萨北开发区纯油区东部注聚质量影响因素分析

对萨北开发区纯油区东部葡一组油层注聚曝露出的注水困难的问题进行深入的分析,总结了油层发育、渗透性、注入水质、注入参数以及井网完善程度等因素对注聚质量的影响,并对注入参数优化、表活剂和水平井解堵以及补孔等技术治理手段进行了评价,提出了解决注聚因难问题的有效途径,对纯油区东部聚驱下步开发以及即将开展的二类油层注聚有很好的技术借鉴价值。     

安棚特低孔低渗油田水驱渗流特征研究

为了搞清油水在特低孔低渗油层中的运动规律和水驱油效率,特开展安棚特低孔低渗油田水驱渗流试验研究。研究结果表明:特低孔低渗油层油水渗流均存在非达西渗流特征,启动压力梯度与临界压力梯度较高,水驱油存在一最佳驱替速度。油水相对渗透率曲线类型多,具有束缚水饱和度、残余油饱和度和无水期驱油效率较高,等渗点水饱和度低、相对渗透率低,两相流动区间窄的特点。该成果对改善低孔低渗油层注水开发具有一定指导意义。     

二类油层三元复合驱层系调整开发效果评价

萨北开发区北二西东块二类油层井层系组合方式为萨Ⅱ组。与相邻区块开采层系不统一，导致衔接区域注采关系不完善，并且二类油层萨Ⅲ组未组合进行三次采油开发，区块整体缺少一套上返层系，接替潜力小。为便于油田开发整体调整，最大限度挖掘剩余潜力，依据油层发育特点，根据层系组合原则开展二类油层层系优化，按照先下后上的次序，分萨Ⅱ10-16+萨Ⅲ和萨Ⅱ1-9两段进行调整。调整后萨Ⅱ10-16+萨Ⅲ层系组合与萨北开发区二类油层井整体组合方式一致，且能有效动用萨Ⅲ组储量，组合层系厚度适中，隔层分布稳定。借鉴三元复合驱矿场试验认识，结合数值模拟成果，优化三元复合驱注入参数，预计调整后，增加可采储量159.15×104 t。     

渤海油田厚油层聚合物驱波及规律数模研究

为了提高渤海油田厚油层水驱转聚合物驱(以下简称"聚驱")开发效果,开展了聚驱波及规律研究,力图定量获得聚驱提高厚油层波及效率的幅度。以渤海A油田为基础建立了油藏模型以开展数值模拟研究,研究了转聚驱的时机、注入聚合物段塞大小、渗透率变异系数和储层有效厚度等因素对海上油田厚油层聚驱波及系数的影响。结果表明:1注聚后波及系数(与水驱相比)明显提高,聚驱的波及系数比水驱的高0.2~0.3;2注聚段塞越大,波及系数越高,但从0.3PV以后增加注入聚合物段塞的大小对提高聚驱波及系数贡献幅度减小,建议经济合理的注聚段塞为0.3~0.4PV;3在含水率较低时进行转聚驱能够很快地、明显地提高波及系数,表明早期注聚较好;4随着渗透率变异系数的增大,水驱的波及系数降低。当变异系数较大时,聚驱可以提高波及系数;5储层有效厚度大,波及系数略低。厚度增大水驱和聚驱的波及系数都降低,但聚驱提高波及系数的效果明显好于水驱。研究建议早期注聚(含水率40%左右开始),注聚段塞以0.3~0.4PV为宜,可选择非均质性严重、预计水驱效果差的油层优先注聚。     

南堡凹陷水驱油岩石电阻率变化特征研究

南堡凹陷低矿化度地层水条件下砂岩油层电阻率变化范围较大,当注入水矿化度接近或低于地层水矿化度时,水淹层与油层的测井电阻率差别较小,因此利用电阻率测井识别水淹层难度很大。在实验室模拟地下油层水淹过程,以多种矿化度水驱溶液分别驱替饱含油岩石,在驱替过程中测量岩石水驱油电阻率、含水饱和度和水驱倍数等参数,研究不同岩性、物性的岩石在多种矿化度注入水水驱油过程中电阻率的变化特征及其影响因素。通过分析试验数据,揭示了多种矿化度注入水水驱油岩石电阻率复杂的变化特征及其主要影响因素,为电阻率测井识别水淹层奠定了基础。     

