纵向非均质油藏水驱油实验研究

针对纵向非均质油藏普遍存在层间矛盾突出、水驱采收率低、低渗储层难以动用的特点,纵向非均质严重影响了油藏的高效开发问题,开展了多层长岩芯水驱油实验。实验采用最新研制的带多测压点的多层长岩芯驱替模型,该模型可以记录沿程压力变化,更加准确地反映水驱动态。研究结果表明:不同的注水方式对中低渗层的采出程度影响很大;提高注入速度可以提高不同渗透层的压力,且渗透率越低压力提高幅度越大;层间干扰严重,不同工作制度下低渗层压力变化很大。该研究成果对于选择合理的开发层系组合、采取适当的注水方式具有指导意义,为今后非均质油藏高效开发提供了试验依据。

微观水驱油实验及剩余油形成机理研究

针对高中低不同渗透率的真实岩心平面模型,采用最新研制的彩色可视化图像分析系统开展了微观水驱油实验。通过不同渗透率岩心在不同速度下的驱替实验,经过图像系统分析,研究了剩余油形成机理,并从微观角度分析了不同渗透层采收率不同的原因。高渗层由于水的突进现象严重使采收率较中渗层偏低,低渗层孔喉小,裂缝不发育其采收率也最低。此次实验研究为非均质油藏合理安排开发层系组合、提高低渗层动用程度、进一步开展挖潜工作提供了实验依据。

储集层流动单元水驱油实验研究

正确认识测井响应高含水储集层的规律和特征 ,对于评价水淹层、研究剩余油饱和度及其分布特征十分重要。选取高含水期密闭取心井的岩心 ,在储集层条件下进行水驱油实验 ,结果表明 :相同流体流动单元内部的电阻率、含水率、相对渗透率与含水 (油 )饱和度间的关系及变化规律相似 ,不同流动单元间这些关系及变化规律则各有特点 ,反映了不同流动单元不同的水淹特征和含水 (油 )饱和度特征。应用储集层流动单元概念 ,可以在同一储集层内划分出水淹级别不同的单元 ,为水淹层定量精细解释提供可靠参数 ,还可建立流动单元与剩余油饱和度间的关系 ,用于研究剩余油分布特征。

水驱油实验研究地化热解参数的水洗响应特征

通过开展模拟水驱油实验研究岩石地化热解分析参数随油层含水上升的变化规律。以稳态法测定油-水相对渗透率的注水实验制备不同含水率的岩样,分析研究这些岩样地化热解分析参数的变化规律,探讨水淹层的热解分析响应机理,为水淹层的地化评价新方法的建立奠定理论基础。

多层水驱油实验在桥口油田开发中的应用

针对桥口油田非均质油藏地质特征,以室内实验为基础,对多层水驱油状况进行研究.结果表明,由于油层自身物性不同,多层系油藏层间动用程度差异较大.在开发实践中,通过合理地细分开发层系,改善注水结构和采取适当的工艺措施挖掘薄差层潜力,可以有效地改善层间吸水状况、扩大注入水波及体积,增加水驱动用储量,提高了油田的最终采收率.

不同覆压条件下储层物性变化特征及水驱油实验研究

在油田注水开发过程中,地层中流体静态平衡被打破,岩石储层在上覆地层压力作用下发生形变,从而改变岩石的物性特征,进而影响水驱采收率。以王龙庄油田、绥中油田取心井岩心为实验样品,开展了不同围压下的岩石物性测定及水驱油实验,结果表明:岩石孔隙度、渗透率与围压呈幂函数关系,且随着围压的增加,岩石孔隙度、渗透率逐渐减小;水驱油效率与围压呈指数函数关系,并确定了不同指数的分布范围。

纵向非均质油藏水驱油实验研究新方法

纵向非均质油藏普遍存在层间矛盾突出,水驱采收率低,低渗储层难以动用的特点,油田在注水开发过程中,储层非均质性会导致层间干扰现象,严重影响水驱油效率及油田采收率,从而严重影响了油田的高效开发。针对以上问题,以SZ36—1油田为研究对象,开展了室内多层岩心水驱油实验,模拟该油藏分注合采、分注分采的现场开发模式,研究了多层组合下,不同渗透率层的水驱效果、油藏采收率的影响。研究结果表明,生产井层间干扰与倒灌的严重程度与注采压力有关,注采层系划分应综合考虑组合层数及渗透率级差等因素的共同影响。

