稠油油藏热水驱开发效果主控因素研究

热水驱能够降低原油黏度,改善水油流度比,降低残余油饱和度,是稠油油田开发的主要方式之一,探索热水驱开发的主控因素对于热水驱方案设计具有重要意义。本文通过调研陆地油田地质油藏参数和开发效果,选取油层有效厚度、净毛比、渗透率、原油黏度、平面变异系数、注热水温度为目标参数,引入变异系数评价影响热水驱采收率的主控因素,研究表明:注热水温度和油层有效厚度是影响热水驱采收率的主控因素,研究结果可以指导热水驱油田选取方案和方案设计。

稠油油藏注蒸汽开发后转热水驱实验与数值模拟

注蒸汽是目前稠油油藏开发的主要方式,随着开发进程的加快,注蒸汽开发油藏大多已进入后期阶段,注汽效果差、井间汽窜严重等逐渐成为稠油油藏开发亟待解决的问题。以热采剩余油为研究对象,运用室内物理实验和数值模拟方法,研究了稠油油藏注蒸汽开发后的转换方式。不仅建立了不同温度和不同时机下的蒸汽驱转热水驱模型、水汽交替注入模型和氮气泡沫热水驱模型,而且建立了不同厚度、不同韵律以及不同变异系数下的稠油油藏注蒸汽开发转热水驱数值模型。研究结果表明,采用120℃的热水,注蒸汽采收率为22%时转热水驱效果最好;厚度大于5m,变异系数小于0.4的反韵律油层转热水驱效果较好。

氮气泡沫热水驱油室内实验研究

利用现场提供的起泡剂和原油等原料 ,在室内对泡沫剂进行了评价 ,对岩心驱油效果及改善波及体积进行了实验研究 ,分析了氮气泡沫热水驱提高采收率的机理 ,并对影响氮气泡沫热水驱油效率的泡沫剂的起泡性、半衰期、最优气液比、起泡剂质量分数等因素进行了分析。结果表明 ,在一定起泡剂质量分数范围内 ,随着气泡质量分数的增加 ,起泡能力、半衰期和阻力因子也增加。最优气液比为 1∶2 ,最佳气泡剂质量分数为 0 .3%。在非均质油层(模型 )中泡沫的驱油效果比在均质油层 (模型 )中的更好 ,残余油饱和度降低了 2 1.1% ,采收率提高了 31.2 %。

致密油藏热水驱增油机理定性分析及定量评价

针对致密油藏提高采收率的需求,选取目标区块,利用油田现场提供的岩心、原油等样品,采用室内实验研究了考虑启动压力变化的热水驱增油机理,并利用数值模拟方法对热水驱各增油机理进行了定量评价。室内实验结果表明,热膨胀作用、降低启动压力、热降黏作用、降低界面张力、改善相渗曲线是致密油藏热水驱的驱油机理,且热膨胀和降低启动压力是主要增油机理。数值模拟结果表明,100℃、150℃热水驱,热膨胀作用和降低启动压力作用增油贡献率最大(其中热膨胀作用贡献率分别为29.79%和33.28%,降低启动压力作用贡献率分别为31.66%和30.48%),其次是相渗改善和热降黏机理,降低界面张力机理的贡献率最低(分别为7.08%和6.27%),模拟结果进一步验证了实验研究结果的正确性。

利用“解—合”法分析稠油热水驱微观驱替效果

为了定性和定量研究稠油热水驱微观驱替效果,创建了驱替效果分析的新方法——"解—合"法。在油湿性微观模型中,分别在75和90℃条件下进行稠油热水驱替实验,对比分析2种条件下驱替平衡时,微观波及系数、驱油效率和采收率的变化特征及机理。结果表明,油湿性微观模型稠油热水驱时,通过乳化捕集和乳化携带作用大幅提高了微观驱替效果;90℃时稠油热水驱的微观波及系数、驱油效率和采收率均高于75℃时的。油湿性微观模型稠油热水驱时,在残余的少量棕色油膜中包含有油包水乳状液。在75℃时热水波及区域内残余油的分布以网状和块状为主,且数量较多,90℃时热水波及区域内的残余油分布主要呈连续性较差的孤岛状,且数量较少。

氮气泡沫热水驱油机理及实验研究

借助室内实验和数值模拟,研究了氮气泡沫热水驱提高稠油采收率的机理.结果表明:在注热水的同时注入氮气和泡沫可以大大提高稠油的采收率,其机理主要表现在降黏、原油体积膨胀、调剖等方面.氮气泡沫热水驱和热水驱的对比试验显示氮气泡沫热水驱不仅可以提高采收率,而且还可以提高采油速度.