中低渗透单一河道储层聚合物驱的可行性研究

针对中低渗透单一河道储层开发后期注水易沿河道中部突进,导致注水波及系数小,常规水驱调整及剩余油挖潜效果差的问题,开展了中低渗透单一河道储层聚合物驱的可行性研究。优选出适合中低渗透单一河道储层聚驱的聚合物分子量为1200×10~4~1600×10~4。优化注入参数,即聚合物驱注入质量浓度为1000mg/L,注入速度为0.06PV/a,聚合物用量为300mg/(L·PV),可以实现有效渗透率在100mD以下储层的有效注入。通过分析中低渗透单一河道储层聚驱效果的影响因素,表明当聚驱控制程度大于80%、驱替距离165m时聚驱效果较好。该研究提高了中低渗透单一河道油藏的采收率,为该类油藏后期挖潜提供了借鉴。     

二元泡沫体系在含油多孔介质中的渗流特征研究

为研究泡沫流体在地下含有条件下的渗流特性,通过泡沫流动试验和驱油试验,考察不同注入泡沫体系的提高油层体积波及系数及降低油层渗透率的作用和驱油效率。试验结果表明,随发泡剂及聚合物的浓度增加,泡沫在岩心中的阻力系数和残余阻力系数先增加,而后趋于平缓;泡沫在岩心中的流度均随发泡剂及聚合物的浓度增加而降低;发泡剂浓度大于0.3%、聚合物浓度大于400mg/L时泡沫的驱油效率达到最大。     

三元复合驱开发跟踪调整方法

三元复合驱是大幅度提高采收率的三次采油技术，三元复合驱开发具有历史短、阶段性强、注采能力降幅大等特点。影响三元复合驱开发效果的有地质和开发2大类因素。以A油田B区块一类油层强碱三元复合驱示范区为例，在开发过程中，以储层精细解剖和潜力评价为基础，不断摸索开发规律，实施井组分类调整，形成了“以静定调”（纵向上深化认识单元间接触连通关系；平面上深化认识废弃河道连通关系；油层内深化认识夹层展布特征）、“以动定调”（保证调整措施的及时性、目的性、有效性和准确性）的跟踪调整方法。该方法可以在一二类油层三元复合驱工业化推广中广泛应用。     

聚驱后油藏内源微生物激活体系评价研究

针对聚驱后油藏如何进一步提高石油采收率的技术难题,开发了一种用于促进油藏内源微生物生长代谢的高效激活体系。室内通过物理模拟驱油试验、产气试验、岩心电镜观察试验对该激活体系激活聚驱后油藏内源微生物生长以提高采收率的有效性进行了评价,并将其应用于大庆油田萨南开发区的一个试验井组。结果表明,该激活体系能够激活聚驱油层注入污水中的内源微生物,使其在岩心中大量生长繁殖,原油采收率在聚合物驱后基础上可以再提高3%以上;产气试验中激活体系能够激活注入水中的内源微生物代谢产生大量的生物气,使密闭容器压力呈阶段性升高;现场注入激活体系后,聚合物驱后油藏中有明显的产气增压效果,实现阶段累计增油3068.1t,含水率下降2.2%,为化学驱后油藏进一步提高石油采收率提供了一条有效途径。     

双河油田Ⅰ5Ⅱ1-3层系聚驱后整体调剖研究及应用

聚合物驱后可向地层中注入交联调剖剂,交联聚合物在油层条件中形成较高强度的凝胶,既能对高渗透层进行封堵,又能够在后续注入水推动下向前移动。通过对双河油田Ⅰ5Ⅱ1-3层系深部调剖剂的配方筛选、用量确定、段塞组合以及利用聚合物驱现场设备的研究,形成了一套简便高效的聚合物驱后深部调剖技术。     