低渗透储层岩心室内水驱油实验研究

低渗透储层由于其渗透低、储层物性差,给油田开发造成了很大的困扰。为了研究低渗透储层岩心的水驱规律,选取了该储层的岩心进行室内驱替实验研究,分析了注入PV数和采收率、含水率、注入端压力的关系。实验研究表明,低渗透储层岩心在进行驱替实验驱替速度与中高渗储层岩心有所差异,速度不宜大;水驱油驱替实验时有启动压力,启动压力随岩心渗透率的增大而减小;无水采油周期相对较短,含水率随注入PV数的增加而迅速增加;采收率随注入PV数增加呈现升高的趋势,渗透率不同的岩心注入相同PV数,渗透率高的岩心最终采收率高。

中、高渗透性油层水驱油实验及水淹机理分析

通过开展中、高渗透性油层模拟注水驱油实验,以稳态法测定油-水相对渗透率,制备饱含油至残余油的不同含水率岩样,对岩样进行岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像分析,研究岩石热解、饱和烃气相色谱参数及荧光显微图像特征随含水率上升的变化规律及趋势,总结中、高渗透性油层水淹变化录井资料响应特征,探讨其水淹机理并对实验数据中产生的特殊现象进行分析。实验证明录井各单项资料能够反映中、高渗透性油层不同水洗状况下的特征,为今后录井资料评价中、高渗透性油层水淹程度奠定了理论基础。

基于真实砂岩微观水驱油实验的低渗透储层流体渗流特征及驱油效率影响因素研究:以姬塬油田王盘山长6储层为例

对鄂尔多斯盆地王盘山长6油层组低渗透储层的微观渗流特征及驱油效率影响因素进行了深入研究,室内模拟油田储层注水开发过程开展了真实砂岩微观模型水驱油渗流实验,结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜、恒速压汞等测试资料研究了储层微观水驱油特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、润湿性、驱替压力、注水倍数等参数与水驱油效率的关系。研究表明:王盘山区块长6储层微观渗流特征以均匀驱替、网状驱替为主,指状-网状驱替次之,少见指状驱替,在相同实验条件下不同驱替类型对应不同的驱油效率,均匀驱替类型驱油效率最高,平均值为63.08%,指状驱替类型驱油效率最低,平均值为27.72%;残余油80%以簇状、膜状形式存在,角隅状、孤立状分布较少;储层物性中渗透率的变化对驱油效率的影响较大,孔隙度次之;注水倍数增大,驱油效率亦增大,注水倍数增大至3PV时,驱油效率增大幅度减弱,趋于平缓、稳定;喉道半径<0.49μm时,驱油效率呈指数倍数趋势增加,喉道半径>0.49μm时,驱油效率呈线性倍数趋势增大。

吐哈油田注水驱油实验和数值模拟研究

吐哈油田具有低孔隙度、低渗透率、低矿化度储层特征,其含水饱和度大于50%时,电阻率随含水饱和度增大而增大。室内岩心注水驱油实验表明,注入水矿化度与原始地层总矿化度相当时,电阻率随含水饱和度升高而降低;注入水矿化度小于原始地层水矿化度,电阻率随含水饱和度升高而不再单调下降,出现U形曲线。建立水淹层含水饱和度计算模型,结合过套管地层电阻率,经过多次迭代计算,可求得套后地层含水饱和度和套后地层含油饱和度。实际应用中,综合分析确定水淹阶段及混合水电阻率,结合阿尔奇公式,用U形曲线迭代方法寻找最优的含水饱和度值。

