水驱油藏中微观注水倍数计算方法

常规岩心驱替实验中的注水倍数与整个油藏中注水倍数不一致,导致岩心驱替实验成果难以较好的应用到油藏开发计算中,因此需要知道地层中的微观注水倍数(也有的称为过水倍数)的分布,该微观注水倍数要求与岩心驱替实验中的注水倍数相一致。以五点法井网为例,确定了地层中的流线分布。流体是沿流线做一维流动,将每一条流线可看作是由若干个岩心连接而成,这样通过一维水驱油理论,可计算得到流线上的饱和度分布以及每个岩心的注水倍数,从而确定地层中的微观注水倍数分布。可以将岩心驱替实验的注水倍数与地层中的微观注水倍数相匹配。对于如何将岩心驱替实验结果应用到油藏开发指标计算中提出了合理的解决办法,具有重要的理论和实际意义。     

超深缝洞型油藏氮气吞吐注采一体化技术研究

针对塔河油田注氮气吞吐采油过程中因施工压力高(井口注气压力设计大于50 MPa),给注气井口及注气管柱设计带来的技术难题,研究设计了耐高压、气密性好、能够实现注气、生产一体化的注采一体化井口及注采一体化管柱,满足了超深井高压安全注气和注气后不作业直接转抽生产的双重要求。大幅降低了施工作业成本,减少了因作业对储层造成的二次伤害。目前,现场已经推广使用28口井,全部安全无故障,取得显著效益。     

裂缝性低渗透油藏pH响应型聚合物驱油技术实验研究

针对裂缝性低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规聚合物调驱技术难以发挥有效作用的难题,合成了一种具有pH响应型的聚合物,利用扫描电镜观测了其微观结构,并对其pH响应性、抗剪切性、流变性能、封堵性能进行了评价,最后利用驱油实验评价了其提高采收率能力.结果表明:该聚合物体系具有很强的pH响应特性及很好的耐温抗剪切性能,表现出“剪切变稀”的假塑性流体特性,其线网状聚集态也揭示了其pH响应机理.平均封堵率为87.97％,具有很强的选择性调剖性能,能大幅度提高低渗层的采收率.pH响应型聚合物深部调驱技术在裂缝性低渗透油田中可扩大注入水波及体积,大幅度提高油田采收率,具有较强适应性,对同类油藏增油控水具有一定借鉴作用.     

预测水力压裂井砂堵的新方法

水力压裂是乌南低渗透油藏的重要增产措施;但该地区的压裂井在施工过程中普遍存在达不到设计砂比的问题,主要原因是砂堵比较严重。结合该油田压裂井的压裂施工曲线、测井曲线、测井解释成果、压裂施工设计及实际施工参数分析等,利用斜率反转法,分析了砂堵产生的原因,建立了预测砂堵的新方法;并针对其中2口砂堵井进行了分析。在此基础上提出了解决砂堵及未达到设计砂比的具体建议。研究结果对于乌南油藏后续压裂设计和施工具有一定的参考价值,对其他类似的低渗透砂岩油藏的压裂施工也具有一定指导意义。     

不同驱替方式下复模态微观孔隙原油动用规律 ——以克拉玛依油田530井区八道湾组油藏为例

通过一系列室内物理模拟驱油实验,结合微米CT扫描结果,对克拉玛依油田砾岩油藏水驱与聚合物驱的微观孔隙原油动用规律及剩余油分布特征进行研究.结果表明:水驱主要动用大于20μm孔隙的原油,对小孔隙原油的动用程度比较低,水驱后剩余油主要以连片状分布为主,赋存在小于20μm的孔隙中,水驱油效率为41.4％;聚合物驱主要动用8～...     

苏北低渗透油藏CO2驱油开发模式探讨

CO₂驱是改善低渗油藏开发效果行之有效的方法之一。针对中国石化华东油气田苏北低渗透油藏三十多年的CO₂驱油矿场实践,将华东目前注气区块按油藏特点和不同注气时机总结为4种开发模式。详细阐述了每种模式的驱油机理、适合油藏类型和典型实例。其中,深层低渗透油藏同步注气开发模式适合于深层、强水敏的低渗透油藏,能较好地补充地层能量;大倾角油藏衰竭开采后注气（吞吐）开发模式适合于大倾角、薄层且分布稳定的特低渗透油藏,可大幅度提高单井产能;高含水油藏水驱转注气开发模式适合于注水开发效果差的中高含水低渗透油藏,能有效改善水驱开发效果;二次注气开发模式适合于注气开发后再次注气的低渗透油藏,通过对开发层系、注采结构、注入方式和注入剖面的综合调整抑制气窜,可再次提高采收率。该研究成果对于低渗透油藏的CO₂驱油方式选择具有借鉴价值。     

