缝洞型油藏注水驱油可视化物理模拟研究

采用可视化物理模拟方法直观研究了缝洞油藏的注水驱油机理，考察了不同注入流体、注入方向、注入角度等多方面因素对注水效果的影响，直观了解了缝洞油藏注水驱油前后的油水分布，并进行了注气提高采收率实验。结果表明：缝洞位置对水驱效果产生明显的影响；重力分异在缝洞模型中具有重要的作用；对于缝洞型油藏，剩余油的形成和分布主要受缝洞通道不规则性和重力捕集的影响，水驱后剩余油主要分布在上部溶洞和下部溶洞顶部难以驱替的“阁楼空间”内，这部分剩余油也是注气驱替的主要驱替空间；实验发现，水驱油过程中一旦形成水流通道，孔洞中的剩余油就难以被驱替，改变注水方式或注入介质（如注气）等，有可能进一步驱替孔洞中的剩余油，提高采出程度。后续注气实验证明通过改变注气方式可以明显驱出“阁楼空间”中的剩余油。     

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。     

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。     

特低渗透油藏 CO2 驱室内实验研究

针对大庆外围油田特低渗透油藏剩余油潜力大、井网加密效益差、水驱采收率低等问题，提出了特低渗透油藏 CO2驱技术。通过细管实验和天然岩芯 CO2 驱油实验，确定了 CO2 与高台子油田原油的最小混相压力，评价了特低渗透砂岩油藏 CO2 驱油效果。实验结果表明，CO2 驱可以应用于高台子油田，并取得较好的驱油效果。当天然岩芯空气渗透率为0.58 mD 时，在水驱基础上，气驱可以进一步提高采收率 8% 以上，特低渗透油藏实施 CO2 驱油技术是可行的。     

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。     

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。     

注采比计算方法改进与应用

注采比作为衡量注水过程注采平衡状态的一项重要参数,是反映产液量、注水量与地层压力之间联系的综合性指标。近年来我国多数注水油藏已进入开发后期,常规水驱特征曲线普遍存在上翘现象,因此传统方法计算误差往往较大。针对这一问题,应用油藏工程原理,结合高含水期水驱特征曲线推导出计算配水量新模型,该模型可有效地评价高含水期水驱开发效果。通过实例应用,与多元线性回归、BP神经网络法计算结果对比,可以看出该模型预测效果较好,可推广使用。     

低渗油藏注空气低温氧化数值模拟研究

针对胜利油田低渗透油藏注空气低温氧化提高采收率,基于室内实验和数值模拟相结合的手段,通过拟合氧化实验的压力降、产出气体含量,建立了注空气低温氧化(LTO)模拟模型,评价了注空气效果影响因素的敏感性及作用机理,对比了注空气与注N2的驱油效果及经济可行性。实际应用表明,模拟与实验结果吻合较好,数值模拟方法可行;胜利油田渤南罗36断块注空气效果影响因素的重要性大小依次为注气速度、油藏温度、剩余油饱和度、油藏倾角、射孔位置等;注空气相对于注N2而言成本低,驱油效果好。为胜利油田低渗油藏注空气动态监测及方案调整提供了依据,对注空气提高采收率开发方案的制订及优化具有借鉴意义。     

水驱砂岩油藏孔喉结构变化的三维网络模拟

以长期水驱实验为基础，建立了等效水驱砂岩储层孔喉结构变化的三维网络模拟模型，结合三维微粒运移机制和有限差分求解方法，得到了长期水驱砂岩油藏孔喉结构变化规律：（1） 冲刷后喉道半径呈增加趋势，喉道半径变化范围变大，极小喉道半径呈微弱减小趋势；（2） 孔隙网络模型中冲刷半径扩大的孔道分布形式与原始孔隙网络结构密切相关，并非所有的大孔道都串联起来贯穿岩芯孔隙网络的两个端面，但入口端和出口端部分大孔道相互连通，形成端面上的大孔道网络群。网络模拟注水结果结合采油井测试，可为注水剖面的调整提供更加可靠的依据。     

聚合物驱后剩余油分布成因模式研究

聚合物驱后剩余油分布更加分散，认识其形成机理和形态分布是进一步提高采收率的关键。采用数值模拟技术，按照聚合物驱后剩余油的成因，将剩余油划分为岩性变化剧烈型、层间干扰型、局部高点型、厚油层顶部型、压力平衡滞留区型等5种模式，并提出了不同模式的定量计算方法。分析结果表明，聚合物驱后主要剩余油成因类型为“厚油层顶部型”和“压力平衡滞留区型”，聚合物驱在注聚阶段主要是以“调剖”机理为主，在含水恢复阶段和后续水驱阶段都是以“增加平面波及面积”机理为主；相对于“虚拟水驱开发”，聚合物驱主要在含水恢复阶段大幅提高原油采收率。     

