注水温度对高凝油油藏水驱油效率模拟研究

高凝油由于其含蜡量高、凝固点高,温度对其流变特性影响较大。高凝油油藏在常规注水开发过程中容易出 现析蜡问题,导致水驱油效率低,直接影响高凝油油藏的开发效果。针对南苏丹P 高凝油油藏具有很强析蜡趋势的特 点,通过室内实验,在不同注水温度下进行了一维长岩芯含气油实验、一维长岩芯脱气油实验和一维短岩芯脱气油实 验来研究温度对水驱油效率的影响;同时,建立了三维四相拟组分模型,在模拟研究中对析蜡反应进行了设计,并考虑 高凝油油藏模拟的全部关键因素,预测结果更为准确。结果表明：在析蜡点前,温度对水驱油效率影响较大。高于析 蜡点,随温度的增加,原油黏度对温度敏感性降低,驱油效率增加的幅度逐渐减小,因此建议注水温度高于析蜡点。     

缝洞型碳酸盐岩孤立溶洞注水替油实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有多重介质特征,储集体在空间分布上具有不连续性,油水关系复杂,流体渗流机理与砂岩油藏有本质的区别,造成油田开采难度大。注水替油是在油藏依靠自身能量无法达到自喷,并且在机抽都无法举升原油至地面的情况下,通过井口注入地层水,使得油藏能量提升,重新具有自喷能量的一种技术。针对缝洞型碳酸盐岩油气藏的注水替油开发技术还处于探索阶段,尚无普遍适用的成熟技术可以直接应用。从大量的开发实践看,对油田的动态预测和分析,应当在将油藏进一步细分为缝洞单元的基础上进行。为了研究缝洞型油藏流体流动机理及注水替油开采机理,找到一个适合缝洞型油藏合理开发的方法,针对孤立溶洞实际特征,建立物理模型,实验研究其生产动态特征,结合现场注水替油生产,从无因次产量、无因次井底流压、含水率变化曲线得出注采动态变化规律。     

特低渗断块油藏注水实验评价及矿场试验分析

特低渗断块油藏由于储层物性较差、注水容易造成储层损害而不能进行有效开发。在此以花园断块油藏为例，通过对特低渗油藏的油藏特征分析和储层伤害分析，有针对性地进行注水配伍试验、储层结垢预测、注水药剂的筛选和酸化预处理工艺研究等注水实验评价，为特低渗油藏注水抑制储层损害、方案优化提供基础数据，在现场试验中取得明显效果。     

辽河油区砂岩油藏注水开发界限研究

摘要：辽河砂岩油藏以断块油田为基本特征,地质条件复杂,水驱开发难度大,部分油藏经历多次注水调整仍难有效动用。为此,从开发实际出发,以室内分析测试资料和开发认识为基础,分析油藏注水开发的主控因素及其影响程度,研究各单因素指标的分布规律,并从不同角度优选关键性指标,在分类评价的基础上建立辽河砂岩油藏注水开发界限标准评价体系,进而结合具体油藏的实际数据,采用灰色系统理论综合分析方法重新评价油藏的注水开发潜力,为选择合理开发方式提供依据     

周期注水吸入过程机理研究

在油藏周期注水开发中,毛管的驱替和吸入过程是交替进行的。如果吸入过程的时间很短,吸入过程就无法完全达到平衡,致使流体交换不充分。基于此,引入吸入过程平衡时间的概念,利用一维岩芯数值模拟技术,分析了实际油藏周期注水吸入过程机理,并研究了油水黏度比、毛管力、含水饱和度等参数对吸入过程平衡时间的影响。结果表明：油水黏度比过大、毛管压力差太小及高的含水饱和度都会造成平衡时间增加,使实际周期注水中的吸入过程无法达到平衡,致使周期注水效果变差;特别是在高含水阶段,由于含水饱和度高、毛管力小,吸入过程达到一次平衡所需时间长,致使高含水饱和度情况下停注时间远小于吸入过程平衡时间,从而造成周期注水无法达到预期效果。对周期注水吸入过程机理的研究为油藏周期注水合理工作制度的制定提供了有效的依据。     

