高含水油井关停后剩余油再富集速度研究

高含水断块油藏开发末期构造高部位油井在关井一段时间后,会产生剩余油再富集现象。目前关于剩余油再富集速度的研究中,对剩余油运移过程的影响因素考虑不够全面,影响计算精度。针对该问题,在对运移中剩余油再富集受力分析的基础上建立小油滴状和柱状剩余油再富集速度模型,通过正交试验确立2种剩余油再富集速度的主要敏感因素,并建立了2种剩余油再富集速度及再富集时间图版。研究结果表明:存在驱替压差时,储层渗透率为影响2种剩余油再富集速度的主控因素;当储层渗透率一定,驱替压差的增大和原油黏度的减小有利于2种剩余油再富集速度的增大;同一注采井距位置处的小油滴距离孔隙中滞留柱状剩余油越近,聚集过程中剩余油再富集时间越长,但数值上增加不多。该研究对高含水油藏剩余油再富集潜力区评价具有借鉴意义。

深层超深层油气藏高应力下数字岩心构建方法

深层超深层油气藏由于埋藏深,其地应力达200 MPa,会显著改变储层岩石孔隙的微观结构。数字岩心是孔隙尺度数值模拟的重要载体,但是现有数字岩心重构方法是基于常温常压下岩心的扫描图像重构,不能反映高应力下的孔隙结构。为此,提出了一种基于离散元法考虑高应力影响的数字岩心重构方法。首先,采用分水岭算法分割CT图像,利用球面谐波分析方法建立轮廓数据库,并在PFC^(3D)中建立Clump(团簇)模板库;然后,根据孔隙度和粒径分布使用模板库中的Clump建立离散元模型,并用两点相关和线性路径相关函数曲线评价模型的准确性;随后,标定颗粒间微观力学参数,并加载应力模拟得到不同应力下的数字岩心;最后,分析了不同应力下数字岩心的孔隙几何拓扑结构,计算孔隙度和渗透率。以Bentheim砂岩为例,构建了其不同应力下的数字岩心,研究结果表明,应力增大,导致孔隙和喉道半径缩小、喉道伸长、连通性变差、孔隙度和渗透率减小。研究结果为深层超深层油气藏孔隙尺度模拟提供了技术途径。

胜利油田CO_(2)高压混相驱油与封存理论技术及矿场实践

针对胜利油田开展CO_(2)驱油与封存面临的原油轻烃含量低混相难、储层非均质性强波及效率低、易气窜全过程调控难等问题,通过室内实验、技术攻关和矿场实践,形成CO_(2)高压混相驱油与封存理论及关键技术。研究发现,提高地层压力至1.2倍最小混相压力之上,可以提高原油中的中重质组分混相能力,增大小孔隙中的原油动用程度,均衡驱替前缘,扩大波及体积。通过超前压驱补能实现快速高压混相,采用梯级气水交替、注采耦合、多级化学调堵等技术全过程动态调控渗流阻力,实现采收率与封存率的协同最优。研究成果应用于高89-樊142 CCUS(二氧化碳捕集、利用与封存)示范区,区块日产油由254.6 t提高至358.2 t,预计实施15年可提高采出程度11.6个百分点,为CCUS规模化应用提供理论和技术支撑。

高温中低渗油藏智能纳米黑卡驱提高采收率技术

当前化学驱储量接替严重不足,亟需攻关突破高温中低渗油藏提高采收率技术。智能纳米黑卡驱油技术是当下极具前瞻性的纳米驱油技术,可大幅度提高采收率。针对河南油田高温中低渗油藏,开展高温条件下纳米黑卡静态性能评价,并通过高温岩心驱替实验评价不同渗透率条件下智能纳米黑卡驱油效果。结果表明,智能纳米黑卡具有优异的耐高温性能,分散稳定性好,能够降低油水界面张力至10^(-1)mN/m,并具有改变润湿性和快速乳化与破乳性能。同时,纳米黑卡具有高效的洗油能力,在95℃下注入0.3 PV的质量分数为0.005%的智能纳米黑卡溶液,在目标油田不同渗透率(50×10^(-3)~450×10^(-3)μm^(2))条件下可提高采收率15.8百分点~20.0百分点。因此,智能纳米黑卡驱油技术适用于河南油田高温中低渗油藏提高采收率。

