三元复合驱I块单采葡I1～2油层调整技术研究

在三元复合驱I块单采葡T1～2油层开发调整过程中,根据该区块注三元后的受效特征,研究在三元复合驱过程中的方案调整方法,有针对性地加强跟踪调整。措施调整结果表明,利用三元复合驱分类治理图进行产液结构调整,改善了试验区采出井供液状况;提液措施的方式和时机不同,措施效果不同,应抓住受效有利时机,抢上增产措施;利用微幅构造特点,优化方案调整,提高复合驱开发效果。该研究成果对于提高该区块油层动用程度,高效挖掘剩余油潜力,确保三元复合驱开发取得最佳效益具有重暖意义。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储层水驱窜流影响因素实验研究

依据鄂尔多斯盆地长6油层组储层的地质特征,研制了均质、非均质及裂缝型等3类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱窜流影响因素评价实验。实验可知,长6油层组储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10%以上。岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12%。含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50%。     

反向调驱(堵水)技术在低渗透油田的应用

低渗透、非均质油田储层物性差、地层能量不足,油田注水开发后期,造成油层高含水时层内尚有部分厚度未水洗,剩余油较多。阐述了油井反向调驱(堵水)技术原理,并在永乐油田台105区块内的6口高含水井中进行了应用。实践证明,反向调驱(堵水)技术可以提高高含水非均质砂岩油藏采油速度,改善开发效果,提高采收率。     

萨北开发区稀油油藏聚合物驱后蒸汽驱试验研究

利用蒸汽热采可以改善原油的流动性,且具有超覆驱的特征,能有效驱动厚油层顶部剩余油。在室内研究和数值模拟的基础上,综合分析了聚合物驱后油层开展蒸汽驱的可行性,并优选了注采参数,优化了注汽方案。现场应用结果表明,蒸汽驱的注入压力先下降后稳定,采油井见效以增液为主,含水下降幅度不大,原油轻质组分增加,驱油效率得到提高;蒸汽驱的吸汽剖面调整显著且连续性好,产液剖面均匀动用程度得到提高,是试验取得较好效果的主要原因。     

裂缝对致密砂岩储层应力敏感性及渗流特征影响研究

裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。     

生物活性复合驱油技术在延长油田的应用

为了提高延长油田的采收率，对生物活性复合驱油剂进行了性能评价和现场应用分析。研究结果表明，生物活性复合驱油剂为0．5％时的静态脱油效率高，降低油水界面张力的效果显著，同时驱油效率高；生物活性复合驱油剂具有较好的抗盐能力，并且能有效地促使储层岩石润湿性由强亲水向亲水转化，从而有利于提高油田水驱效率。此外，现场使用生物活性复合驱油剂后取得了良好的增产效果。     

特低渗透砂岩储层中贾敏效应探讨——以华庆地区长81储层为例

以华庆地区长81储层为例,采用真实砂岩微观水驱油试验（包括单一模型和组合模型）对水驱油现象及水驱油效率影响因素等进行分析,对贾敏效应进行直观的表征性探讨。研究结果表明,储层非均质性越强贾敏效应越严重;在一定程度上贾敏效应影响水驱油效率,使水驱中油相渗透率下降而水相渗透率上升;通过注采系统提高注水压力无法消除贾敏效应,因此该类储层在注水开发中应以预防贾敏效应为主。     

聚表剂溶液性能评价及驱油效果研究

针对大庆油田聚表剂驱油试验区块应用的聚表荆体系,开展了主要性能评价试验和岩心驱油试验,评价了聚表剂体系乳化性能、粘度稳定性、抗盐性能;对比分析了聚合物驱和聚表剂驱的驱油效果。研究表明,相同条件下聚表剂溶液的抗盐性能、增粘性能、粘度稳定性均优于聚合物溶液;驱油效果优于聚合物溶液,提高采收率值高出5％左右,注入能力高于聚合物溶液,且明显改善了有效厚度小于0．5m储层及表外储层的动用状况,增油效果明显,水驱后提高采收率20．0％以上。     

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.     

