视化模型,开展物理模拟实验。比较和验证了不同含水上升规律所对应的储集空间类型,揭示了不同含水上升规律的物理本质,为此类油藏的合理开发提供了必要的实验和理论依据。实验证实,碳酸盐岩缝洞型底水油藏油井见水和含水上升规律存在5 种基本形态,而每一种类型都与特定的储集体地质特征、缝洞组合关系、水体能量的大小以及水体与储层的沟通程度密切相关;底水入侵的方式与砂岩油藏有很大区别,底水主要沿大裂缝窜进,溶洞内油水界面缓慢水平抬升,流体流动属于层流,这将简化管流与渗流耦合的数学模型。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐EOR效果评价

缝洞型碳酸盐岩稠油油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,非均质性极强,针对此类油藏,注气吞吐是一种有效的开发方式。为了探索缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐开发效果,设计并制作了适用于缝洞型油藏吞吐室内物理模拟实验装置,从换油率、产气速率、产气量等方面对比分析了4种吞吐介质（CO₂、N₂、先注CO₂后注N₂、先注N₂后注CO₂）的吞吐效果,分析了作用机理。实验结果表明：注气吞吐提高采收率效果显著,最低换油率的N₂吞吐也能达到0.422;CO₂与N₂混合气吞吐中,CO₂溶于原油中能使其黏度降低,N₂由于重力分异作用占据缝洞高部位形成气顶,这种协同作用使得CO₂与N₂混合气吞吐效果好于单一注气吞吐;而在注气顺序上先注N₂后注CO₂吞吐效果更加明显,换油率可达0.861。缝洞型油藏注气吞吐开采是一种行之有效提高采收率的方法,先注N₂后注CO₂混合气吞吐可获得更显著的开发效果。     

聚合物驱后提高采收率方式实验研究

结合孤岛油田注聚区块地层情况,优选出了适于聚合物驱后进一步提高采收率的驱油剂─—阳离子聚合物,研究了其驱油机理、在均质岩心中的驱油效果、均质岩心聚合物驱后水驱不同倍数时的驱油效果;研究了非均质地层聚合物驱后进行调剖或不调剖的驱油效果,并与具有超低界面张力的驱油剂的驱油效果进行了对比.研究表明,聚驱后注入的阳离子聚合物通过吸附、絮凝等作用可使后续水驱波及体积进一步增加,聚驱后转水驱阶段越早注入阳离子聚合物其驱油效果越好,非均质地层聚驱后对高渗层进行适当的封堵再注入阳离子聚合物可较大幅度地提高采收率.     

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...     

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.     

冀东油田微生物驱油技术室内研究

在对冀东油田高浅北和老爷庙区块油藏状况、原油物理性质、产出水化学性质和细菌群落组成分析的基础上,通过物理模拟驱油实验来研究这2个区块实施微生物驱油技术的潜力.利用最大或然数法、倾注平板法和滚管法对产出水中的细菌群落状况进行了分析.结果表明,产出水中细菌群落较为单一,硫酸盐还原菌为优势菌群,部分油井产出水中含有好氧腐生菌,说明这2个区块具备微生物生长繁殖的条件.室内物理模拟驱油实验表明,在一次水驱的基础上,经过7周期85 d培养驱替,高浅北和老爷庙区块模型的采收率分别提高15.6%和10.7%.综合微生物学、油藏条件以及物理模拟驱油实验的研究结果,在冀东油田高浅北和老爷庙区块实施微生物驱油技术是可行的.     

缝洞型油藏泡沫驱效果及缝洞结构动用机理

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间主要以裂缝和溶洞为主,非均质性极强,注水和注气开发过程中储集空间内残余大量剩余油。根据塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特点设计制作了能够表征不同缝洞结构特征的二维可视化物理模型,并基于可视化模型开展了泡沫驱物理模拟实验,揭示了泡沫驱对不同缝洞结构的驱油效果及不同缝洞结构的动用机理,并明确了泡沫对不同驱替阶段剩余油的动用效果。研究表明：泡沫具有极好的流度控制能力和高渗通道封堵能力,对于水平方向、垂直方向和高角度的裂缝都具有很好的驱替效果,能够有效地提高缝洞型碳酸盐岩油藏不同开发阶段后的原油采收率。充填介质的存在有利于扩大泡沫波及体积提高微观驱油效率;增强泡沫的强度和稳定性,能够增强泡沫调流转向的能力;减小泡沫的密度,能够降低界面张力,提高泡沫在缝洞油藏中的采收率。室内研究结果可为缝洞型碳酸盐岩油藏泡沫驱矿场应用提供理论基础。     

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。     

粘弹性聚合物驱油的数学模型

为了研究粘弹性聚合物驱油规律,建立了粘弹性聚合物驱油数学模型。从弹性效应和粘性效应两个方面描述聚合物驱油机理。聚合物弹性能够降低残余油饱和度,聚合物粘性改善油水流度比,扩大波及体积。该模型能够模拟聚合物驱油具有的提高微观驱油效率和流度控制驱油机理以及所发生的对流、弥散、扩散、吸附等一系列物化现象。利用该模型拟合了实验室聚合物岩心驱油过程。数值模拟结果与实际岩心驱油过程基本一致,表明该模型可以进行聚合物驱油的机理研究、实际应用可行性研究、矿场方案优选和开发效果预测。     

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。     

平板模型水驱油物理模拟相似理论研究

为了给出明确的实验室物理模拟的可行性办法,采用一种与前人不同的推导方法——改进的检验分析法,对特低渗透油藏水驱油物理模拟相似准则进行了推导,给出了在目前实验室条件下,以再现油田生产过程,预测剩余油分布为目的的平板模型。室内物理模拟实验能够最大程度上实现的模拟方案。模拟方案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,使得物理模拟实验能够最大程度上反映油藏中的流体渗流规律。对于压裂裂缝无法满足几何相似的情况,提出了一种等效模拟的物理模拟实现办法。按照推导得到的相似准则确定了模型参数与油藏参数进行转换的关系,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。