高盐低渗透油藏CO_(2)泡沫微观尺度耐盐性及调驱效果

针对高盐低渗透油藏CO_(2)驱存在的气窜问题,以长庆油田H3区块为研究对象,构建SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系,从泡沫流变性、气液界面张力、气泡液膜厚度与渗透性、泡沫微观结构4个方面评价泡沫体系耐盐性;通过开展SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系并联岩心调驱实验,研究该体系调驱效果。根据实验结果,在油藏条件下,构建出配方为质量分数0.20%(OW-1)+0.30%(OW-4)+0.05%(SiO_(2))纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系,该泡沫体系的综合指数为36834 mL·min;该泡沫体系的微观尺度耐盐性评价结果表明,矿化度46357 mg/L与矿化度500 mg/L的配液相比,泡沫流变性更好,气液界面张力在10 MPa时仅增加1 mN/m,液膜渗透性增加了0.14 cm/s,但仍具有良好的泡沫骨架结构,该泡沫体系具有良好的耐盐性。此外,在并联岩心渗透率级差为15.55的条件下,该SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系对岩心剖面改善率达到了97.28%,采收率显著提升,展现出良好的调驱能力。

高强度堵剂优化及其在高含水油藏靶向调堵中的应用

针对河南油田高渗高凝特高含水砂岩油藏,对双激发无机堵剂的配方优化、耐温耐盐性能、封堵性能、耐冲刷性能、粒径匹配等多方面进行系统研究。结果表明,缓凝剂和离子平衡剂是控制体系凝固时间的主导因素,随着主剂与激发剂浓度以及温度的增加,双激发无机堵剂固结速度增大。配液水中矿化度较高时,硫酸根和氯盐会加快体系固结时间。双激发无机堵剂封堵能力强,耐冲刷能力和深部液流转向效果较好,可对高渗透层大孔道有效封堵,提高低渗岩芯分流率,其封堵率高于98.5%。现场应用效果证实,双激发无机堵剂能够实现深部靶向封堵,具有强度高、有效期长、成本低等优点,调堵后含水率大幅下降。

物理模拟融合油藏精细刻画法表征特低渗油藏中高含水期剩余油分布

中国低渗透油藏分布广泛,其中大部分区块已进入中高含水期,并且由于剩余油类型及成因不明确导致采出程度普遍较低,因此延长低渗透油藏稳产期是亟需解决的问题。结合井口生产资料和储层水驱前缘波及系数对油藏模型进行历史拟合,建立了特低渗油藏剩余油的精细刻画模型,并综合利用静动态物理模拟实验、生产资料动态分析等方法,明确了特低渗油藏中高含水期剩余油成因及类型,据此提出了针对性的剩余油挖潜策略,最终在姬塬油田耿155区长1特低渗油藏进行了现场应用。研究结果表明,特低渗油藏剩余油主要分为储层平面和垂向非均质性导致的储层非均质型剩余油、局部储层注采不对应导致的注采不完善型剩余油以及储层黏土矿物运移膨胀导致的欠注型剩余油,针对性挖潜后目标井组采出程度提高5.1%~12.4%。经现场应用后,预测原油累计采出量相比原始措施提高15.6%~37.3%,为特低渗油藏中高含水期挖潜提供理论和技术支撑。

注CO_(2)改善河南双河油田低渗储层注水能力机理研究

针对双河油田低渗储层注水能力差、注水水质不达标和高凝原油蜡沉积等问题,通过自主设计的水-CO_(2)储层注入能力评价装置,开展流动性实验、CO_(2)驱油实验,结合岩心扫描电镜等测试手段,明确双河低渗储层注水能力差的主要机制,探索CO_(2)改善低渗储层注入能力的主要机理。结果表明,产出水中的悬浮颗粒和油中蜡晶等组分的沉积可导致孔隙堵塞,从而降低储层的注水能力。CO_(2)对产出水中无机悬浮颗粒及岩石碱性矿物、碳酸盐岩矿物有明显溶蚀作用,是显著提高储层注水能力的主要机理。CO_(2)可溶解在岩石表面的原油蜡质组分沉积,有效改善储层注水能力。同时,CO_(2)驱提高采收率效果明显,采收率提高13.01%~21.51%,后续水驱进一步提高5.40%~6.04%。研究表明:注CO_(2)可显著改善双河油田低渗储层注入能力,为CO_(2)增注驱油技术在现场应用提供理论支撑。

