普通稠油原位乳化降黏驱微观渗流特征可视化研究

普通稠油乳化降黏驱是表面活性剂驱和乳状液驱的综合过程,既包含表面活性剂的降低界面张力作用,又包含乳状液的调驱作用。为此,采用微观物理模拟可视化研究多孔介质中乳状液的形成机制和运移特征,利用天然露头长岩心并联驱替实验分别进行水驱+乳化降黏驱和直接乳化降黏驱实验,进一步验证乳化降黏驱渗流特征,对比分析乳化降黏驱的驱油效果。实验结果表明,乳化降黏驱在剪切和降低界面张力作用下原位形成乳状液,形成的乳状液通过卡封、架桥和吸附滞留3种封堵模式导致驱替介质的频繁绕流改道,起到扩大波及范围及提高驱油效率的作用。乳状液运移过程中与多孔介质相互作用,呈三快三慢的渗流特征。由此导致的渗滤作用,使乳状液分布沿着渗流路径和驱替倍数增加呈规律性变化。对比不同注入方式的岩心并联驱替实验结果,发现直接乳化降黏驱比水驱的启动压力低(分别为0.57和1.52MPa),水驱后进行乳化降黏驱的注入压力由0.37MPa升至1.17MPa。随着乳化降黏剂溶液的注入,驱替压力波动式上升直至平衡。相同注入量下,直接乳化降黏驱比水驱+乳化降黏的驱油效率增加了16.69%,进一步证实乳化降黏驱扩大波及范围和提高驱油效率的有效性。

低渗透普通稠油油藏水平井极限动用半径——以叙利亚Oudeh油田为例

叙利亚Oudeh油田低渗透普通稠油油藏开发中存在明显的启动压力梯度,影响储量动用。油藏采用天然能量水平井开发方式,开展启动压力梯度对水平井极限动用半径影响的研究很有必要。为了研究启动压力梯度对开发的影响,首先,通过室内实验确定油藏启动压力梯度,得到启动压力梯度与流度的关系。其次,基于水平井椭圆流动的拟三维方法,建立考虑启动压力梯度的水平井xy平面和yz平面的压力梯度计算模型;最后,采用稳态逐次逼近非稳态的方法,确定油藏水平井的极限动用半径;同时,建立水平井在拟三维中的极限动用半径图版。研究结果表明,除原油粘度高这一因素外,启动压力梯度是低渗透普通稠油油藏油井动用程度低的另一主要因素;水平井中的流体在xy平面上为线性流动,在yz平面上近似为径向流动,水平井在xy平面上的极限动用半径明显大于yz平面上的极限动用半径。在低渗透普通稠油油藏水平井开发中,需全面考虑水平井在xy平面和yz平面上极限动用半径与储层厚度之间的匹配关系,合理部署井网,以达到扩大油藏整体动用范围的目的。

蒸汽吞吐在普通稠油油藏注水开发中后期的应用

普通稠油注水开发油藏由于油水黏度比大,面临进入高含水中后期水驱开采效果越来越差的普遍矛盾。文中以欢喜岭油田锦99块为例,以油藏工程理论为依据,通过对油藏开发特征的深入分析,暴露开发矛盾,提出利用注蒸汽热采开发方式辅助油藏水驱的开发模式,开展蒸汽吞吐试验的可行性研究,在实践中使油田开发效果得到明显改善,对于类似油藏改善开发效果、提高采收率具有一定的借鉴意义。

可动凝胶调驱提高石油采收率机理及矿场实践

针对蒙古林严重非均质层状普通稠油油藏,在各种物理模型上研究了可动凝胶的调驱作用。实验用原油38℃密度0.8878 g/cm^3,黏度255.4 mPa.s。可动凝胶由800 mg/L聚合物（北京恒聚EORPAM-4）和17.8 mg/L羧酸铬乳液在清水中配成。并联双管模型水驱至含水98%后注入0.2 PV可动凝胶,再水驱时高渗管（2.58μm2）产液量大幅下降,采出程度有所增大,低渗管（0.151μm^2）产液量和采出程度大幅上升。在仿真微观模型上观测到了可动凝胶堵塞大孔道,扩大波及范围,残余油向出口富集等现象。在直径5 cm、长87.21 cm、水测渗透率0.639μm^2的长填砂管中,注入0.3 PV可动凝胶及后续注水初期注入压力迅速升高,此后缓慢下降并稳定在较高水平,原油采收率提高6.6%。从2002年开始到2008年6月,在蒙古林油田先后开展了可动凝胶调驱先导试验、扩大试验、Ⅰ区推广、工业推广,预计提高采收率4.18%-5.14%。讨论了可动凝胶的生产特征：注入压力上升,转注水后趋于稳定;堵塞大孔道;注采剖面调整。

