致密储层压驱焖井阶段渗吸机理分子模拟研究

针对致密储层开发中存在的天然地层能量衰减快、驱替相有效波及体积不足等难题,考虑将压驱与焖井相结合的高效开发技术应用于致密储层.基于分子动力学方法从微观作用力角度分析致密储层压驱渗吸机理,进行致密储层压驱过程溶质动态迁移表征,并从分子尺度对渗吸阶段进行划分.采用分子模拟方法,构建致密储层壁面-油相-驱替相三相体系,分别从体系弛豫特征、浓度分布及扩散能力和介质间相互作用能等方面分析常规水力压裂后常压驱替条件和压驱高压条件渗吸过程特征性差异,从分子尺度阐释致密储层压驱渗吸机理.研究表明:相对于常规压裂后驱替而言,压驱条件下,驱替相分子扩散系数提高20.06%,与孔隙壁面的相互作用能提高2.3倍;驱替相分子吸附层数增加,油相解吸效果更为明显,渗吸换油效率提高38.73%.此外,渗吸效率随储层温度变化的过程存在峰值,具有先上升后降低的特征;且受到壁面润湿性的影响,壁面亲水性越强渗吸效率越高.从分子尺度将焖井渗吸过程划分为3个阶段:水分子优先靠近壁面;驱替相流体与油相分子竞争吸附,将吸附态油相剥离为游离态,使其远离壁面;压驱液溶质分子进入初始油相范围,进一步置换油相,提高渗吸效率.压驱技术高压注入压驱剂可快速补充地层能量,扩大驱替相流体波及体积并提高洗油效率,在二者的协同作用下可大幅度提高渗吸驱油效率.该项研究可为致密储层高效开发提供理论参考.

耦合高压降吸附作用的压驱非线性渗流模型——以大庆油田中低渗透储层为例

考虑压驱剂在基质内的吸附耗损,提出压驱剂动态饱和吸附量随压差和渗透率变化的表征方法,耦合压驱剂黏度-浓度变化关系,建立考虑高压降吸附作用的压驱非线性渗流模型,并开展了影响因素分析。研究表明:压驱技术补能效果主要受基质渗透率、裂缝长度、压驱剂初始浓度影响,补能效果与基质渗透率、裂缝长度呈正相关,与压驱剂初始浓度呈负相关;高压驱剂初始浓度和注入量有利于提高基质内压驱剂浓度从而增强洗油效率,但较长裂缝不利于保持基质内较高的压驱剂浓度;裂缝长度和泵注排量是影响压驱后基质内流体渗流速度的直接因素,可控制驱替相前缘位置,从而影响压驱波及面积。合理选择上述参数,可有效补充地层能量,扩大压驱剂波及体积,提高压驱采收率,并节约开发成本。

中低渗透储集层压驱提高采收率机理

针对压裂、渗流、驱油相结合的压驱技术研究需求,研发了压驱储能及反向压驱回注实验系统,模拟了压驱过程中压驱剂的渗流-储能-洗油-返排作用机理。研究表明:压驱技术将压驱剂直接输送至中低渗透储集层深部,可有效避免压驱剂在近井地带的黏度损失与黏附滞留,具有扩大波及体积、提高洗油效率、补充地层能量并将零散分布的剩余油汇集采出的效果。渗透率较高的储集层,压驱见效快,为降低成本,可直接采用高压注水压驱。渗透率较低的储集层吸水困难,采用表面活性剂压驱可有效降低储集层渗流阻力,提高储集层吸水能力与开发效果。地层能量亏空程度是影响压驱剂有效波及范围的主要因素,地层能量亏空越大,化学剂渗流距离越远,有效波及体积越大,采收率提高幅度越大;地层增能作用对提高采收率的贡献最大,是压驱技术提高采收率的关键。

薄差储层油水渗流规律研究

应用岩心水动力实验数据归一化得到薄差层油水相对渗透率曲线。引入有效驱动系数,对驱油效率、含水上升规律、不同条件下采液采油指数的变化规律以及影响因素进行分析。研究表明:薄差层两相共渗区范围窄,驱油效率低,其相渗特征主要受表外储层影响;含水上升率在含水率为40%时达到最大,且分布不对称;较高的油水黏度比、较大的有效驱动系数有利于提高无因次采液指数、采油指数,因此薄差层开发应有效提高低含水期采出程度。

江37区块浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐参数优化

大庆油田江37区块稠油开发区原油埋藏浅、油层厚度薄,按照常规稠油油藏注汽参数开采难以有效动用储层。在精细地质建模和历史拟合的基础上,利用数值模拟技术,按照不同有效厚度级别对注汽速度、注汽强度、井底干度、闷井时间等注汽参数进行优化并确定其合理范围。研究表明:有效厚度不小于5m的稠油储层,第1周期的注入强度为100 t/m,注入速度大于100m^3/d,井底干度不小于50%,闷井时间5 d为宜;有效厚度小于5 m的稠油储层,第1周期的注入强度为120 t/m,注入速度大于75m^3/d,井底干度不小于50%,闷井时间5 d为宜。该技术在矿场试验中取得了较好的开发成果,完成了22口井共计61井次的蒸汽吞吐注汽,累计产油量为2.23×1~4t。研究成果对浅、薄层蒸汽吞吐合理开发具有应用价值。