高含水储层化学调剖堵水用纳米聚合物微球的研制与应用

为有效提高低渗透油藏高含水储层注水开发的效率,提高油井采收率,以苯乙烯St、对苯乙烯磺酸钠SSA、复合乳化剂FR-1、引发剂AIBA和阻聚剂ZJ-702为原料,采用乳液聚合法制备出了一种适合高含水储层化学调剖堵水提高采收率用的新型纳米聚合物微球JHQ-1,并对其膨胀性能和驱油效果进行了评价。结果表明,JHQ-1具有较强的耐温抗盐性能,当盐水矿化度达到10×10^(4)mg·L^(-1)时,在90℃条件下老化16h后的膨胀倍数仍能达到37.2。JHQ-1的驱油效果较好,当注入JHQ-1的质量浓度为3000mg·L^(-1)、注入量为0.5PV时,岩芯的采收率增幅可达20%以上。新型纳米聚合物微球JHQ-1在目标高含水油田调剖堵水施工中取得了良好的现场应用效果,3口采油井措施后的日产油量均明显增大,而含水率则明显降低,施工效果较好。

低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素——以胜利油田王152油藏为例

化学降黏剂驱已在胜利油田深层低渗稠油中开展了初步先导试验,但试验表明井间存在高黏阻滞带,降低了地层渗流能力。因此,借助降黏剂驱岩心流动实验,结合必要的测试分析,剖析低渗稠油降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素。结果表明,大排量高压注入降黏剂会在驱替前缘形成高黏阻滞带,影响驱替压力传导、降低驱油效果。该高黏阻滞带形成核心机制在于:(1)高压注入增加低孔压区域有效应力,地层孔喉受到挤压损害渗流能力;(2)高压快速降黏剂驱时,轻质组分优先流出,重质组分滞留、堆积、压实从而堵塞细小孔隙,形成高黏稠油沉聚的高饱和度油墙;(3)高压注入降黏剂会加剧其指进窜流,驱替前缘易形成W/O乳状液,增大混合流体的黏度。由此,对于低渗稠油油藏降黏驱开发,应采取多轮次温和注入降黏剂的开发模式,渐进式建立注采井间稠油整体驱动,进而有效规避稠油高黏阻滞带的形成,提高降黏剂驱油效果。

A Novel Simulation Framework for Predicting the Formation Parameters Variation in Unconsolidated Sandstone Reservoir

After long-term waterflooding in unconsolidated sandstone reservoir, the high-permeability channels are easy to evolve, which leads to a significant reduction in water flooding efficiency and a poor oilfield development effect. The current researches on the formation parameters variation are mainly based on the experiment analysis or field statistics, while lacking quantitative research of combining microcosmic and macroscopic mechanism. A network model was built after taking the detachment and entrapment mechanisms of particles in unconsolidated sandstone reservoir into consideration. Then a coupled mathematical model for the formation parameters variation was established based on the network modeling and the model of fluids flowing in porous media. The model was solved by a finite-difference method and the Gauss-Seidel iterative technique. A novel field-scale reservoir numerical simulator was written in Fortran 90 and it can be used to predict 1) the evolvement of high-permeability channels caused by particles release and migration in the long-term water flooding process, and 2) well production performances and remaining oil distribution. In addition, a series of oil field examples with inverted nine-spot pattern was made on the new numerical simulator. The results show that the high-permeability channels are more likely to develop along the main streamlines between the injection and production wells, and the formation parameters variation has an obvious influence on the remaining oil distribution.