多层砂岩油藏可视化模型水驱油物模实验研究

为了获得更为直观的多层砂岩油藏水驱油渗流特征和机理，结合实际油藏地质特征，设计制备了一种大尺度可视化砂箱物理模型，进行了不同注水方式、不同注水速度的水驱油实验，考察了不同注采方式、不同注入速度对水驱油效率的影响，以及水驱油过程中的油水运动分布特征。该模型具有设计尺寸大、模拟程度高及直观可视等特点，较其他模型更具代表性。通过模拟NP 油田某区块砂岩地层，根据几何相似、井型相同、层序韵律相同、流体黏度相同的原则，更加真实的模拟地层条件。实验结果表明，不同的注水方式及注水速度对模型的采收率有较大影响。采油井数多，单井控制面积小，采收率略高；而注水速度低，油井见水晚，含水率上升缓，可以有效提高采收率，这一过程也反映了重力分异的影响。水驱特征曲线拟合表明，该实验过程符合水驱特征，能够较准确地预测可采储量及采收率。     

原油掺炼对混合原油、馏分油及渣油性质的影响

选择了卡宾达和阿曼原油、卡宾达和马西拉原油、马西拉和大庆原油等3组混合原油,考察了原油混合后,在520°C前的拔出率、粘度、表面张力、密度、凝点、馏分油密度和折光率等性质。结果表明:不同原油掺炼比例适当时有可能使拔出率高于理论拔出率0.88%~3.87%;掺炼原油总拔出率的正增趋势对应着粘度、表面张力、密度和凝点的负增趋势,反之亦然;在最佳掺炼比条件下,原油掺炼会引起原油各馏分结构组成变化,而且对柴油、蜡油及渣油尤其明显,渣油略有变重;混合原油拔出率及原油、馏分油和渣油性质的变化不具有加和性。     

低渗透未饱和油藏产能计算及其影响因素研究

研究了低渗透未饱和油藏的产能公式,通过达西公式,推导并得到了考虑启动压力梯度和介质变形的未饱和油藏的IPR曲线方程。结合矿场数据对IPR曲线方程进行了验证,并研究了启动压力梯度、介质变形、含水率对产量的影响。研究结果表明：在相同条件下,启动压力梯度越大、变形系数越大,产油量越低;井底流压小于饱和压力时,IPR曲线存在最大产量点(拐点);相同条件下启动压力梯度越小、变形系数越大,最大产量点对应的井底流压越高。含水率变化对最大产量点位置影响不大。研究成果对合理开发低渗透未饱和油藏具有理论指导意义。     

高凝油油藏注水开发方式研究

通过室内实验分析了高凝油油藏储层敏感性、流体性质和不同温度下的水驱油规律。结果表明：温度和储层敏感性对高凝油油藏的开发影响较大；高凝油由于其含蜡量高、凝固点高，温度变化对其流变特性影响很大；随着温度的下降，油相渗透率降低，降温后再升温，油相渗透率可以恢复，但不可逆；温度对高凝油油藏驱油效率影响较大，温度低于析蜡温度以后，蜡的析出影响水驱油效率；而当析蜡温度接近地层温度时，就会产生冷伤害，因此应采取相应措施使油层温度保持在原油析蜡温度以上。沈84-安12块注水井温度测试表明，目前地层存在冷伤害，如果油层温度下降过快，应适当考虑提高注入水温度，使油层温度高于析蜡温度，改善油田开发效果。     

基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞油藏水驱油机理

首先提出了采用全直径岩芯对剖刻蚀缝洞网络系统的物理模拟方法研究缝洞油藏注水驱油机理, 然后再通过冷冻对剖拆开的方式观测缝洞网络中剩余油分布状态的基本思想。通过基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞型油藏水驱油机理研究, 考察了不同流体黏度、 不同含水饱和度对缝洞体油藏衰竭采收效果的影响, 同时考察了不同流体黏度、 不同注入速度、 不同原始含水饱和度等多方面因素对水驱油效果的影响, 总结了缝洞模型的注水驱油规律, 同时通过所获得的水驱油之后冷冻岩芯模型剩余油水直观图像, 分析了水驱前后的油水的分布规律和原因。对缝洞体油藏水驱油机理研究具有借鉴意义。     

特低渗透砂岩油藏初期含水变化机理实验研究

针对低含油饱和度砂岩油藏开发初期含水现象，以室内物理模拟实验为手段，通过水驱过程中含水饱和度和含水率的变化，研究了特低渗透砂岩油藏的水驱油特征。研究结果表明，特低渗透砂岩油藏的初期含水率是由油藏原始含水饱和度决定的。在低含油饱和度条件下，油藏初始含水率存在一个不为0的稳定波动阶段，并且可以根据室内相对渗透率实验得到的一维含水率曲线和油藏原始含水饱和度来预测油井初期含水率。     