东河砂岩水淹后岩石物理特性变化规律研究

为了准确确定东河砂岩水淹后储层的含油饱和度，进而判断油藏的水淹程度，以岩石物理实验为基础，系统 分析了油驱水与水驱油过程中岩电参数的变化规律，研究结果表明，东河砂岩水淹后a、m 不变化，只与岩石自身特性 有关；水淹后岩性系数（b）也基本不变，但饱和度指数（n）发生了变化，物性差时n 变小，物性好时n 变大。根据岩电 参数的变化规律，建立了变岩电参数计算模型，提高了物性较差储层的饱和度计算精度。利用不同矿化度下水驱油岩 电实验，分析了储层水淹后电性特征的变化规律，污水水淹后储层电阻率随含水饱和度的增加而降低，淡水中低水淹 时储层电阻率随含水饱和度的增加而降低，淡水高水淹或强水洗后储层电阻率随含水饱和度的增加而升高。     

长期停产对油田开发规律的影响

油田开发中途停产对油田开发规律、油田可采储量和采收率的影响至关重要，是油田进行开发调整不可忽略 的影响因素。通过分析停产阶段前后油田的开发规律，将停产前和复产后的产油量、含水变化规律进行对比，研究停 产关井对产量趋势的影响。从油田实际生产出发，依托实际油田生产数据，利用含水率和采出程度关系曲线、无因次 单峰周期模型、产量递减模型、水驱特征曲线预测停产前和复产后油田的可采储量和最终采收率。通过多种油藏工程 方法相互验证，判断长期停产对油田开发以及油藏特征的影响程度，指明停产阶段地层能量恢复和油水重新分布、运 移对油田开发产生的有利影响，填补油田长期大范围停产对油田开发规律影响这方面的研究空白，为同类油田的开发 规律分析提供思路和方法借鉴。     

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%。     

S 油藏产能评价及开发方式优化设计

S 油藏属于复杂断块和局部异常高压油藏，在对其地质特征以及现有10 口试油测试和试采井共23 井次的测试资料系统分析基础上，运用层序地层学、试井边界探测分析、产能评价等多种油藏工程方法对S 油藏P1、P2、P3 组等3 套含油层系的压力系统、原油性质、测试产能、米采油指数和采油强度等开发设计所需技术政策界限进行了评价，认为：P1 组为一套正常压力系统、普通黑油为主、测试折算日产油能力在20 t 左右、米采油指数较高的弹性水压驱动油藏；P2、P3 组为异常高压、轻质挥发油为主、测试折算日产油在4050 t 左右、米采油指数较高的天然能量驱动油藏。结合S 油藏地质条件，综合运用单井经济极限控制储量、经济极限井网密度、以及经济最佳井网密度等计算方法确定了S 油藏合理井网密度和井距，运用复杂断块油藏建模及数值模拟方法对注水开采S 区块P1 油藏、天然能量间歇开采P2 和P3 油藏的开发方案进行了优化设计，提出最佳开发方案为部署直井14 口井，水平井3 口，预测15 年后方案累产油93.48104 t，采出程度分别达到22.53%、8.19% 和12.95%。     

多层油藏调剖效果动态预测方法研究

针对目前调剖效果预测中存在的问题， 结合调剖作用机理， 采用包含调剖层和非调剖层的 “多油层”理想地质模型简化实际油层， 建立了多层油藏调剖效果预测解析模型。首先， 根据封堵率的变化评价各理想层的吸水指数， 进而利用叠加原理计算各层吸水量； 然后， 根据油、 水井间水相渗流阻力和油井井底流压计算不同油井方向的平面分配系数， 计算注水井在不同油井方向上的层内分水量； 最后， 根据油井动态开发数据计算各个油井的分层含水率， 计算油井的受效效果。对一个实际井组的调剖效果进行了测试， 表明预测结果可靠， 有现场应用价值。     

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。     

中原油田文25 东块聚合物微球调驱研究与应用

针对中原油田高温高盐油藏开发后期的剩余油挖潜，提出了聚合物微球深部调驱的技术设想；以现有微球制备技术为基础，通过调整水相比、交联比和耐温抗盐单体共聚，研制出了适于文东试验区孔喉尺寸及油藏特征的系列调驱微球，并在高温高盐的油藏条件下，评价了微球的膨胀性能、抗剪切强度和持久稳定性；采用均质和非均质填砂模型，模拟了微球浓度、注入量和注入模式对调驱效果的影响，为矿场试验方案的合理制订提供了理论支撑；文25 东微球调驱矿场试验共实施2 个层系9 个井组，通过“PI 技术”的动态调整，共注各类调驱微球276.58 t，总体实现了注入压力升高、波及体积改善和明显增油的目的；通过微球调驱，区块自然递减显著下降，油田稳产基础进一步得到增强。