油藏数值模拟中的有限元解法—双重介质三维三相热水驱油

作者将有限元法用于双重介质三维三相热水驱油的油藏数值模拟计算中，由所得到的泛函，构造了有限元算法，并采用空间八节点等参元网格对其实际油藏进行了试算，所得结果基本符合该油藏的实际开采规律。     

油藏数值模拟中的有限元解法──双重介质三维三相热水驱油

作者将有限元法用于双重介质三维三相热水驱油的油藏数值模拟计算中,由所得到的泛函,构造了有限元算法,并采用空间八节点等参元网格对其实际油藏进行了试算,所得结果基本符合该油藏的实际开采规律。     

低渗透油藏驱油用表面活性剂SAS体系及性能评价

针对长庆油田王窑加密区长6油藏特征,开发出一种聚乙二醇辛基苯基醚、十二烷基苯磺酸钠与有机溶剂乙醇复配而成的表面活性剂SAS体系,并从油水界面张力、热稳定性、静态吸附性能(吸附对界面张力的影响和吸附量的测定)、天然岩心进行驱油效率等方面对其进行了性能评价。结果表明,在55℃及50000mg/L矿化度的条件下,表面活性剂质量分数在0.05%~0.4%的范围内,油水界面张力可在30min内快速降至10-3 mN/m;SAS体系具有较好的热稳定性,在地层中能长期保持低界面张力,能够起到较好的驱油作用;SAS体系在吸附11次后界面张力仍然超低(小于10-2 mN/m),并且不同质量分数下的吸附损耗量均低于5mg/g,抗吸附性能优异;SAS体系在水驱基础上分别提高采收率4.5%、5.54%,有效提高驱油效果,满足低渗透油田提高采收率技术需要。     

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。     

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。     

低渗透油藏中高含水期CO_2驱数值模拟研究

在低渗透油藏中高含水期的CO2驱过程中,针对气水比、段塞大小和注入层位3个主要影响因素分别设计了相应方案,运用数值模拟的方式进行比较,最终确定在中高含水期以气水比为1∶2的交替注入方式、采用较小段塞和注入物性较差层位是最佳气驱方法。     

长庆油田三叠系油藏热水驱井筒热损失模拟实验

通过井筒向地层注入热水提高驱油效率是一种提高油田采收率的方法。利用生产实际中所用油套管,搭建了物理模型,进行了不同流速、不同温度、不同隔热介质情况下井筒温度场的变化实验。对实验数据的分析提出了影响井筒温度变化的因素。实验结果表明,当热水流量不变时,随着热水注入温度的升高,热水在井筒中的温降越高,热损失越大;当热水注入温度不变时,随着热水注入流量的增加,热水在井筒中的温降越小,热损失越少。氮气和空气的隔热效果相差甚微。     

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。     

低渗高温油藏聚合物驱研究

针对江苏油田沙七断块低渗高温中盐储层的特点,通过室内聚合物性能评价及注入性实验,探究了该类型区块聚合物驱应用的可行性。对低相对分子质量的梳形聚合物、磺化聚合物和普通聚合物进行初选,梳形聚合物的抗温耐盐能力良好,1000mg/L聚合物清水溶液的黏度为22.4 mPa·s（25℃）、10.1 mPa·s（83℃）,1000mg/L聚合物污水溶液的黏度为10.6 mPa·s（25℃）、5.7 mPa·s（83℃）。对4 种梳形聚合物（M=480×104～1550×104）进行进一步筛选,其剪切黏度保留率为89%～100% ,在83℃老化90d后的黏度保留率为88.5%～95.1%,抗剪切能力和热稳定性均较好。注入性实验表明,聚合物溶液注入压力随聚合物相对分子质量和浓度的增加而增大;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液可以注入到渗透率50×10-3μm2的人造岩心中,随聚合物浓度的增大,低相对分子质量的聚合物溶液也有良好的流度控制能力;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液会堵塞渗透率小于30×10-3μm2的天然岩心,相对分子质量616 万的梳形聚合物溶液可以满足渗透率20×10-3μm2天然岩心的注入性要求。沙七储层聚合物驱宜选用相对分子质量616万的梳形聚合物HF62208。     

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。     

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.     

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。     

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.     

聚合物驱配注系统胶状物对驱油效果的影响研究

在聚合物配制和注入过程中,生成大量胶状物附着在过滤器和管线内壁上,进而对聚合物溶液配制和注入系统的正常运转造成不利影响。分析了聚合物驱配注系统中过滤器和管线内壁存在黏性胶状物的成分和产生条件进行,研究了胶状物对聚合物驱开发效果的影响,获得了胶状物对聚合物驱开发效果影响的新认识,并针对其危害性提出了治理意见,对现场采取积极应对措施具有重要参考价值。     

孤岛油田南区二类油藏聚合物驱主要做法及效果

孤岛油田南区是被断层复杂化的稠油疏松砂岩油藏,主要特点是断层多、油层发育差、出砂严重、停产、低液井多。为提高注聚效果,综合运用了构造精细解析技术、储层构型研究技术、储层测井约束反演技术、干扰试井分析技术对油藏进行再研究认识;在此基础上,调整完善注采关系,加大低液井治理力度,强化提液引效,控制窜聚,使二类注聚油藏取得了一类油藏的注聚效果。     

电位法在稠油油藏火驱火线前缘监测中的应用

分析了油藏火驱驱油机理,结合前人研究成果,将火驱分为已燃区、火墙(燃烧带)、结焦带、蒸汽带、热水和轻质烃带、油墙(富油带)、剩余油区、原始含油区等8个区带,研究了火驱驱油的电阻率模型,对火驱的各个区带的电阻率变化特征作了详细解剖分析。在某油田火烧区实施了电位法的监测,获得了射孔段电阻率的平面分布图像;结合模型和实测资料描述了已燃区、蒸汽带和剩余油区的分布状态。     

低渗透油藏复合活性剂体系降压增注技术研究与应用

针对低渗透油藏普遍存在注水压力高、欠注矛盾突出的问题,结合永1区块低渗透储层物性条件,开展了复合增注体系配方优化研究。通过室内试验研究和物模试验评价,确定了复合活性剂体系最佳使用质量分数为3.0%~5.0%,处理半径为3~4m,反应时间48h;在配套技术上,优化了复合降压增注施工工艺。通过在永1区块成功开展现场试验,表明应用复合增注技术可以有效解决低渗透油藏欠注问题,也为同类型油藏储层改造提供了成功经验。