汽窜通道对注蒸汽开采后期转火驱生产的影响

注蒸汽开发后期稠油油藏转火驱生产过程中,汽窜通道是制约火驱开发效果的重要因素。通过研究汽窜通道分布、开采特征、火驱储层物性变化,结合火驱油墙构建和运移规律,全面分析汽窜通道对火驱生产效果的影响。汽窜通道影响火驱油墙的构建和运移、火驱见效时间、稳产时间以及累计采油量,在火驱生命周期内单井累计采油量小于600t,最终采收率低于10%,大部分的储量驱到更远的井和运移过程中被烧掉,将会降低火驱试验的最终采收率。研究结论应用到红浅1井区火驱工业化方案中,将推进火驱工业化高效开发,也将对同类型油藏的火驱开发提供借鉴。     

火驱辅助重力泄油数学模型研究

火驱辅助重力泄油技术能够解决直井间火烧油层存在的许多问题。分析了火驱辅助重力泄油过程中发生的主要物理、化学现象,利用Arrhenius公式建立了燃烧反应动力学模型,得到了原油各组分氧化燃烧与热裂解反应速率。根据多组分在多孔介质中的传热传质现象,建立了火驱辅助重力泄油过程中7个组分的质量守恒方程以及系统的能量守恒方程,从而更好地认识火驱辅助重力泄油的机理及驱油过程。     

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。     

低温高含蜡油藏热采注采参数室内试验研究

Q区块属于低温高含蜡油藏,地层温度下原油黏度650mPa?s。针对 Q区块油藏特点,开展了不同参数下的热水驱、蒸汽驱一维物模试验。通过对比分析不同参数下的驱油效率变化规律,优化出最佳注采参数。试验结果表明：Q区块原油对温度敏感性强,适合热采开发,热水驱的最佳注水温度为60℃,注水速度为40m3/d,在该条件下,最终驱油效率可达60.9％;蒸汽驱的最佳温度为200℃,注汽速度为70m3/d,蒸汽干度大于0.4,驱油效率可达70％。考虑到技术经济性,Q区块开展60℃热水驱。     

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.     

聚和物驱水淹层复电阻率实验研究

大庆油田已进入特高含水期,并且随着聚合物驱油技术在大庆油田的广泛应用,储层的性质发生了很大的变化,以往的解释方法已不能完全适用。复电阻率法(CR)是新型技术,它用于聚合物驱水淹层解释的基础是岩样的复电阻率频散特性实验。介绍了聚合物驱岩样复电阻率频散特性实验的原理、装置、方法以及实验结果。对实验结果的分析表明,聚合物驱后水淹层岩样的复电阻率的虚部对含水饱和度更敏感,进一步研究得到虚部比值与含水饱和度之间存在线性关系,可用于聚合物驱后的水淹层解释。实际井资料解释结果与岩芯分析结果对比表明,用复电阻率虚部比值对聚合物驱水淹层进行定量解释是有效的,并分析了误差存在的原因。     

多孔介质的润湿性对聚驱稠油微宏观效率的影响

岩石表面的润湿性影响聚合物微观和宏观驱油效率。采用可视化微观模型和微观照相技术研究了强水湿和油湿多孔介质下聚合物微观驱油效率和驱替机理。分析了束缚水与稠油分别在两种润湿介质下的微观形态和分布对聚合物的吸附、滞留,连续性和非连续性流动,驱替前缘以及洗油效率的影响。微观模型实验结果表明,在水湿环境,地层水趋向分布于岩石骨架表面并在孔壁附近形成较厚的水膜,聚合物趋于附着在孔壁处,在这些区域聚合物的洗油效率较高;在油湿环境,束缚水主要以非连续相分布在孔隙介质中,聚合物溶液发生咬断效应,原油吸附在孔喉处,聚合物只能部分扫除原油,乳液的形成能辅助聚合物溶液驱替油相。聚合物在水湿介质的微观驱油效率明显高于油湿介质。岩心流动实验结果与微观模型分析一致,相同浓度的聚合物溶液在强水湿岩心前缘突破所需的时间长于油湿岩心,突破前缘更规整,水湿岩心和油湿岩心的水驱采出程度分别为21.5%OOIP和15%OOIP。聚合物在油湿岩心的“门槛”黏度较大。聚合物黏度为500 mPa·s时,水驱后水湿岩心和油湿岩心的原油采收率增幅分别为23%OOIP和17%OOIP。     