稠油油藏水平井侧向重力水驱技术研究

针对常规水驱开发稠油油藏效果较差的问题，提出了顶部注水水平井侧向重力水驱技术。在水平井注水室内评价实验基础上，分别从纵向和平面上分析了稠油油藏水平井侧向重力水驱的驱油机理，认为侧向重力水驱技术能够充分利用注入水和底水能量，提高油藏纵向动用程度，同时加大油藏的水驱波及系数和局部驱油效率。以某底水稠油油藏为概念模型，对水平井侧向重力水驱注采井网和生产层位进行了优化研究，得到最优的注采井网形式、注采井距和水平段走向，获得不同底水体积大小和韵律特征下生产井无因次避射高度优化图版和无因次射孔井段长度优化图版。为指导同类油藏实施水平井侧向重力水驱井网设计和纵向射孔层段设计提供了标准和依据。     

孤岛中二区低张力泡沫驱油体系性能研究

以孤岛中二区油藏为目标区块，研制了适合油藏条件的低张力泡沫驱油配方，通过泡沫性能评价、泡沫体系与地层油水界面性能测定及物理模拟试验，研究了低张力泡沫体系的泡沫性能、油水界面性能及泡沫体系在多孔介质中的封堵能力、提高采收率的能力、驱替过程中产出液含水变化及注采压差变化。试验证明，低张力泡沫体系集合了泡沫及活性剂驱油体系的特点，具有强调剖及强洗油的双重作用，泡沫的高视黏度及选择性封堵提高了驱油体系的波及面积，低张力泡沫体系的高界面活性提高了驱油效率，减少了油藏的残余油的存在，使泡沫体系更稳定，注入低张力泡沫体系后，综合采收率提高28%。     

双河Ⅴ上层系特高含水期提高采收率技术实践

双河油田Ⅴ_上层系综合含水高达95.21%,已进入特高含水开发后期,层间层内非均质性严重,层间动用状况差异大,主力油层水淹严重。分析了Ⅴ_上层系开发中所面临的主要问题：油水井井距大,井网不完善,注水利用率低,注水井吸水剖面不均匀。利用油水井测井测试资料和油藏数值模拟方法,明确了特高含水开发后期剩余油潜力分布。指出下步的调整方向是油层边角部位、断层附近的剩余油富集区和剩余储量高的部位。提出了井网完善调整、调剖封堵大孔道、三次采油等技术,应用于现场实际中,取得了明显的降水增油效果,提高了水驱采收率,形成了一套特高含水开发后期提高采收率技术,对非均质油藏改善开发效果有借鉴作用。     

义65井区高温低渗油藏储层伤害机理分析

义65井区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层,油藏为轻质油－稀油油藏,原油具有低密度、低黏度和高凝固点等特点,地层水总矿化度较高,一般为1100～19900mg/L,水型为NaHCO₃型。研究了义65井区高温低渗储层伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。义65井区地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素。     

任11 碳酸盐岩油藏注CO2 提高采收率研究

许多碳酸盐岩油藏进入高含水开发期，如何挖潜，进一步提高采收率是目前的主要工作方向。目前任11 碳酸盐岩油藏存在单井产油量低，注入水利用系数低，水驱效率越来越差的问题。因此需要探索新途径，以便进一步发挥油藏生产潜力。分析了任11 油藏注CO2 提高采收率的机理，开展了任11 油藏注CO2 提高采收率的数值模拟研究。针对研究区块的地质及开发特点，建立了相应的三维数值模型，在水驱历史拟合的基础上，应用数值模拟技术从注气强度、注气方式、注气部位，生产气油比控制等方面进行了优化研究。油藏注CO2 方案模拟计算20 年，产油量显著上升，采用注CO2 可比目前开发方式提高采收率3.5% 左右。     

EVA接枝共聚物的合成及其降凝性能评价

结合大庆原油的物性特征,在降凝机理的指导下,以EVA与烷基马来酰亚胺接枝反应,合成了一类新型原油降凝剂。以目标物的降凝幅度为评价指标,优选出合适的合成条件：当EVA与十八烷基马来酰亚胺的物质的量的比为1∶20,引发剂过氧化二苯甲酰的量为2.5%,聚合时间为6h,聚合温度为90℃时,聚合物的降凝效果最好,即目标物加量为100mg/kg时凝点降低15℃。利用红外光谱仪对脂肪族胺、马来酸酐和十八烷基马来酰亚胺进行分析的结果表明：脂肪族胺与马来酸酐反应生成了十八烷基马来酰亚胺。利用核磁共振波谱仪对EVA及其接枝产物进行分析的结果表明：接枝反应确实存在,接枝率可以达到6.7%。