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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

注水开发对原油性质的影响规律研究

砂岩油藏长期注水开发,注入水对储层孔隙中的原油物性有较大影响,主要表现为：随着注水开发时间的延长,原油密度、黏度、含蜡量、凝固点逐渐增大;原油黏度的变化表现出一定的阶段性,含水率在20%以下,原油黏度上升幅度较大,含水率为20%~85%时,原油黏度上升幅度比较平稳,含水率90%以上时,原油黏度上升幅度又变大;不同地区、不同层位原油性质变化特征具有明显差异;水洗前后原油性质参数之间的关系也发生变化,水洗后相同密度原油所对应的黏度明显增加,相同密度、黏度的原油所对应的凝固点明显升高。原油性质变化机理研究表明：油藏温度变化、原油轻质组分分离、脱气和注水水质是引起原油性质变化的主要原因。     

油田注水过程中油藏物性变化规律研究

油田注水过程中不仅会引起储层流体饱和度的变化,而且会引起储层温度、压力的变化。它们的变化都会对纵波速度造成不同的影响,并会在时移地震剖面上有所反映。利用Biot Gassman方程,并结合各种经验公式,获取流体体积模量、岩石弹性模量,分析讨论了砂岩地层纵波速度随温度、压力、含水饱和度单独变化和共同作用的变化规律。通过对渤海油田砂岩地层纵波速度变化规律的研究,将有助于对该地区时移地震监测技术的发展和提高时移地震监测油藏变化的能力。     

低闭合油藏油水同层储层含水饱和度新模型

G地区P油层由于闭合高度低，油水分异差，存在大量的油水同层，且该区油水同层与油层的物性、电性相近，使得传统的利用电阻率和孔隙度计算含水饱和度的方法失效；加上工区开发过程中采取多层合试，单层试油且产液性质为油水同出的层位较少，可供选择进行油水同层饱和度建模的样本较少，使得该区油水同层饱和度的准确计算成为储量提交的难点。针对这一问题，提出以少量的密闭取芯井为基础样本，首先应用相渗资料建立起产水率与含水饱和度关系，然后外推到常规取芯井获得含水饱和度的补充样本，进而通过优选孔隙度、电阻率比值等建模参数，构建了适用于研究区油水同层的饱和度计算新模型，通过统计，其平均相对误差仅为3.59%，满足了储量计算的精度要求。     

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%。     

可动凝胶调驱技术在普通稠油油藏中的应用

针对蒙古林稠油油藏粘度高,注水开发后含水上升快,产量迅速递减的实际,提出了应用可动凝胶调驱技术。介绍了蒙古林普通稠油油藏高含水开发条件下开展的从实验室到矿场实施、到效果评价的可动凝胶调驱先导试验技术研究和应用的概况,说明了可动凝胶调驱技术同时具有剖面调整、储层深部液流转向以及驱替的作用,可以作为一种驱替方式有效解决非均质性较强的普通稠油油藏后期水驱开发问题。矿场先导试验实施5年来已累积增油5.88×10⁴t,获得良好的增油降水效果。     

低渗油藏岩石压敏性及其对渗吸的影响

针对裂缝性低渗透油藏基质中大量原油滞留而采不出来的特点，结合岩芯压敏性实验和渗吸实验，分析了该类油藏周期注水过程中的作用机理。进行了不同渗透率岩芯静态渗吸实验、岩芯的渗透率压力敏感性实验、不同压降条件下的渗吸实验，并将三者实验结果进行了比较分析。研究结果表明，渗吸采收率随着岩芯渗透率的增大而先增大后减小；岩芯渗透率损失主要是发生在有效压力增大的初期阶段；降压幅度和降压速度对渗吸采收率的影响趋势是先减小后增大；周期注水过程中，压力波动幅度较小时，岩芯压敏性起主要作用；当压力波动幅度较大时，压力波动产生的内外压差起主要作用。     

天然岩芯化学驱采收率机理的一些认识

用牛顿流体驱替一定的均质多孔介质系统结果显示，驱油效率由驱替液的毛管数决定。用化学液驱替天然岩芯时，除毛管数以外，还有很多其他因素影响驱油效率。天然岩芯，即使在宏观上是均匀的，在微观上也不均匀；驱替时所得到的效率一般被称为驱油效率，实质上是微观波及效率和驱油效率的乘积。牛顿流体没有弹性，驱替时，体系的润湿性不发生变化，不出现渗吸作用，不形成乳液，孔隙的几何形状不发生变化。但是，用化学液驱替天然岩芯时，由于化学液为粘弹性，体系有润湿性的改变，会出现乳化现象，渗吸作用也会出现。上述因素都会影响驱油效率，尤其是当多种因素同时作用时。分析了极限采收率和经济采收率的区别。很多文章都论述极限采收率，但经济采收率对油田的作用更大。化学驱应考虑上述因素，这对设计、开发、筛选化学剂以及确定驱油体系会是有益的，将深化我们对化学驱机理的认识，促进这方面更深入的研究。     

强水敏稠油油藏CO2 吞吐技术研究

郑408 块为典型的强水敏稠油油藏,由于储层能量不足和水敏性强,采用天然能量开发、注防膨水开发和蒸汽吞吐开发效果较差。通过室内实验研究了CO2 在郑408 原油中的溶解作用,认识了CO2 吞吐回采阶段渗流特征,基于数值模拟方法优化得到了郑408 块CO2 吞吐开发方案。研究表明,CO2 溶于稠油后,可使稠油的体积大幅度膨胀,原油黏度将大大降低;CO2 吞吐回采阶段,由于稠油黏度较高,CO2 在原油中析出后以小气泡形式分散在原油中,形成“泡沫油”渗流状态,“泡沫油”可以提高稠油的流动能力,增加原油的弹性能量,降低地层压力下降速度;数值模拟结果表明,郑408 块CO2 吞吐周期注入量优化值为100 t,注气速度优化值为50 t/d。     

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。     

高温高压气体－原油分子扩散系数研究

分子扩散在注气开发过程中有重要作用，是影响气-液混相效果的重要参数。目前通用的相态计算软件在计算过程中均假设油气一接触就立刻达到平衡，由于扩散影响，实际上这种现象是不存在的。采用定容扩散方法及相关模型研究了高浓度CO₂、CH₄、N₂体系与油田地面分离器原油之间的扩散现象，研究表明：气－油体系并不是一接触立刻达到平衡，与组分的扩散速度有关；扩散系数为一变化值，随着压力的降低，扩散系数逐渐增加，直至体系达到平衡；而且在实验过程中发现不同位置液相的性质不同。实验研究为相态研究开辟了一条新的道路，所取得的成果对优化注气方案有一定的参考价值。     

还原性物质对低浓度PHPAM溶液性能的影响

针对聚合物驱油体系中聚合物黏度损失严重的问题，研究了对苯二酚、三乙胺、亚铁离子、硫离子以及硫酸盐还原菌等还原性物质对低浓度PHPAM溶液黏度的影响。结果表明，除低浓度的三乙胺可以使PHPAM溶液黏度上升之外，其余物质都能在短时间内使PHPAM稀溶液降解，溶液黏度迅速下降。对于对苯二酚、三乙胺、亚铁离子、硫离子以及硫酸盐还原菌等还原性物质对低浓度PHPAM溶液的降解机理给出解释，其研究结果将为油田聚合物采油技术提供了理论和技术支持。     

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。     

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。