毛管压力曲线和分形理论在储层分类中的应用

应用MIFA方法计算了大庆油田M区块某检查井21块岩样的分形维数,并应用分形维数大小将储层划分为三大类,同时又应用毛管压力曲线形态分类方法对储层进行了分类。结果表明:应用毛管压力曲线形态和利用分形维数对储层分类的结果一致;同一类别的储层不仅毛管压力曲线形态相近而且储层微观参数也相近,且随着分形维数的增大,储层的物性变差,尤其是储层的非均质性变强。通过统计21块样品的水洗程度,发现分形维数越大,样品的水洗程度越弱,也进一步验证了分形维数越大,储层的物性越差和非均质性越严重。

高含水后期油田开发指标预测

将乙型水驱特征曲线与指数递减预测模型相结合,提出了一种预测水驱油田进入递减阶段开发指标和可采储量的联解法,并针对油田进入递减阶段含水率的变化特点对乙型水驱特征曲线预测法进行了改进。该方法克服了乙型水驱特征曲线和指数递减预测模型在动态预测中存在的各自缺点,并提高了含水率预测的精度,为油田进入递减阶段开发指标的预测提供了较好的预测方法。将水驱开发成熟油田生产数据与该方法预测结果进行对比分析比较,表明该方法实用有效。在今后的开发过程中可以利用该方法对开发指标进行预测,以指导实际开发生产。

萨中开发区高台子油层的水洗特征

以萨中地区高台子油层为研究对象, 综合应用现场动静态资料、各区块的岩心资料, 分析了高台子油层的水淹状况、吸水状况以及水驱控制状况, 认为该地区油层水淹状况具有水洗层数较多、水洗厚度较大、水洗较均匀, 厚、薄层都达到全层水洗的特点; 高台子油层动用状况和水驱控制程度普遍较好, 中区与南区高台子油层动用状况和水驱控制程度比其它区块好, 从层系上看, 细分层系开采地区的好于合采区。

深海底水气藏水平井充填透气阻水砾石的增产实验

为了寻求深海底水气藏水平井经济有效的控水方法,在制备改性覆膜砾石的基础上,开展了覆膜砾石耐摩擦破损、耐温度破损及覆膜砾石层阻水能力测试,然后利用大型三维底水气藏开发模拟装置进行实验,以此来对比深海底水气藏水平井充填常规砾石与覆膜砾石的开发效果。研究结果表明:①覆膜砾石涂层耐温上限为240℃,并且砾石充填速度可以达到4.48 m/s,为实际井裸眼段砾石充填平均流速的8倍;②随着覆膜砾石充填层渗透率的升高,阻水能力减弱,若渗透率低于1500 mD且驱替压差低于0.6 MPa,覆膜砾石充填层的阻水能力介于0.17~0.68;③覆膜砾石层具有透气阻水的功能,采用覆膜砾石充填水平井技术可以减弱突进流道内的水相流动能力,从而延缓气井产水量的上升,延长气井的采气时间,使底水气藏的天然气采收率得到有效的提升。结论认为,该技术具有“水来堵水、气来透气”的自发选择性堵水功能,并且技术与经济优势明显,可以为深海底水气藏的控水开发提供新的技术思路。

三元复合驱后剩余油微观特征

三元复合驱是一种有效提高采收率的方法,但驱后仍然有很多原油残留地下。为了进一步认识三元复合驱后微观剩余油分布类型和状态,利用激光共聚焦技术、现代物理实验模拟方法、现场取心井采出的天然岩心对三元复合驱后剩余油微观分布规律进行研究。结果表明,三元复合驱后剩余油主要以孔表薄膜状分布在孔隙中,而其中大部分为难以采出的重质油。研究成果对于进一步提高采收率方法选择具有一定参考价值。

均质复合油藏试井分析方法

油田为提高原油采收率，采取注水、注气、注聚合物等增产措施，要了解地下动态、试井资料是必不可少的。因此，本文提出了考虑井筒储存和表皮效应影响的均质复合油藏试井理论模型，建立了数学模型，用Ｌａｐｌａｃｅ变换法求得其解，通过参数组合绘制出了新的均质复合油藏典型曲线，并分析了其导数典型曲线的特点。同时还以油田实例说明了新的复合油藏典型曲线分析不稳定试井数据的应用。

大庆油田聚合物驱合理提液的影响因素分析

建立了聚合物驱油过程中合理提液的物理模型，并对含水率、采出聚合物的质量浓度等因素对合理提液时机的影响因素进行了分析，制订了合理提液原则．采取提液措施后，单井平均日产液量提高了９３ｔ，日产油量提高了２２ｔ，含水率下降了２．４％．