高孔高渗高含水稠油油藏剩余油分布特征及动用的主控因素

针对CFD11-1油田943砂体大量剩余油无法动用的问题,结合动态数据和生产数据,将注入流体、地层倾角、渗透率韵律和级差4种因素进行数值模拟,对油藏剩余油分布类型以及影响海上高孔高渗油藏剩余油动用的主控因素进行分析。结果表明:1)高孔高渗高含水稠油油藏的剩余油分布类型可分为油藏边缘井网未控制、井间未控制、相对低渗绕流和构造高部位4种;2)注入流体是影响不同类型剩余油动用的首要因素,说明注入流体优选和有效波及仍是未来提高海上油藏采收率的主要方向之一。注入流体与不同剩余油类型的结合应兼具经济性和环保性,例如构造高部位的气驱与活性水相比仅降低1.59个百分点;3)相比于气驱,活性水驱扩大平面波及效率,有效减弱指进效应,边部剩余油井组采出程度提高了12.88个百分点;4)剩余油动用敏感性因素分析显示,注入流体和地层倾角是影响采出程度的主控因素,受油藏高孔高渗影响,渗透率韵律和级差已经不是限制流体流动的主要因素,其对采出程度的影响不超过1%。该研究成果对海上高孔高渗稠油油藏的高效开发有一定的指导作用。

柴达木盆地英雄岭地区古近系油气成藏过程及其演化特征

通过构造演化特征研究,结合烃类包裹体分析和典型油气藏精细解剖,阐述了柴达木盆地英雄岭地区古近系下干柴沟组上段油气藏的形成和演化过程。研究结果表明:(1)英雄岭地区古近系下干柴沟组上段形成于半咸化—咸化湖泊—盐湖环境,发育以纹层状灰云岩为储集层、富含有机质、广覆式分布的源储一体型油气藏;(2)研究区下干柴沟组上段共经历3期油气充注,第Ⅰ期烃类包裹体为单一液相油包裹体,反映了早期低熟原油的运移和充注;第Ⅱ期烃类包裹体为单一液相油包裹体,反映了一幕中等成熟原油的运移和充注;第Ⅲ期烃类包裹体为气液两相油包裹体,反映了一幕高成熟原油的充注。(3)研究区油气具有3期成藏的特征:上干柴沟组沉积中晚期,在下干柴沟组上段形成了低饱和度-低熟油藏;上油砂山组沉积期,低熟—成熟油气向盐间储集层和高渗带聚集形成了油气高产区;狮子沟组—七个泉组沉积期,成熟—高熟油通过双层断裂接力输导运移至干柴沟组上段及以上地层运聚形成构造油气藏。

无机凝胶技术在低渗高盐储层应用可行性研究

针对低渗高盐油田,通过室内实验开展了无机凝胶配方体系优化、性能评价及稳油控水效果可行性研究。实验结果表明,与储层特征匹配性最优的无机凝胶配方体系为1%~3%(w)硅酸钠+20%~30%(w)沉淀控制剂;生成沉淀粒径为20μm左右,沉降速度可控,优化沉降时间大于5 d;该无机凝胶在目标储层岩心渗透率条件下具有良好的注入性能及封堵性能,封堵率超过90%,符合现场施工要求。依据增油降水效果,采用无机凝胶深部调驱技术可对渗透率级差为2~8的层内非均质储层进行有效调控,优选室内最佳注入段塞尺寸为0.3 PV,采收率增幅最高可达15.42百分点。

低渗透油藏压驱效果影响因素研究

为解决低渗透油藏渗透率较低、水井注不进、油井采不出的难题。在分析压驱机理的基础上,通过数值模拟并结合矿场实际开发现状,研究了井网、平面非均质性和裂缝对压驱效果的影响,同时分析压驱油井引效工艺的适应性。结果表明,交错行列式井网压驱后波及效果最好;渗透率极差越大,波及范围越不均匀,波及效果越差,注入水会沿着某一方向向高渗条带推进,裂缝性质对压驱效果也有一定程度的影响。同时压驱后对油井实施适当的引效工艺可在一定程度上促进井组间压驱注水的见效,加强油水井联动,提高产能。