聚表剂溶液性能及矿场应用研究

在室内评价聚表剂溶液性能的基础上,对聚表剂驱矿场应用效果进行了分析。结果表明,相对于同浓度普通聚合物,聚表剂溶液具有更高的黏度和乳化能力,且具有较好的稳定性;在油田矿场应用过程中聚表剂驱有着良好的注入能力,剖面调整作用强,改善了油层的动用程度,水驱后开展聚表剂驱增油降水效果非常明显,聚驱后开展聚表剂驱也可收到较好的增油降水效果。     

岩心聚合物驱试验油藏数值模拟反演与应用

对海上油田岩心聚合物驱试验的油藏数值模拟反演与应用进行了探索,针对水驱、聚合物驱阶段特点,分析了不同因素对于含水率指标的影响,确定了反演工作的步骤和策略。一方面核实了岩心试验数据,校正了油藏条件下的聚合物驱工作参数;另一方面利用反演模型对类似试验进行模拟预测,分析聚合物驱规律,减少了重复试验工作量和成本,提高了聚合物驱研究工作的质量和效率。反演模型中采用在注入端加密网格、添加注入井的方法,改善了注入压力的拟合效果。通过岩心聚合物驱试验与数值模拟反演工作表明早期注聚可以在海上油田有限的开发周期内提高采收率和开发效率。     

海上平台含聚油泥处理撬装装置设计及工艺研究

随着海上油田聚驱的不断深入,采出液中返出聚合物逐渐增多,油水分离中会产生含聚油泥需要及时处理。为了利用热化学分离法处理现场含聚油泥,设计制造了一套5m3/d含聚油泥处理撬装装置,制定了相关工艺流程,并分析了搅拌转速对含聚油泥处理效果的影响。海上平台现场试验运行表明,含聚油泥经过该装置处理后,泥层残油由20%降低至0.21%,分离后的油层含油98.04%,含水1.96%,水层含油134mg/L,达到了高效处理回收海上平台含聚油泥的目的。     

超低渗透轻质油藏热水驱驱油机理研究

超低渗透储层由于孔喉细小、渗透率低,具有很大的开发难度。热水驱作为一种重要的热采方式,可作为提高超低渗透储层原油采收率的一项重要储备技术。热水驱过程中,由于热水的注入会引起储层温度的改变并破坏储层原有的平衡,进而影响原油的最终采收率。就热水驱过程中温度对各种驱油机理的影响进行试验研究。结果表明:随着注入热水温度的升高,油水界面张力呈下降趋势,但总体幅度不大;升温对岩心润湿性有一定的改善,在90℃时润湿角最小,为33°;随着温度升高(40~120℃),可以较好地降低毛细管力且原油表现出较好的黏温敏感性;注入热水后油水相对渗透率曲线有所改善,特别当温度在40~120℃范围内,残余油饱和度减小趋势明显;在地层压力下,原油的蒸馏作用不明显,但具有较高的膨胀率,最高达8.76%。综合分析认为,热膨胀、降低毛细管力、减小原油黏度是改善油水相对渗透率的主要原因,是超低渗透轻质油藏热水驱的主要驱油机理。     

弱凝胶驱油效果的室内研究

根据油田高含水期的生产情况,并针对油田非均质性的地质特点,确定了适用于大庆油田弱凝胶驱的最佳方案:HPAM的质量浓度是1500mg/L,弱凝胶的注入量为0.4孔隙体积,注入弱凝胶后后续水驱压力为0.6MPa.     

喇嘛甸油田“二三结合”试验开发评价

针对特高含水开发阶段，水驱开发高含水、高采出程度，增产增储措施效果差的现状，喇嘛甸油田利用二类油层三次采油加密井网，采用150m五点法面积井网按三次采油层系，对 SⅢ4-10层段先期选择性射孔水驱挖潜，适当时机再转入三次采油，达到了预期目的。“二三结合”试验区自2006年投产，取得了明显的开发效果。在分析试验区开发效果及做法的基础上，从完善试验区新老井注采关系、减缓水驱产量递减、控制无效注采循环、增加可采储量等多方面对“二三结合”试验的开发效果进行了评价。     