河南油田泌125区热水驱技术可行性研究

针对河南油田泌125区薄互层特低纯总厚度比(0.28)普通稠油油藏蒸汽吞吐效果变差的实际,通过热敏分析、高温相渗分析、热水驱替试验及现场实验,证明热水(含污水)驱明显优于蒸汽吞吐,注入水的温度高于拐点温度效果较好,化学驱辅助以热水驱效果更好一些。建议采用热水(污水)驱并辅助以表面活性剂驱技术,为同类油田提高驱油效率和采收率及有效地解决污水外排问题提供典型范例。

氮气泡沫热水驱提高稠油采收率技术研究

氮气泡沫热水驱是一种新的提高稠油采收率的方法。从室内实验和现场应用两个方面进行研究。在室内实验研究的基础上,提出了氮气泡沫热水驱提高稠油采收率的主要机理。同时,氮气泡沫热水驱和热水驱的对比试验显示,氮气泡沫热水驱不仅可以提高采收率,而且还可以提高采油速度。矿场应用的数值模拟结果显示氮气泡沫热水驱能较大幅度降低油田含水,提高稠油油田的采收率。

不同润湿性条件下稠油热水驱微观驱油效果对比

尽管润湿性是储层物性的重要参数,对驱油效果也有显著影响,但关于润湿性对稠油热水驱微观驱油效果的影响却很少进行研究。创建并采用稠油热水驱微观驱油效果定量评价新方法——"解-合"(cutout-flattent image)法,分别从微观波及系数、微观驱油效率和微观采收率三个方面对水湿和油湿模型中不同温度下的稠油热水驱微观驱油效果进行定量评价和对比。实验数据表明,油湿利于提高微观波及系数,较高温度下水湿利于提高微观驱油效率;较低温度下微观波及系数大于微观驱油效率对微观采收率的贡献,而较高温度下微观驱油效率的贡献较大。润湿性对微观采收率的影响不如温度显著,且受温度影响,但随着温度升高影响减小。

高凝油热水驱提高采收率实验

为解决高凝油进一步提高采收率问题,用辽河油田高凝油及天然岩心,采用4种驱替方案,在室内进行不同温度热水驱提高高凝油采收率实验.实验结果表明:热水段塞温度应高于原油凝固点8℃以上,不应低于60℃,否则提高采收率的幅度有限;随着热水温度升高,热水驱采收率提高的幅度相应增大,但最终采收率是由最后热水段塞的温度决定的;在中高渗透油层中,在尽可能提高热水驱温度的情况下,应控制注入水的流度.

江桥杜66区块浅薄层稠油油藏热水驱注采参数优化

为提高浅薄层普通稠油油藏冷采后的开发效果,对影响热水驱开发效果的注采参数进行了研究。根据相似性原理模拟与储层特征和热采环境相似的岩心驱替试验,应用petrel软件建立区块地质模型,并采用CMG软件热采模块的数值模型,对比分析不同温度、不同注入方式和注采比下杜66区块的开发效果,确定了中含水期转注热水、冷热水交替注入的开发方式。研究表明,优化后的开发方式为综合含水60%时转注热水,采取冷热交替七段塞、注采比0.95的方式注入温度80℃热水,其驱油效率比冷水驱提高17.27%。研究结果表明,热水驱可以改善浅薄层普通稠油油藏的开发效果,为浅薄层稠油油藏经济有效开发提供了技术支持。

稠油注蒸汽开采后期转热水驱数值模拟及可行性研究

针对河南稠油油田蒸汽吞吐开发的实际，利用数值模拟技术研究了不同类型稠油的转热水驱条件，最佳转驱时机，注入参数优化设计，不同注入方式转热水驱效果，明确了适合转热水驱的油藏类型，建立了薄层稠油注蒸汽开采后转热水驱的筛选标准，可为类似油田开发提供参考。

薄层稠油油藏蒸汽吞吐转热水驱的选区新方法

胜利油田郑364块稠油油藏由于层薄、油稠的特点,部分油藏进行蒸汽驱具有较大风险性。随着蒸汽吞吐轮次的增加,近井地带含油饱和度不断降低,开发效果变差。研究在稠油油藏注蒸汽开发以及转热水驱开发机理分析基础上,利用物理模拟研究了稠油油藏注蒸汽开发后转不同温度热水驱的驱油效率。通过对郑364块稠油油藏储层物性的分析,建立反映该稠油油藏特征的数值模拟模型。对其注蒸汽转热水驱的可行性进行了筛选研究。建立了考虑油藏渗透率、有效厚度和剩余油可动储量丰度的蒸汽吞吐后转热水驱筛选区块的新方法。该方法可针对薄层稠油油藏注蒸汽开发后是否能够转热水驱进行筛选分析。

南堡35-2油田化学辅助热水驱油的试验研究

通过岩心驱替试验对南堡35-2油田稠油热水驱和化学辅助热水驱进行了研究,考察了注入水温度及增效化学剂对驱油效率的影响。研究表明,提升注入水温度和添加化学剂,驱油效果明显改善。注入水温度升高20℃和40℃时,热水驱的驱油效率分别提高12.0%和18.2%,化学辅助热水驱的驱油效率分别提高21.0%和29.0%。化学辅助热水驱技术应用于海上普通稠油油田,将有助于进一步提高稠油采收率。

