聚合物驱后双液法固定技术试验研究

聚合物驱后恢复水驱,由于不合理的流度比造成后续注入水迅速沿高渗透层突破进入油井,使油井很快水淹。针对这一情况,通过平板模型驱油试验,研究了聚合物驱后双液法固定技术。研究得出:聚合物驱后采用双液法注入固定剂溶液,可以充分固定地下高浓度聚合物溶液,形成的冻胶体系可以有效封堵这部分高渗透孔道,迫使后续注入水进入中、低渗透层,提高了聚合物驱后的原油采收率;聚合物驱后若恢复水驱,通过絮凝和双液法固定技术,可以充分絮凝低浓度聚合物溶液,并有效固定高浓度聚合物溶液,该技术对于高渗透层的封堵十分有效,使注水剖面得到较大程度的改善,提高了后续水驱的波及系数,从而提高了水驱的原油采收率。     

中低渗油藏化学驱方案优化与矿场对比评述

以某中低渗砂岩油藏P 区块为例,为提高其高采出程度、特高含水阶段油藏采收率,在油藏工程、油藏精细描述及物理模拟研究的基础上,运用三次采油数值模拟技术开展化学驱方案优化设计研究,设计了24 个聚合物驱方案、30 个聚合物/表面活性剂驱方案和33 个三元复合驱方案,用全因素优化方法对注采参数和注入方式进行优化。研究结果表明,主段塞保持相对较高的化学剂浓度和PV 数有利于提高采收率,适量增加高浓度聚合物前置段塞和低浓度聚合物后置段塞有利于保证化学驱的增油效果,优化方案为采用“阶梯四段式”注入方式的聚合物/表面活性剂驱方案,试验区提高采收率11.62%。与已实施的主要化学驱试验相比,油藏条件、聚合物黏度、井网井距及注入量等的差异是产生化学驱开发效果差异的关键因素。     

聚合物驱剩余油数值模拟定量描述

针对聚合物驱后剩余油分布更加零散，准确描述剩余油分布难度大，以孤岛油田注聚先导区为研究原型，建立精细地质模型，通过油藏数值模拟方法，对聚合物驱剩余油分布规律及其影响因素进行研究，提出了基于成因分类和形态分类的剩余油分布模式，定量描述了每种类型剩余油饱和度及其相对储量，指出厚油层顶部和压力平衡滞留区是剩余油的主要富集区，储层变异系数、地层原油黏度、夹层分布位置、注聚用量是聚合物驱受效剩余油的主要影响因素。在此基础上模拟了变形井网和水平井与直井组合井网两种开采方式，提出了聚合物驱后进一步改善后续水驱开发效果的技术思路。矿场应用表明，研究结果对聚合物驱剩余油描述与挖潜具有指导意义。     

纳微米聚合物颗粒分散体系微孔滤膜流动特征

为了评价纳微米聚合物颗粒分散体系在低渗透油藏中的流动特征,利用微孔滤膜模拟低渗透油藏的喉道,采 用激光粒度仪和微孔滤膜过滤装置,对其流动特征及其影响因素进行了研究。结果表明：水化时间小于120 h 时,聚 合物颗粒的封堵作用较强;水化时间大于120 h 后,聚合物颗粒逐级调驱能力增强;随着压力差增大,聚合物颗粒储层 深处逐级调驱的效果增强,压力差大于0.15 MPa 后,逐级调驱效果增加的速度明显加快;随着滤膜孔径减小,聚合物 颗粒过滤速度急剧降低,在0.45,0.80µm 微孔滤膜上粒径为1.68µm 聚合物颗粒具有很强的封堵能力,而在3.0 µm 微 孔滤膜上具有较强的储层深部逐级调驱效果;随着聚合物颗粒浓度增加,储层深部逐级调驱效果变弱,颗粒浓度增至 2.0 g/L 后,聚合物颗粒已经没有深部逐级调驱的效果。     

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。     

高孔高渗砂岩聚驱后的岩电参数变化影响因素

储层的岩电参数随着油藏开发逐渐发生变化。通过实验研究聚合物采油后储层的岩电参数变化，结果表明：岩电参数明显受到聚合物驱替浓度和配制方式的影响，驱替浓度大，储层泥质含量低，孔隙结构好，相应a 值变大，m和n 变小，b 值稳定；实验证实阿尔奇公式依然适用聚驱后储层，沉积微相直接控制产出聚合物浓度，可以分相带选取岩电参数进行饱和度解释。     