薄差层极限注采井距求解新方法探讨

针对薄差层注采井距不合理与储层动用程度低的问题,根据低渗透油藏五点井网注水开发特点,利用面积波及效率公式计算薄差层二次加密井网2套开发层系面积波及效率;运用多元线性回归,拟合面积波及效率数学模型,计算不同注采压差下极限注采井距;利用有效动用系数计算极限注采井距。对比2种方法计算结果,误差在5%以内,证明利用面积波及效率数学模型对极限注采井距求解的正确性,该结果可用于调整薄差层注采井距,改善薄差层开采效果。

数值模拟技术在塔中4油田井网调整研究中的应用

针对塔中4油田422高点CⅢ油组(TZ422CⅢ油组,以下简称CⅢ油组)的开发现状,在充分考虑地层非均质性、沉积相分布的基础上,利用Eclipse模拟软件E100主模块的精细油藏数值模拟,对研究区水驱后剩余油的分布进行了定性与定量研究,并给出CⅢ油组3种井网调整方案。结果表明,CⅢ油组采用直井和水平井相结合的井网调整方案,最佳注采井网共18口,新井4口,老井14口,并对最佳方案模拟到2025年,最终采收率为46.13%,综合含水为89.06%。

萨中开发区“二三结合”开发实验数值模拟

应用数值模拟方法，分析大庆油田萨中开发区二、三类油层（萨Ⅱ10～萨Ⅲ10）“二三结合”开发实验井网部署，实验层段组合优化方案，注聚开发合理衔接时机，二、三类油层最佳组合开发模式等．结果表明：二、三类油层各自部署一套新井网，协调布井，同步钻井选择性射孔、同步水驱挖潜，协调平面和纵向注采关系，同期注入不同相对分子质量的聚合物进行三次采油能有效地挖潜油藏剩余油，提高采收率．

五点法面积波及效率的简化计算模型

针对计算面积波及效率的油藏工程法公式繁琐复杂、不便于广泛应用的问题,根据油藏工程法流管模型与渗流机理推导出的理论公式,绘制了五点法井网面积波及效率图版.采用数据量纲归一化、多元回归法,简化计算面积波及效率的理论公式,建立了注采压差和注采井距的面积波及效率数学模型,拟合精度达到0.9825,与理想模型数值模拟结果相比误差小于5％.实际区块分析结果表明,拟合出的面积波及效率数学模型准确可靠、方便易懂、计算速度快,可以判断有效驱替体系是否建立,为低效区块调整提供直观理论依据.

高浓度聚合物驱提高采收率方法理论研究

高浓度聚合物驱作为常规聚合物驱后进一步提高采收率的方法,其提高采收率的幅度或取得的经济价值与井网、井距等均有密切的关系。利用数值模拟方法,通过对大庆油田中区西部葡一组进行精细数值模拟研究,对中区西部高浓度聚合物在不同井网、井距、不同注入速度以及不同注入浓度条件下的驱油效果进行评价及优选。结果表明:采用九点法、小井距、高浓度、高注入速度的开发方案,能够达到最优的开发效果。为现场开展高浓度聚合物驱提供开发依据。

油气田进入递减阶段开发指标预测

油气田进入递减阶段后,丙型水驱特征曲线不能预测开发指标与开发时间的关系,指数递减预测模型在动态预测中不能预测油气田的含水率、产水量、产液量、累积产水量和累积产液量等。针对该阶段含水率的变化特点,对丙型水驱特征曲线进行了改进,将丙型水驱特征曲线与指数递减预测模型相结合,提出了一种预测油气田进入递减阶段开发指标的联解法。把水驱开发成熟油气田的生产数据与该方法预测结果进行对比分析,结果表明该方法有效且实用。此外,大庆油气田开发的实践表明多数油气田在生产后期的产量递减规律比较符合指数递减,在今后的开发过程中可以利用该方法对开发指标进行预测,以指导实际的开发生产。

卫星油田储层敏感性分析

为有效开发卫星油田储层提供理论依据及指导油层挖潜,进行储层敏感性的室内实验,分析了该地区储集层的速敏性、水敏性、酸敏性、碱敏性和盐敏性.结果表明,该地区储层对速度表现为非敏感性,对水、碱度和盐度表现为弱敏感性;对酸度,卫1井区表现为弱敏感性,而卫2井区表现为中等偏强敏感性.随着注水速度的增加,岩心的渗透率也随之增加,并未出现"桥堵"和"卡堵"现象,说明卫星油田,储层中不稳定的固相颗粒的含量极低,已不能堵塞地层,油井增产可采用提高注水速度、酸化等措施.

聚合物驱开发指标预测方法研究

在聚合物驱开发指标预测过程中,目前采用的方法大多是“定液求含水”的方法,但是实际生产中产液量并不是恒定不变的。该文通过将广义翁氏预测模型及反正切函数预测模型应用到聚合物驱开发指标预测中,分别对产油量及含水率进行预测,然后预测产液量、产水量、累计产油量、累计产液量以及累计产水量等开发指标。该方法克服了“定液求含水”的局限性。应用本文提出的方法对大庆油田北一二排西部聚合物驱工业化区块进行了预测,结果表明,预测精度能够满足现场的需要,具有一定的应用价值。