强边底水海相砂岩油藏长期水驱开发机理及数模研究

南海东部海相砂岩油田生产实践表明,强水驱海相砂岩岩心的驱油效率远比传统实验岩心结果高,主要由于高倍水驱后岩石润湿性从亲水转变为强亲水,驱油效率也大幅提升,但相关认识难以应用于油藏数值模拟当中。通过CMG软件离子化学反应和相吸附方法,控制化学反应速率与水流速度成正相关关系,根据网格吸附离子浓度进行相渗插值,解决了油藏模拟中长期水驱后相渗时变问题。

长期水驱后润湿性变化对残余油饱和度影响的实验研究

当前普遍认为长期水驱后,储层孔隙度、渗透率、润湿性都会发生一定程度的改变,储层参数的变化对残余油饱和度会产生什么样的影响,对此研究甚少。针这一问题,选取两组平行天然岩心开展室内模拟实验。第一组岩心代表"高渗";第二组岩心代表"低渗"。每组岩心包括两块样品,将每组岩心A号样品连续水驱,而B号样品当含水达90%以后,停止驱替,老化岩心90d后再继续驱替。实验结果表明,当长期水驱后,储层岩石残余油饱和度发生大幅度降低,最大降幅达50%以上。根据实验结果指出,开展油藏工程和数值模拟研究时,考虑储层岩石残余油饱和度变化,才能使模拟结果准确反映油藏实际特征。

海相砂岩油藏长期水驱后储层物性变化规律

针对海相砂岩油藏长期水驱后储集层物性变化规律不明的问题,对比分析开发井与探井岩心多项实验结果,研究了长期水驱后储集层物性、孔隙结构、黏土矿物、润湿性的变化规律。结果表明:储集层物性变化规律与储集层类型密切相关,Ⅰ类储集层水驱后渗透率和孔喉半径分别增大了180.00%和26.00%,平均残余油饱和度降低了13.45%,驱油效率提高了2.53%;Ⅱ类储集层水驱后渗透率和孔喉半径分别降低了约19.00%和26.00%,平均残余油饱和度降低了4.66%,驱油效率基本不变。研究成果对海相砂岩油藏开发后期油井动态预测及调整井方案制订有十分重要的理论意义与参考价值。

长期水驱后强非均质性油藏动态相渗曲线计算方法研究

国内大部分油田相渗资料多为油藏初始状态时岩心测量获得,随着油田不断开发,长期冲刷的岩石孔吼结构发生变化,油水相对运动关系也必然出现不同程度改变,但油田开发中后期重新取样测试相渗的甚少。本文基于强非均质性油藏某生产井中后期实际生产动态数据,根据相对渗透率函数表达式进行推导,而后利用二元拟合最终计算得到长期水驱后的动态相渗曲线。将本文所提方法应用于某一海相底水驱砂岩油藏生产井,得出结果符合油田实际,并指出该方法适用性和局限性。本文提出的方法应用于实际油田不仅节约油田开发成本,还能有效反映储层动态变化规律,为油田的开发设计、开发调整及开发分析提供重要依据。

长期水驱砂岩油藏的生产动态及变化机理

强底水砂岩储层通常采用大排量水驱开发,长期水驱后储层水驱特征发生巨大变化。本文采用新的实验方法获得了油水相渗、采收率以及润湿性曲线,并基于试验结果研究了水驱体积倍数、原油黏度及驱替速度对长期水驱的影响。通过对原油组成、岩石矿物组成以及润湿性变化进行分析,明确了长期水驱过程中流固相互作用机理。研究表明,随着原油黏度的增加,水相渗透率降低,剩余油饱和度增加,含水率上升提前。较高的水驱速度会导致较高的最终采收率。沥青质含量越高,黏度越高,储层越偏油湿。长期水驱后后润湿性趋于水湿,更有利于稠油开采。此外,长期水驱降低了粘土含量,形成了更偏水湿的岩石表面以及更大的储层孔喉环境。本研究为海上砂岩油藏开发及提采提供了一定的理论依据。

高含水油藏极限驱油效率实验研究

高含水油藏长期水驱后,储层孔隙度、渗透率、润湿性都会发生一定程度的改变,岩心的驱油效率会逐渐升高,然而对于驱油效率的影响因素以及变化规律的研究却非常少。针对这一问题,选取高、中、低不同梯度渗透率的四块平行人造岩心开展室内模拟实验,分析比较了驱油效率的变化规律,从而为油田开发决策提供可靠依据。