砂岩类原油驱替实验岩心洗油剂及其制备方法

在油田开发方案中,重要的物理模拟手段就是室内的岩心实验,对分析和研究开发油 田生产规律具有至关重要的指导意义。一个区块开发以前,必须运用钻井取心将岩心样本获 取,在室内进行岩心驱替实验,来将其区块生产规律得到,将理论依据提供给后续全面的开发。 因此,驱替岩石实验的过程中,必须要将同一块岩心多次进行实验,将最佳开发的方案寻找到, 这就需要多次对岩习进行清洗排油。     

温米油田水淹岩心饱和度分类校正方法研究

分析了温米油田常规密闭取心岩心分析饱和度的主要影响因素,在区分岩心水淹程度的基础上,利用储层品质指数正态概率图,将同一水淹级别的岩心进行物性分类,依据饱和度损失程度的不同拟合出岩心分析饱和度的线性方程,由方程的斜率和截距得到油、水饱和度校正系数,从而得出岩心原始油、水饱和度。将结果和相对渗透率试验拟合出的束缚水饱和度代入驱油效率方程,与试油结论相比,符合度较高,说明该方法具有较高的准确性。     

阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果影响研究

储层岩石多孔介质的微观孔隙结构特征密切影响着油气渗流和微观剩余的形成和分布,在某种程度上也决定着开采方式的选择和后续调整措施的有效性。研究了阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果的影响,明确了影响水驱油开发效果的关键因素：孔喉半径比大小对微观驱油效率有显著影响,平面非均质性和层间非均质性是影响最终采收率的主要因素,细分层系,分层注水,提高波及效率是提高阿尔凹陷最终开采效果的主要技术措施方向。     

塔河油田DK34井区哈拉哈塘组一段油藏特征分析

塔河油田三叠系哈拉哈塘组一段2号砂体(Th21)是近年来勘探开发的潜力层系,其沉积类型、砂体展布规律及储层非均质性对流体分布的影响一直是关注的重点。对DK34井区Th21油藏特征进行了研究,结果表明:其储集性能以河道中心主流线部位最好,砂体受沉积微相控制作用明显;储层岩石类型主要为细-中粒长石岩屑砂岩,属于中低孔、中低渗储层,纵向上非均质性中等-严重;为中孔、中渗、岩性边底水油藏。通过对该井区的油藏特征分析,为下一步增储上产起到积极的作用。     

注水对濮城油田储层微观结构的影响研究

以濮城油田沙二、沙三储层为实例，通过室内试验模拟现场注水过程，研究了注水对储层岩石孔隙空间结构特征以及微观孔隙结构特征的影响规律，旨在为油藏工程的综合治理、稳油控水设计等提供，必要的参考。研究结果表明，对特低渗类型的岩石而言，水驱后可在一定程度上提高岩石孔隙的均质程度；而对物性较好的低渗、中低渗类型的岩石，水驱可进一步加大岩石孔隙的非均质程度，压汞资料反映出水驱后岩石喉道变得更加非均质化，水驱前后岩样的喉道变异系数均具有随岩石渗透率的增大而减小的特征。     

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.     

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。     

驱油复合菌系的构建及驱油能力的研究

为构建驱油复合菌系并对提高原油采收率的能力进行评价,在50℃条件下通过长期限制性培养,以乳化和降解石油的能力为指标,获得一组高效稳定的驱油复合菌系。复合菌系发酵液对原油具有降粘和降低表面张力的作用。室内岩心驱油试验表明,水驱后复合菌系驱可提高石油采收率14．47％。2007年9月20日在大庆杏6—3-丙605油井进行了吞吐试验,截止2008年7月31日,采出液平均含水率由93．15％降至90．69％,日产液量提高69．86％,累计增产原油203．95t。表明复合菌系适应地层油藏条件,具有增采作用。     

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。     

渤海油田油水相对渗透率和水驱油效率研究

驱油效率是注水开发油田的一个重要指标,是水驱油田的极限采收率,因此要评价油田水驱采收率的潜力,首先应分析驱油效率的理论值。以渤海油田283条天然岩心测量的非稳态油水相对渗透率曲线为样本,统计得到了束缚水饱和度、残余油下水饱和度、束缚水下油相相对渗透率、残余油下水相相对渗透率、残余油下归一化水相相对渗透率与有效渗透率间的统计规律,由此得到渤海油田驱油效率与岩石有效渗透率的统计规律。同时,利用相对渗透率曲线、分流量方程和Welge方程从理论上推导了水驱油效率计算公式,在此基础上研究了驱油效率的影响因素以及水驱油实验的取值条件。     

合水油田庄51井区长6_3油层储层非均质性研究

通过对测井曲线、岩石薄片以及压汞等资料分析,对合水油田庄51井区长6_3油层的储层层内、层间、平面以及微观非均质性特征进行了定性分析。研究表明:长6_3油层的储层层内非均质性受沉积韵律和层内夹层的影响,整体表现为中等非均质性,其中长6_3~3小层的储层最为均质,长6_3~2小层和长6_3~1小层非均质性稍强,为均质-中等非均质;层间隔层较为发育,层间非均质性强;平面上,砂体的平面展布和物性平面分布受沉积相的控制,砂体侧向连通性较差,物性变化大,非均质性较强;微观孔隙结构受成岩作用影响大,会增强储层非均质程度。总体而言,研究区长6_3油层可被定义为中等-较强非均质性。