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。     

界面特性对聚合物驱油时驱替速度的影响分析

针对界面特性（界面流变特性、界面张力特性、润湿性）在聚合物驱油过程中的重要性，将油藏孔隙介质简化成具有相继收缩和扩张的波纹管模型，根据能量平衡原理建立了波纹管中聚合物溶液驱替时的界面特性参数和驱替速度之间的数学模型，用有限差分方法求解，研究了界面粘度、界面张力、润湿角变化对聚合物/油界面速度的影响。研究结果表明：润湿性变化影响界面的驱替速度，当界面的曲率方向与驱替方向相反时，无因次界面张力和无因次界面粘度的增加都使无因次界面轴向速度降低，且界面轴向驱替速度关于孔隙单元中心不对称。     

严重非均质油藏开发层系组合界限研究

严重非均质油藏随开发时间延长，层间干扰越来越严重，需要对开发层系进行调整重组。根据油藏动、静态资料，对胡7南沙三中严重非均质油藏储层渗透率、极差分布进行分析，设计长岩芯水驱油实验，利用实验确定不同渗透率岩芯动用规律；在实验基础上利用修正的数值模拟模型进行多层联合水驱动用条件下分层动用规律研究；提出用综合影响因子来反映非均质性对低渗透层动用特征、驱替效果的定量影响程度；找出不同渗透层组合的合理界限，以指导此类严重非均质油藏开发政策的制定。     

抗盐聚合物分子集聚影响因素及其渗流特性

利用电镜扫描方法研究了驱油用抗盐聚合物ASPAM和部分水解聚丙烯酰胺PHPAM溶液的分子聚集现象；模拟现场聚合物注入过程，分析了聚合物溶液质量浓度、配制水矿化度、多级过滤和机械剪切作用对聚合物分子聚集体的影响；通过岩芯实验，分析了ASPAM的渗流特性。结果表明，ASPAM显示了分子的聚集状态，达到聚集状态后其粘度显著提高；ASPAM较PHPAM具有优异的抗盐和抗剪切性，在多孔介质中的动态滞留量更大。实验研究对现场应用抗盐聚合物驱油，以及聚合物的改性具有指导意义。     

粘弹性稠油的驱替特征及其影响因素分析

在粘弹性稠油一维两相驱替数学模型基础上,考虑影响稠油松弛特性的两个因素：温度和胶质-沥青质含量(体积分数）,进行了数值求解,分析了松弛特性的影响因素及其对水驱稠油的影响。分析表明：温度越高,松弛特性越弱;胶质-沥青质含量越高,松弛特性越强,粘弹特性越显著;松弛特性可以降低驱替压力梯度,提高含水饱和度,推迟见水时间,延长开采时间,提高采收率,改善水驱粘弹性稠油的开发效果,但其影响随着温度的升高或胶质-沥青质含量的降低而减弱。研究成果为粘弹性稠油的驱替特征及其开发效果的研究提供了理论指导。     

GH稳粘剂对碱/聚二元体系驱油性质的影响

针对大港羊三木油田污水配注碱/聚二元复合驱过程中出现的体系粘度严重损失现象，研制了GH稳粘剂。为了考察该稳粘剂对碱/聚二元复合驱的最终驱油效果是否有利，就其对二元体系驱油性质的影响进行了逐一分析。利用热氧老化实验、界面张力仪和流变仪测定以及扫描电镜观察，研究了在添加GH稳粘剂与不添加该稳粘剂时碱/聚二元体系的长期热氧稳定性、界面张力、流变性、粘弹性以及微观形态。结果表明，GH稳粘剂能在不破坏碱/聚二元体系假塑性流变特征以及超低界面张力的基础上，通过提高其微观结构的稳定性，使得二元体系的长期热氧稳定性大幅度改善，同时粘弹性增强。GH稳粘剂有助于提高碱/聚二元体系的稳定性，在提高采收率方面具有良好的现场应用前景。     