河南油田泌123、124断块普通稠油油藏注水开发规律探讨

常规稠油油藏大多为我国东部含油盆地上第三系次生油藏,具有多层砂岩的特点,地下原油粘度较大。本文在查阅大量国内外资料基础上,认真吸收和总结了前人在常规稠油油藏开发方面的经验,研究了普通稠油油田注水开发的基本规律,对提高注水开发效果有一定的指导意义。

浅薄互层普通稠油油藏水力压裂的实践与认识

W5、W8普通稠油油藏具有埋藏深度浅、多层状砂泥薄互层、中孔、中低渗型储层且隔夹层薄的地质特点 ,地层原油流度低 ,未经过储层改造的单井自然产量低。针对这种情况 ,近几年来 ,通过在储层物性、含油性及井筒技术状况等方面进行压裂选进条件的优化 ,开展了注水稠油油藏的水力压裂引效探索性试验 ,应用高砂比的高导流能力短缝技术、小排量小规模控制缝高技术、防止水基压裂液与稠油乳化措施及防止压裂后目的层底部地层水上窜技术等配套水力压裂工艺 ,增产效果较为明显 ,油田开发效果得到改善。通过该稠油油藏水力压裂的实践认为 ,压裂选井的有利方向主要位于储层物性及含油性较好的构造高部位 。

支化预交联凝胶颗粒与降黏剂复合体系提高普通稠油采收率实验研究

针对普通稠油油藏水驱开发过程中水油流度比高和热采开发效益差等问题,构建了支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)与降黏剂复合体系,评价了降黏剂及复合体系性能,并通过填砂岩心驱替实验,研究了降黏剂驱、B-PPG驱和复合体系驱提高采收率能力。结果表明:在70℃条件下,降黏剂JN与稠油间的平衡界面张力为0.0112 mN/m;在油水体积比3∶7条件下,降黏剂与稠油形成稳定的O/W乳状液体系,且降黏率高达95.1%。相比单一降黏剂和B-PPG,复合体系黏度增加且乳化降黏性能增大。B-PPG驱采收率增值为12.7%,高于降黏剂的7.5%。相比降黏剂,复合体系具有更好的提高采收率能力,先注B-PPG后注降黏剂采收率增值最高为20.9%;B-PPG和降黏剂同时注入效果次之为16.2%;先注降黏剂后注B-PPG最低为9.6%。

普通稠油油藏特高含水期改善开发效果对策研究——以八面河油田面4区沙三段为例

为改善特高含水期油藏开发效果,实现区块效益开发,通过开展精细油藏描述,形成剩余油分布定量新认识,同时结合储层分类评价结果筛选调整潜力区块,形成不同类型储层差异化调整对策。在完善注采井网的基础上,针对“双高”区域开展了流场定量表征研究,为精细化注采调整提供理论基础。根据矿场实施结果,调整后各项注水指标逐年变好,自然递减率大幅下降,调整取得较好效果,具有较大的推广意义。

浅析普通稠油油藏注水开发后期几点做法及认识

八面河油田面4区位于八面河油田主体构造带中部,油藏类型为是一个浅层、特高孔、中高渗、常温常压、普通稠油Ⅰ类构造一岩性油藏。该区块沙三段经历35年的注水开发,受层间、平面非均质以及老井井况恶化、高水等影响,开发上呈现储量失控严重,水驱效率低的现状。十三五期间该单元通过开展油藏精细描述,找准层间及平面剩余油富集区,采取新老井结合方式重构井位,实现特高含水期老区开发稳中有升的开发效果。