微生物单管物模驱油实验

针对开发的微生物驱油技术 ,模拟试验区块 (油层温度、孔隙度、渗透率、剩余油饱和度等 )的地层条件 ,选用长 6 0cm ,内径 5 .2cm单管模型筒进行物理模型实验 ,证明选用的微生物驱油配方较常规水驱提高 10 %以上的原油采收率     

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。     

特高含水期厚油层动用状况及注水无效循环对开发效果影响分析

利用有效介质电阻率模型求取的含水饱和度以及储层参数解释模型求取的束缚水饱和度,确定出细分储层驱替状况的依据———驱油效率,并给出厚油层内部划分出4个不同驱替效率分区的驱替效率界限。基于北三西区块某油田正韵律厚油层物性特征建立油藏地质概念模型,利用数值模拟方法研究厚油层整个开发过程中的驱替状况,精细化分析了整个开发过程中特别是进入特高含水期后,厚油层内部驱替状况的差异性。通过利用数理统计的方法,得出开发过程中各个驱替分区的区域范围、过水量以及产油量随含水率上升的变化状况,判断无效注水循环出现的时机。基于数值模拟结果和实际统计数据,针对无效水循环对储层开发效果的影响进行了分析,得出无效水循环对油田开发效果的影响主要体现在抑制低渗透层、稀释有效产出层以及油田开发成本巨大3个方面。     

表面活性聚合物溶液微观驱油机理研究

在室内一定条件下应用仿真微观模型进行了表面活性聚合物 SLH-Ⅲ溶液驱油试验。在驱油的过程中，由于润湿性的不同，显示出了不同的驱油机理。在亲水模型中，油的流动机理以剪切夹带为主，通过 SLH-Ⅲ溶液的增黏性和黏弹性可以提高波及系数和驱油效率，并且 SLH-Ⅲ溶液可以降低油水界面张力，使残余油滴易于变形、分散和乳化；在亲油模型中，油的流动机理以桥接、拉丝为主。同时，表面活性聚合物 SLH-Ⅲ溶液具有乳化性，乳化后的残余油在储层中的存在状态发生了变化，并且使各种作用力的相互关系发生了变化，使原来不能流动的残余油处于可流动的状态。试验结果表明，经过 SLH-Ⅲ溶液驱替后，水驱油形成的残余油减少了，采收率得到了提高。     

稠油油藏常温水驱自乳化效果评价——以准噶尔盆地昌吉油田吉7井区为例

地层原油黏度超过300mPa·s进行注常温水成功开发的稠油油藏鲜有报道.准噶尔盆地昌吉油田吉7井区中深层稠油油藏突破技术瓶颈成功实现常温水驱,已建成52万吨产能,预测最终采收率可达30.0％.从原油自乳化能力和稳定性及乳化液流体特性入手,通过室内试验深入分析了吉7井区原油的自乳化机理,结果表明,吉7井区稠油与水在地层条件下易自乳化,乳化液呈亚微米稳定结构,形成的W/O乳化液呈高黏度特征.该认识突破了原油只有添加乳化剂才能乳化的常规认识,揭示了特定稠油遇水自乳化规律.为了进一步研究乳化液微观驱油效率,开展了吉7井区水驱油室内试验.乳化液体现出良好的流度控制能力,水驱前缘乳化原油高黏度带形成"水-乳化液-油"三段式驱替条带,起到了扩大波及体积的作用.在吉008试验区稠油常温注水开发成功的基础上,对吉7井区其他稠油油藏进一步开展了推广应用.每个区块均表现出注水见效后递减率小,预测采收率高等特点,突破了注水开发传统原油黏度界限,为同类油藏注常温水开发的可能性提供了技术借鉴.     