致密油藏CO2前置压裂流体相互作用机理

目前,致密油藏的高效开采仍是世界研究的重点及难点,其中CO2压裂技术受到广泛重视.为了进一步明确CO2前置压裂流体之间的相互作用机理,利用室内实验对地层条件下CO2注入后原油高压物性(密度、黏度、压缩系数等)的改变情况进行研究,明确CO2与原油的相互作用关系,其次通过数值模拟手段对压裂不同阶段中CO2存在方式、原油黏度等性质进行研究.结果表明,首先CO2的注入会导致原油密度明显增加,黏度降低,同时CO2的注入会提高地层的可压缩性,提高地层的弹性能量.其次在压裂及焖井阶段,CO2主要存在于油相中.在返排过程中,CO2逐渐从油相中脱离,以气相的形式存在.由于不同阶段CO2相态的改变以及CO2对原油组分具有萃取作用,使得原油黏度在返排过程中升高,密度下降.研究成果对致密油藏CO2前置压裂流体作用机理有了更深刻的认识,为进一步开展CO2压裂的后续研究奠定了坚实的基础.     

强非均质超稠油砂储层双水平井扩容启动数值模拟研究

双水平井蒸汽辅助重力泄油(steam assisted gravity drainage,SAGD)扩容快速启动技术能够显著提高油砂储层蒸汽注入能力,缩短预热时间.目前仍缺乏油砂储层扩容-循环预热-初期生产一体化的岩石力学耦合分析,不利于SAGD扩容施工参数优化设计.为此,以某浅层超稠油砂储层为例,建立了三维地质力学-热采全耦合的双水平井SAGD扩容热采数值模型,研究了均质地层和存在井间夹层的强非均质地层两种典型工况下的扩容区形态和注入压力的演化过程,进行了高黏度聚合物溶液对扩容效果的敏感性分析,分析了扩容启动和常规蒸汽循环启动的有效预热时间与初期产量.研究结果表明,采用高黏度聚合物溶液时能够显著降低施工排量和注入总液量,极大节省扩容施工成本,但过高黏度聚合物溶液对施工参数的改善幅度明显降低.扩容施工能够形成有效突破注采井间泥岩夹层的扩容区,能够大幅度提高强非均质地层中SAGD井组的初期产量.研究成果可为油砂储层SAGD扩容施工参数优化设计提供理论指导.     

哈拉哈塘缝洞型油藏油井产水特征及机理分析

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发过程中油井见水普遍且治理难度大等问题,结合单井动静态特征,探讨了哈拉哈塘油田的产水特征及形成机理。分析认为,受产层段储层特征多变的影响,形成了多种含水类型。其中,含水波动型形成机理为：井段有多套产层,封存水沿非主力层突破,由于产出通道稳定,含水波动变化;含水缓慢-快速上升型形成机理为：产层段储层相对均质,地层水突破后随地层水产出通道的逐渐增多及相渗的增大,含水持续上升;含水突然上升型形成机理为：产层段纵向上非均质性严重,地层水沿主产通道突破,致含水突然（阶梯）上升。针对不同油藏特征及出水机理提出了相应的控水治水对策,效果明显。     

存在有限导流断层的条带状油藏试井新模型

目前对断层封闭性的试井研究主要集中于封闭断层,用现有的试井解释模型对具有非封闭断层尤其是有限导流断层边界的油气藏试井资料进行解释所得到的结果往往并不理想。通过引入界面表皮的概念,建立了条带状油藏中存在有限导流断层的试井解释新模型,模型不仅考虑了流体通过断层面,还考虑了断层内部流体的流动,并利用Fourier余弦变换和Laplace变换等数学物理方法求得了井底压力表达式。绘制了模型的井底压力响应特征曲线,曲线共有7个流动阶段。分析表明,无因次导流能力F_CD值越大,曲线下凹程度越大;界面表皮S值越大,曲线上翘程度越大,当S值足够大时,表现为封闭断层的特征;无因次导压系数η_fD主要影响压力导数曲线下降的多少;流度比、厚度比、导压系数比主要影响压力导数曲线上升和下降。