冀东油田水驱油实验录井资料响应特征及水淹机理分析

开展冀东油田模拟注水驱油实验,以稳态法测定油-水相对渗透率,制备饱和油,低、中、高含水及残余油的不同产水率的岩样,按物性条件分为一、二类储层,对岩样进行岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像分析。一类储层随着含水上升,饱和烃气相色谱峰值逐渐降低,峰型从正态峰型向扁平型变化;二类储层与一类储层峰型变化类似,只是降低幅度不同。总体上两类储层热解含油气总量均随含水上升呈降低趋势,一类储层降低的幅度差大于二类储层,特低孔特低渗储层变化不大。两类储层随着产水率的上升,反映岩石含油丰度的参数饱和烃总面积、Pg值总体上均从未水洗的饱和油到残余油有规律地下降,证明地化参数可以反映产水率的变化。水驱油不同产水率的荧光显微图像特征,证明该技术能够对油层的不同水洗程度进行判别。下一步将根据冀东油田水驱油实验分析资料,利用投产井及密闭取心井分析资料建立解释标准及图版,对开发区块新钻调整井进行解释。

基于水驱油实验的饱和烃录井水淹层评价方法

饱和烃录井取得的饱和烃参数资料不受地层水矿化度的影响,受储层非均质性的影响较小,可较为直观、准确地判断油层水淹程度。江苏油田G区块经多年注水开发,已进入高含水阶段,水淹层评价已成为当务之急。通过对采用该区块天然岩心制备的28块不同产水率岩心样品饱和烃录井水驱油岩心实验取得的饱和烃参数分析知:随产水率的升高,饱和烃图谱峰型整体损失由正态分布逐渐变为平头峰;饱和烃总面积参数As呈下降趋势,CPr+Ph、CPr/Cn C17参数呈上升趋势,且规律明显。在此基础上,优选出CPr/Cn C17、CPr+Ph和总面积作为该区块水淹敏感参数,利用试油及已投产井井壁取心分析资料,建立了CPr/Cn C17-总面积和CPr+Ph-总面积水淹层定性识别图版。经实际井验证,图版判定结果与试油结果相符。

层间非均质砾岩油藏水驱油模拟实验

针对砾岩油藏层间非均质性强,开采过程中层间矛盾突出,剖面动用差异大,油藏整体采收率低的特点,以新疆油田七区克上组砾岩油藏为例,开展了不同非均质程度模型恒压水驱油实验。结果表明:同一组并联水驱油实验中,渗透率越高的岩芯越先启动,含水率上升越快,无水采收率越低,驱油效率越高;层间渗透率级差越大模型驱油效率越低,与高渗岩芯相对渗透率级差大于8的岩芯并联驱替不能启动;粗砂岩和含砾粗砂岩等单模态或双模态孔隙结构岩芯驱油效率较高,砂砾岩和砾岩等复模态孔隙结构岩芯驱油效率较低;增大并联模型驱替压差后中低渗岩芯驱油效率增大,含水率上升速度加快。

溶洞单元水驱油机理实验研究

为了研究溶洞介质中水驱油规律,结合油田现场资料,根据相似理论确定物理模拟模型及实验条件,制作了单一溶洞充填模型;并提出了无因次重力数的概念,对该模型进行水驱油实验。研究了不同充填程度、注采位置、不同充填类型,模型的油水替换效率及水驱后的剩余油分布情况。研究发现:低注高采时,油水的重力分异作用明显,油水的替换效率高,因此剩余油饱和度较低,采收率较高;高注高采时,通过无因次重力数的大小来判断重力与黏滞力对油水替换效率的贡献程度,得到无因次重力数为0.18,注水速度在40 m L/min附近时,油水替换效率较高,注水开发效果最佳。对溶洞型碳酸盐岩油藏进一步提高采收率具有重要的指导意义。

马岭油田延10油层组水淹层水驱渗流特征实验研究

应用真实砂岩微观模型对马岭油田延10低渗透储层进行微观水驱油渗流实验,并结合常规物性、铸体薄片、扫描电镜、毛管压力等多项测试方法,对不同含水率水淹层的岩石学、孔隙发育、渗流特征综合对比分析。结果表明,该区以溶孔-粒间孔、粒间孔、微孔三种孔隙类型做为主要的渗流通道,不同的孔隙渗流通道类型具有不同的渗流特征;高水淹层溶蚀孔发育,物性是其驱油效率主要影响因素;中水淹层以粒间孔为主,孔隙结构非均质性导致其水驱过程中出现优势渗流通道;低水淹层以残余孔、晶间孔为主,孔隙结构非均质性、润湿性对其渗流特征起着重要的作用。