齐40块蒸汽驱试验区井组开发后期转热水驱研究与应用

齐40块莲Ⅱ油层于1998年10月开展4个井组的蒸汽驱先导实验,2003年7月开展7个井组的蒸汽驱扩大实验,目前齐40块蒸汽驱试验区共有11个汽驱井组,均处于蒸汽驱开发末期的突破阶段。为了提高蒸汽驱经济效益并为工业化实施区提供后期的调整技术选择,运用数值模拟对试验区蒸汽驱后期进行了转热水驱的研究,设计了注水温度、注入速度等参数,现场应用后见到明显效果,油汽比由0.13上升到0.15,为蒸汽驱后期合理的调整模式提供了借鉴。

普通稠油吞吐开采后转热水驱技术研究

古城油田泌 1 2 5区经过蒸汽吞吐后 ,生产效果较差 ,油汽比降到了经济极限。但由于油层非均质性严重 ,吞吐后采出程度较低 ,大部分油层未被蒸汽驱替 ,为了提高储量动用程度 ,对该区块Ⅴ油组进行了热水驱试验。成功后在全区进行了推广 ,取得了较好效果 ,为此类油藏在蒸汽吞吐后期利用热水驱技术提高采收率提供了宝贵的经验。

热水驱驱油机理研究

热水驱是提高高粘原油采收率的重要方法之一,由于其热能消耗较少在国外得到广泛应用,热水驱具有其独特的机理。本文介绍了热水驱的基本机理、方式以及存在的问题,并通过物理模拟证明其提高采收率机理。

乐安油田草4块稠油热水驱及热化学驱实验研究

利用化学驱物理模拟流程装置及填砂管模型研究了乐安油田草4块不同温度下稠油的热水驱与热化学驱的驱油效果及变化规律。结果表明,提高油藏注入水的温度,可以明显降低原油粘度,提高稠油的采收率。而对于油水界面张力达到超低(10-3mN/m数量级)的热化学驱,虽然通过油水界面张力降低,提高了驱油效果,但由于驱替通道阻力减小,后期实际驱替液流动的波及体积减小,导致最终采收率与同温度下单纯水驱相比低3%～5%。因此,单纯的热化学驱不适合乐安油田草4块稠油开发。

稠油热水驱用耐温纳米冻胶堵剂室内研究

针对稠油热水驱水窜问题,研究了一种耐温高强度且具有长期稳定性的环保型纳米冻胶堵剂,并从微观形貌、冻胶中水相存在状态角度分析了纳米二氧化硅增强冻胶稳定性机理,对其封堵性能进行了评价。结果表明:最优冻胶组成为0.5%(质量分数)阳离子丙烯酰胺类共聚物+0.1%(质量分数)潜在醛类交联剂/苯二酚类交联剂(A/B)+0.3%(质量分数)硫代尿素类除氧剂+0.5%(质量分数)纳米二氧化硅,冻胶采用潜在醛类交联剂/苯二酚类交联剂作为交联剂,毒性小,安全环保,150℃下冻胶成胶强度0.094 MPa,180 d脱水率小于3%,成胶强度高,稳定性长;冻胶微观结构是带有小孔的板状结构,孔洞中结合水含量较少,同时,纳米二氧化硅的加入使得冻胶的结合水含量上升,这说明纳米二氧化硅可以提高冻胶的亲水性,抑制冻胶脱水;150℃老化2 d后冻胶的封堵率高于98%,耐冲刷性能和长期封堵性能显著。该研究对于提高稠油热水驱开采效果具有重要意义。

特低渗透轻质油藏热水驱提高采收率试验研究

高52区块特低渗透油藏储层物性差、岩性致密、原油黏度低、气油比高、凝固点高,目前采用常规注水技术已很难进一步提高原油采收率。为此,开展了室内物理模拟试验,分别研究温度对岩石孔隙度、渗透率、原油黏度、热膨胀、原油蒸馏的影响,并分析注热水后相对渗透率曲线的变化,明确了特低渗透热水驱提高采收率机理。试验结果表明:随着温度的升高,储层岩石孔喉半径略有增大,但增幅不明显;原油黏度从3.7mPa·s降低到1.1mPa·s;原油和地层水膨胀率均增大,但温度对地层水膨胀率的影响显著小于原油;蒸馏作用主要发生在热水驱的初期,单纯含油体系蒸馏产物主要由C6～C11烃类组分构成,而含水原油体系馏出物主要由C5～C1 2烃类组分构成,说明体系是否存在水分对蒸馏结果会产生较大影响;在同一含水饱和度条件下,随着温度的升高,油相相对渗透率增大,水相相对渗透率减小。