A油田主力油层沉积体系及水驱状况分析

根据应用沉积学、地球物理学和古生物地层学理论,应用岩心、录井、测井、地震资料,研究了A油田 F油层纵向细分解剖情况确定了 F油层纵向细分解剖标准,建立了 F油层纵向细分封闭骨架剖面,对F油层沉积体系进行分析,并详细阐述了 F油层水驱状况。研究表明,A 油田主力油层是一套以河控三角洲为主的沉积,其水驱受效类型分为河道突进受效型、主河道对称受效型、均匀受效型、不对称受效型和裂缝水驱受效型。     

基于核磁共振技术的火山岩油藏驱油特征试验研究 ——以XQ井区为例

新疆XQ井区火山岩储层物性差,投入开发后存在地层能量不足、产量递减快、采出程度低的问题,为优选符合该类油藏的有效开采模式以及找出不同方式的驱油特点,提高油气采收率,以该井区安山质火山岩为研究对象,基于核磁共振技术,对岩心分别开展了CO2驱油和水驱油试验,分析不同驱油方式对岩心孔隙油水动用情况以及驱油效率的影响.试验结果表明,岩心孔隙构成主要为小孔隙,少量为中孔隙和大孔隙,油相主要分布在小孔隙区域,小孔隙为主要产油贡献区;总体原油采收率较低,驱替采油作用主要发生在流体注入初期,注水开发方式的采收率高于注CO2开发;岩石物性参数孔隙度与渗透率对于原油采收率有一定的影响,呈正线性关系,实际生产时应结合现场具体情况选取合适的注采方案.在制定实际开发方案时,可通过提高开采初期流体注入压力和注入量来提高初始阶段采出程度,提高经济效益.     

混相和非混相富气-N2复合驱试验研究

为了提高低渗、特低渗油层富气-N2复合驱采收率,选用30cm长的低渗、特低渗2类天然岩心,分别在混相、非混相条件下进行了物模驱油试验研究.研究结果表明,采用富气-N2复合驱方式,可获得接近于全富气驱的驱油效果,混相驱复合驱时低渗、特低渗透岩心富气合理段塞均为0.6 P V;非混相复合驱时低渗透岩心富气合理段塞为0.6PV,特低渗透岩心富气合理段塞为0.4PV;相对低渗透岩心在该试验条件下,低渗、特低渗透岩心中,混相富气-N2复合驱采收率平均比非混相复合驱采收率高10.87％,技术指标具有优势;但非混相复合驱注入压力低、注同样P V数时所需气量少,其投入产出比平均为混相复合驱的1.314倍,经济上具有优势;特低渗透岩心富气-N2复合驱可以获得更好的驱替效果,在混相条件下,采用0.6PV富气+N2复合驱的驱替方式时,特低渗岩心的采收率为73.21％,比低渗岩心的采收率(65.91％)高7.30个百分点;在非混相条件下,特低渗岩心0.4PV富气+N2复合驱的采收率为62.05％,比低渗岩心0.6PV富气+N2复合驱的采收率(54.98％)高7.07个百分点;该研究为富气-N2复合驱在油气开采中的实施和应用提供了可靠的试验依据.     

气水交替改善CO_2驱开发效果与应用

特低渗透扶杨油层储量在常规注水开发难以实现有效驱动,采用CO_2能够建立起有效驱动体系,见到驱油效果。但CO_2本身存在流度低、易窜等特征。在非混相驱区块,气相的存在和储层非均质性的双重作用,导致CO_2突破后气油比大幅度上升,出现出气不出油的局面。通过室内岩心驱油试验对比分析,进行水气交替注入,其采收率均高于一直气驱注入,且注入压力越高,提高采收率幅度越大。在该基础上,利用数值模拟技术,对不同注入参数进行了优化,周期注入0.015HCPV,日注水量8m~3/d,日注气量7876.8m~3/d,水气注入强度比1∶3,水气地下段塞体积比1∶1。实施后,气窜得到明显抑制,单井产量上升,取得了较好的效果。该研究成果有助于特低渗透CO_2驱的研究,对非混相驱改善开发效果具有一定的指导意义。