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。     

火烧油层注气流量对火驱前缘影响的室内研究

火烧油层技术是开采稠油的一种常用方法,但其燃烧过程却极其复杂,因此在现场试验之前,必须先在室内进行模拟研究。利用一维火驱物理模拟装置,研究在固定注气压力(2.0MPa)的条件下,不同注气流量对油砂样品燃烧前缘的影响,对火驱前缘的推进速率、推进距离以及温度特征等进行分析以优选流量参数。结果表明:实验室内,适当加大注气流量有助于火驱前缘向前推进,其优选值为2.5L/min。     

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。     

重烷基苯磺酸盐与石油磺酸盐复配弱碱体系性能研究

分析了表面活性剂体系的复配机理及优势,通过强碱重烷基苯磺酸盐与石油磺酸盐的复配得到了性能稳定的驱油用弱碱表面活性剂,并对复配体系的性能(界面张力、稳定性、抗吸附及乳化性能、天然岩心驱油效果)进行了试验研究。试验结果表明,该弱碱表面活性剂可在较宽的活性剂浓度(0.05%~0.3%)和碱浓度(Na2CO3浓度跨度≥0.6%)区间范围内与大庆原油形成10-1 mN/m数量级超低界面张力,室内天然岩心驱油试验比水驱采收率提高17.2%,比单独应用石油磺酸盐驱油的采收率高出1.2%。该研究扩大了弱碱表面活性剂的来源,且相比强碱活性剂,三元复合驱降低了开采成本,具有良好的应用前景。     

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。     

基于连续模型的低渗透油藏开发技术政策研究

提出了一种描述低渗透油藏渗流的连续模型,并推导出了基于该模型的等产量源汇平面径向稳定渗流油水井间压力和压力梯度分布计算模型。以江汉油区黄场油田潜江组4段第3小层(Eq34)低渗透储层为例,应用 Matlab软件进行基于岩心渗流试验数据的模型参数拟合,通过模型计算,绘制了研究区油水井间地层压力及压力梯度分布曲线,论证了建立正常驱替关系的条件。研究制定了低渗透储层油井产量、渗透率和合理井距之间的关系图版,并取得了良好的实践效果,为低渗透油藏开发技术政策分析研究提供了新的分析方法。     

普通稠油油藏水驱转热采影响因素分析及解决对策

针对普通稠油油藏长期注水开发后的原油物性变差、剩余油分布零散、水驱采收率低（小于20％）等问题，对水驱后转热采的必要性和可行性进行了深入探讨。以实际油藏参数为基础，利用数值模拟方法，建立了普通稠油油藏水驱后转热采的概念模型，并分析了不同的转驱时机、转驱压力和注汽干度对最终采收率的影响。数值模拟结果表明，在低含水期、低压力条件下转驱，采收率提高的幅度较大；较高的注汽干度可以提高蒸汽带在油层剖面上的扩展体积，从而提高采收率。此外，还针对转驱后如何避免水驱优势通道的影响、如何有效降低油藏压力、注汽过程中如何保证注汽干度等问题提出了相应的技术对策，从而为普通稠油油藏开发提供参考。     

基于泥浆侵入动态模型的阵列感应测井资料在储层流体识别中的应用

以电阻率测井动态侵入响应模型为基础,分别模拟淡水泥浆和咸水泥浆侵入条件下,不同探测深度的油水层高分辨阵列感应(HDIL)径向电阻率曲线变化特征;并在总结HDIL径向电阻率分布影响因素的基础上,通过模拟结果与实测测井结果的对比分析,更准确地确定储层参数;利用不同侵入条件下油层、水层的电阻率形态和径向电阻率分布的特征以及动态模拟确定的储层参数结果进行储层流体识别,提高了低电阻率油层和咸水泥浆侵入条件下储层流体识别的精度。