基于自主研发微观驱油实验装置下低渗透储层水驱油渗流特征研究--以姬塬油田长61储层为例

针对低渗透储层具有低孔、低渗特性,且渗透特征复杂多变,应用真实砂岩微观模型和自主研发微观驱油驱替联测实验装置,开展了微观水驱油实验研究工作,并结合薄片鉴定、物性分析(孔径分析仪及渗透率测试仪)、恒速压汞、扫描电镜等资料对储层孔隙结构类型及其渗流特征进行深入分析,得出孔隙结构类型与水驱油微观渗流特征之间内在联系,探讨储层微观水驱油特征及驱油效率的影响因素。结果表明:储层孔隙类型主要为残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔等3类,不同孔隙类型驱油效率不同,储层孔隙类型以残余粒间孔、溶蚀孔为主时,水驱油实验中主要渗流路径为均匀驱替、网状驱替,驱油效率较高达到66.8%;储层孔隙类型以晶间孔为主时,水驱油实验中主要渗流路径为指状驱替,驱油效率相对较低,是37.15%;残余油类型分别为绕流残余油、角隅残余油、油膜及卡断残余油,80%以上残余油以绕流、膜状形态存在,角隅状、孤立状形态分布较少;亲水性储层与亲油性储层具有不同的渗流特征,且亲水储层驱替效果好于亲油储层,亲水性储层驱油效率较亲油性储层高出15.94%;注水倍数增大,驱油效率增高,储层注水强度达到3PV后对驱替效率影响变弱。综合分析表明,厘清储层水驱油渗流特征及其驱油效率影响因素可为油藏的"甜点"预测提供科学依据。

缝洞型介质结构对水驱油采收率影响的物理模型实验研究

为了研究缝洞型油藏的复杂结构对水驱油的影响,制作4类17个不同结构的缝洞介质物理模型,开展一系列水驱油物理模拟实验.结果表明:①单缝连通单洞的缝洞型介质,洞在缝上时水驱油最终采收率低,洞在缝下时高.②单缝不同洞密度的缝洞型介质,水驱油的最终采收率随着洞密度的增大而减小.③洞隙度比增大,水驱油的最终采收率减小.④缝洞网络结构对水驱油采收率有重要影响;相同连通度的网络结构,存在洞时最终采收率小;连通度越大,最终采收率越小.实验结果表明重力、洞密度、洞隙度比以及缝洞网络结构对缝洞型介质水驱油的采收率有重要的影响.研究结果对提高缝洞型碳酸盐油藏的水驱油采收率具有重要的指导作用.

多层非均质油藏水驱油跨度界限实验研究

基于岩心并联驱油实验方法,研究了不同埋深跨度、不同物性和埋深跨度组合以及调整注采参数对驱油效果的影响。结果表明:随着埋深跨度增加,层间压差的差异变大,浅层吸液能力受影响较小,中层次之,深层受影响程度最明显,通过提高埋深跨度可消除物性差异的影响;提高水驱注入强度,弱势储层启动,可提高总体采收率;根据水窜系数和驱油效率损失指标,明确了扶余油田目标区段合采开发时埋深跨度应控制的界限,从而克服层间干扰影响,优化层系开发。

鄂尔多斯盆地薛岔地区长6储层真实砂岩微观模型水驱油的实验研究

通过真实砂岩微观模型水驱油试验,对鄂尔多斯盆地薛岔地区长6储层水驱油效率的影响因素进行分析研究。结果表明:研究区长6储层具较强的非均质性,较差的物性,实验模型有均匀、指状、网状三种主要驱替类型。储层水驱动用程度差,通过油膜、卡断和绕流形成残余油。良好的孔喉分选性,形成了发育较好的孔隙,减少了残余油的形成机会。驱油机理和剩余油分布特征因为岩石颗粒表面润湿性的不同而有差别。