基于微流控模型的渤海典型高渗砂岩储层油水赋存规律

为进一步明确高渗砂岩储层水驱过程中微观油水赋存规律,通过扫描储层岩心,建立了渤海高渗砂岩微流控模型;基于形状因子和欧拉数等微观参数,编制计算程序,精细识别并提取膜状、滴状和柱状等5类剩余油的微观表征;针对不同流体物性及开发方式设计实验方案,明确了渤海典型高渗砂岩在不同原油性质及开发制度下微观油水赋存规律及演化特征。结果显示:随着剩余油非连续相增加,水淹范围内的绕流区、滞留区难以再动用,多孔和簇状剩余油成为主要的剩余油赋存形态;高速驱替水驱波及范围更大,但注入水绕流易导致采出端提前见水,波及范围不再显著增加;低黏储层中,高速驱替相较低速驱替波及系数提升0.154;高黏储层中,液流改向调整后水驱末期波及系数提高0.137。对于渤海油田典型储层物性及高含水开发阶段条件下,低黏储层更适合提高驱替速度进行挖潜,高黏储层适合液流改向进一步动用剩余油。研究结果为渤海油田水驱高效开发提供了借鉴。

低孔渗油气富集区优质储层形成条件及相关问题

低孔低渗 (孔隙度一般小于 1 2 % ,渗透率大多在 1× 1 0 - 3μm2左右 )性质的碎屑岩作为储层的油气藏是我国中西部地区稳定克拉通盆地或者叠合盆地中最主要的油气藏类型。但是 ,通过近几年的勘探实践发现 ,在低孔低渗含油气区中 ,仍有具优质储集层的高产油气藏存在。从优质储层的构造、沉积和成岩等几个方面讨论了这些优质储层的形成条件、阐述了描述和识别优势储层的原则和方法基础。认为储层的原始物质组成和结构是影响其物性特征的最关键因素、先天母质条件是优质储层之本源 。

文留油田低渗透油藏合理注采井距研究

针对文留油田油藏埋藏深、储层物性差、注水困难、油藏长期处于低采油速度、低采出程度开采状态等问题,从低渗透油藏渗流机理和经济效益两方面出发,优化了文留油田的合理注采井距;并在深层低渗透油藏加密调整、实现高效注水开发方面,摸索出了一套行之有效的方法和经验。

注蒸汽后稠油油藏火驱跟踪数值模拟技术——以新疆H1块火驱试验区为例

以新疆H1块已实施3 a的火驱试验区为原型,通过与物理模拟结果、现场生产动态相互验证和调整,合理划分原油组分、确定火驱高温燃烧方程式、求取原油氧化动力学参数,建立了精确的火驱数值模拟基础模型。应用该模型对H1块火驱试验进行了跟踪模拟研究。研究表明:注蒸汽后形成的次生水体在燃烧初期大部分被烟道气驱替出来,只有小部分起到了有限湿烧的作用;火驱储集层从注气井到生产井依次为已燃区、火墙、结焦带、高温凝结带、油墙、剩余油区,比以往认识增加了高温凝结带;与原始油藏火驱过程不同,注蒸汽后的油藏火驱,存在着"先填坑、后成墙"的油墙构建、运移过程,油墙的形态与附近生产井动态密切相关。矿场试验表明,火驱跟踪数值模拟有效提升了火驱动态预测和管理水平。

天然气充注成藏与深部砂岩储集层的形成--以塔里木盆地库车坳陷为例

在塔里木盆地库车坳陷深层天然气成藏条件分析的基础上,阐明深部有效储集层的形成机制。研究表明,天然气充注成藏过程与深部砂岩有效储集层的形成具有密切关系:早期曾捕获到油气的储集层,后期深埋后储集层性能较好;若早期未能捕获到油气,深埋后储集层则比较致密。深埋压实作用对孔、缝的保存影响较大。在储集层深埋致密化之前发生的油气充注过程,抑制了岩石的机械压实和裂缝闭合,阻碍了致密化进程,使储集层的有效孔、缝得以保存。库车深层煤系气源充沛,高演化侏罗系烃源岩成气潜力依然较大,深部砂岩储集层发育次生孔隙和微裂隙,膏盐盖层分布广,厚度大,生储盖空间配置好;以断裂为主构成的输导体系发育,排烃效率高,运聚系数大,油气被高效捕获成藏;盐构造下的深部和超深部圈闭发育。因而,库车坳陷深层和超深层成藏条件好,勘探潜力巨大。