宜川—旬邑地区长 6 ∼ 长 8 油层组成岩作用特征

通过岩芯观察， 铸体薄片、 扫描电镜、 阴极发光、 碳氧同位素、 粘土矿物 X 衍射及流体包裹体等测试分析指出， 宜川—旬邑地区延长组长 6 ∼ 长 8 油层组主要为灰色、 灰褐色、 灰白色长石砂岩和岩屑长石砂岩，储集层砂岩经历了机械压实、 胶结、 溶蚀和交代等一系列成岩作用。X 衍射分析显示该区常见的粘土矿物主要是伊利石、 伊利石／蒙皂石混层、 绿泥石等， 镜质体反射率测试 Ro为 1.03∼1.31， 结合包裹体测温及成岩现象等综合研究表明： 该区油层组砂岩主要进入了晚成岩 A2亚期， 部分已经达到了晚成岩 B 早期， 且厘定了该区的成岩作用序列， 指出压实作用和胶结作用是导致该区储层物性变差的主要因素， 长 6 长 8 油层组因压实作用与胶结作用损失的孔隙分别达 23.82%， 25.65%， 3.99% 和 3.31%， 溶蚀作用新增孔隙度分别仅为 0.84% 和 0.83%， 储集层砂岩绿泥石环边的生长与早期石英弱次生加大对原生孔隙的保存起到了极大的积极作用， 旺 9 井—旺 16 井区、 旺 6 井区及庙 38 井区为该区有利成岩相展布区域， 在平面上开展有利成岩相研究可以有效地指导该区优质储层的识别与预测， 为该区油气勘探服务。     

特低丰度超薄油层水平井开发影响因素

针对特低丰度超薄油层水平井的开发问题,研究了影响水平井产能的主要因素、敏感程度,现有井网的渗流与开发特征及调整方法。以大庆外围葡萄花油层为例,其最突出特点是油层厚度小,单位面积油藏供液能力和吸水能力弱,研究认为：水平井必须充分扩大控制面积才能保证足够的产油量和开发效益,单位面积油藏内有效水平井段长度(即水平井的油层钻遇率)保持较小状态,就可以与特低丰度油层供液能力相匹配,即满足油层产液的需要;该类油藏布井的关键是要精确控制钻遇点在水平面上的位置。阶梯状水平井井网油水驱替前缘及剩余油区域均为不对称、不均衡状态,影响井网开发效果,利用不均衡分层注水或分支水平井代替阶梯水平井等调整方法,可以明显改善开发效果。     

套管井中子测井校正方法研究

套管井测井是当前测井技术的重要发展方向。套管、水泥环胶结质量及厚度是影响套管井中子测井的主要因素。实际测井资料显示，套管井中子测井效果较好，能指示地层含氢量的相对变化，能用于储层识别。用图版校正法、一元回归分析法、多元逐步回归法、BP神经网络法，对17.78cm套管和24.45cm套管中子测井进行校正。实际资料处理证实，BP神经网络校正方法精度最高，其它3种校正方法精度相当。17.78cm套管中子测井及其校正效果好于24.45cm套管。根据实际测井资料情况，推荐了相应的校正方法：在有井径和套管井中子长短源距离计数率资料情况下，选用BP神经网络校正方法对套管井中子进行校正；在没有井径资料的情况下，用一元回归校正法对套管井中子进行校正。     

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。     

煤层气储层渗透性研究进展

煤储层渗透性是制约煤层气勘探选区的重要参数，影响渗透率差异分布的因素有很多,从裂隙系统的发育、煤储层有效应力、煤层构造演化、煤岩变质程度几个方面阐述了它们与高渗区空间分布的关系及其研究进展。对其研究技术、手段、主要认识及存在的问题等进行了系统的总结。对有效预测煤储层渗透性、发展渗透性描述理论、寻找有利勘探区带具有重要意义。     

基于神经网络的面波迭代反演应用研究

根据滩浅海近地表结构特征,尝试利用地震记录中的面波进行近地表结构研究,以便了解滩浅海地区的近地表地层介质结构变化,为深层油气勘探提供准确的低降速带资料。针对面波频散反演已有方法存在的不足,引入一种基于BP神经网络的迭代反演方法对面波的频散曲线进行拟合迭代,用于反演预测滩浅海低降速带地层参数。由于神经网络具有很强的自学习、自适应、自组织和容错能力,它的反演预测能力非常强大,能够较精确地预测出所要求解的目标数据,同时结合传统迭代反演方法的优点,增强了该方法的反演预测能力。通过对滩浅海近地表结构模型试算,获得好的效果,同时进一步对实际记录进行了计算,也取得了比较满意的结果。     

稠油油藏开发水淹特征及剩余油分布研究

针对已进入中高含水开发阶段,但剩余油潜力仍较大的欢127油田,研究了全区水侵量、水侵速度及水淹方式、原因等特征，认为水淹以底水锥进为主，其次为顶水下窜、断层水侵入，不同部位，油井水淹规律和水淹程度不同，边水未造成油层水淹；在对其水驱开发特征研究的基础上,利用数值模拟、动态测试方法研究了该断块剩余油分布规律：有效厚度大、原始储量大的部位，剩余地质储量依然较大；有效厚度相对比较大的井网不完善部位，剩余可采储量相对较大；油藏边部及生产效果差的局部井区剩余油较多。为油田调整挖潜提供了地质依据。     

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。