基于润湿性改变的低矿化度水驱提高采收率

低矿化度注水是指向油藏注入含有离子浓度较低的水,通常注入水的矿化度低于5000 mg·L^(-1)。大量的室内实验和少量矿场测试证实了低盐水驱能够提高砂岩和碳酸盐岩油藏的采收率。首先开展了岩石薄片润湿角测试实验,结果表明低矿化度盐水能够改变岩石表面的润湿性,而且不仅与盐水矿化度有关,还与盐水的离子组成和原油组成有一定关系。不同矿化度盐水岩心驱替实验表明,降低注入水的矿化度可以提高岩心的最终采收率,并且在相同矿化度条件下通过优化注入水的离子组成可进一步提高岩心的最终采收率,表明低矿化度水驱具有较大的增油潜力。驱替实验过程中岩心两端压差和出口端流体的pH变化是岩石润湿性变化的直观现象表现,双电层扩散和多离子交换是岩心润湿性变化的主导机制。

一种水驱油藏波及系数解析计算方法

水驱油藏波及系数是油藏开发过程中的重要参数,目前实验、数模等求取方法存在操作繁琐、精度低、实用性差等问题,基于水驱特征曲线建立的油藏工程计算方法虽简便但在理论推导过程中对驱油效率和含水饱和度概念认识不清楚,使得推导结果不严谨。因此,有必要建立一种简便准确的解析求解方法。基于分流量方程和威尔杰方程,通过理论推导建立了一种基于油水相对渗透率曲线的水驱波及系数解析计算方法,可根据生产数据计算不同开发阶段的水驱波及系数。X油田计算表明,对于边水能量充足的南海海相稀油砂岩油田,开发初期原油主要来自于水驱波及范围的扩大,开发中后期原油主要来自于水驱波及范围内驱油效率的提高,该类油田开发技术政策初期应以完善井网,扩大水驱波及范围为主,中后期以换大泵提液,提高水驱洗油效率为主。本文建立的方法具有数据基础简单、计算简便快捷等优点,可广泛应用于油田动态分析和开发效果评价。

天然水驱海相砂岩油田井控储量与采收率关系

我国南海东部海域海相砂岩油田具有储层连续性好、地层原油黏度低、天然水体能量充足等特点,该类油田开发实践表明,储层渗透率、地层原油黏度、含油面积、水体能量的类型和能量、单井控制地质储量是决定其采收率大小的主控因素。在此认识基础上针对该类油田的特点分析了各主控因素的影响规律,进而建立了天然水驱海相砂岩油田井控储量与采收率关系。最后利用6个同类型油田进行了验证,结果表明,所建立的关系式可以比较准确地描述天然水驱海相砂岩井控储量与采收率的关系。

砂岩油藏水驱调整后采收率预测方法研究

目前水驱采收率大多是通过水驱特征曲线来得到,因其操作简便易行且可靠性高,在国内外得到了广泛的应用。但是将其应用于预测油田开发中后期实施调整作业后水驱采收率却存在一定的问题,预测结果往往偏高。为此,需要一种新的方法来确定调整阶段水驱采收率大小。提出了一种新的方法,主要针对于应用井网加密和扩边调整措施的油田,采用分别对调整井和老井的生产数据拟合水驱特征曲线,得到调整井和老井各自计算的可采地质储量;然后相加得到油田的采收率。该方法通过采用数值模拟技术得到了有效验证,预测精度明显优于常规水驱曲线方法。最后将该方法用于海上M油田,预测得到的水驱采收率能较好符合油田的开发认识。

夹层分布对小层等效渗透率表征的影响

夹层是指小层内部非渗透层和特低渗透层。夹层在层内对流体流动起到不渗透夹层作用,直接影响小层的渗透率,从而会影响到油藏开发动态特征和产能计算;因此需要明确层内夹层分布对等效渗透率表征的影响。针对层内不连续平行分布夹层,首先通过物理实验研究明确了层内夹层分布对小层局部区域渗透率的影响;同时得到了计算层内均质储层和非均质储层小层等效渗透率的计算方法;然后通过建立与室内均质夹层物理实验模型类似的油藏数值模型,基于两者结果对比分析,得出采用油藏数值模拟方法研究夹层分布对等效渗透率的影响是满足精度要求的;最后通过数值模拟方法研究,得出了层内夹层分布位置、夹层个数与夹层分布方式对小层等效渗透率的影响规律。

海上稠油油田井网密度与采收率关系研究

海上油田开发的核心目标是在平台寿命期内实现最大经济采收率,需要尽早确定合理的井网密度。在借鉴中国石油勘探开发研究院根据中国144个油田或开发单元的资料回归的井网密度与采收率关系式基础上,考虑稠油水驱规律及特点,对前述关系式的驱油效率项进行了校正,进而形成了适合海上稠油油田特点的井网密度与采收率关系式。海上稠油油田验证结果表明,校正后的井网密度与采收率关系式能够准确描述不同井网加密阶段的标定水驱采收率的变化趋势。

海上油田注水井全过程压力分布评价技术研究

对注水压力在井筒—近井地带的沿程压力损失进行了分析,建立了注水井全过程压力分布评价技术方法。研究了井身结构参数、流动介质参数和注入参数对注水压力损失的影响。其中,井身结构参数包括油管直径和井斜角等;流动介质参数包括介质密度、介质粘度等;注入参数则包括井口注入压力、注入速度等。同时分析了近井地带表皮系数和渗透率对注水压力的影响。该方法可用于计算注水压力的沿程损失以及确定合理的注入压力和评价合理的注入能力。

Khuff凝析气田的开发

针对中东地区Khuff油田（包括Ghawar Khuff、North Field和South Pars）现状，阐述了有关凝析油及天然气的油藏和生产的主要问题。这些油田拥有近1000～2000 Tcf的天然气原始储量，以及300×10^8～700×10^8 bbl的凝析油储量。为了量化该凝析气藏，我们在已有的研究基础上利用工程方法和油藏模拟进行一系列的地质描述、岩石物性和流体性质以及生产设备研究。综述了油藏和生产设计的主要参数，总结了地质分层、平面及垂向连通性、平均渗透率及其变化、相对渗透率、水侵和流体组成对油田动态的影响。在油田产能和全井技术要求的整体设计中，着重描述油藏及生产设备动态之间的相互作用。应用相对渗透率模型，反映出速度的影响（包括毛管数增加以及惯性作用），研究了凝析油堵塞对产能的影响。