胜利油田油藏数值模拟技术新进展及发展方向

油藏数值模拟技术是油藏分析的重要手段,是油田开发人员编制开发方案、开展动态跟踪调整、进行提高油藏采收率研究等工作的有力工具。为明确胜利油田油藏数值模拟技术的未来发展方向,回顾了胜利油田60年以来油藏数值模拟应用技术和自主知识产权软件研发的发展历程,着重总结了“十三五”以来适配油田当前地质及开发特征的特高含水期精细油藏描述、低渗透油藏压驱开发、非均相复合驱、稠油油藏多元热复合驱、CO_(2)高压混相驱、页岩油大规模压裂整体开发等多个领域的数值模拟应用技术创新性进展;介绍了涵盖水驱、化学驱、微观、智能模拟等不同方向的多款胜利特色油藏数值模拟软件的研发及应用情况。最后指出在当前胜利油田的开发形势下,油藏数值模拟在精细程度、规模、效率和协作方式等方面面临着更大的挑战,油藏数值模拟需要进一步向一体化、并行化、智能化方向发展,为胜利油田开发提质增效提供技术支撑。

极端耗水层带形成机制及流场调控增效模式——以陆相砂岩特高含水后期整装油田为例

以胜利油区陆相砂岩油藏整装油田为代表,主力单元进入特高含水后期(含水率大于95%),局部区域出现极端耗水现象,水油比急剧上升,注入水利用率大幅下降,吨油操作成本成倍增加,经济效益变差,但油藏中还有60%左右剩余地质储量。注入水沿着极端耗水层带窜流是制约陆相砂岩整装油田特高含水后期效益开发的关键问题。以提高特高含水老油田开发效益为目标,明晰了极端耗水层带形成机制及调控机理,建立了基于老井的变流线调控极端耗水层带扩波及方法,形成特高含水后期油藏精准描述及调控极端耗水层带扩波及的效益开发技术体系。通过应用流场调控技术,使传统认为含水率98%近废弃油藏开展示范应用,基于极端耗水层带流场调控经济寿命期延长10a以上,产油量大幅增加,含水率下降,吨油操作成本下降,实现了特高含水后期老油田低成本开发。

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。

中低渗油藏特高含水期深部调驱实践与认识

针对江苏油田典型特高含水油藏G6区块,结合当前开发现状及中低渗储层特征,选择分散型堵剂进行深部调驱试验,从注入粒径、注入浓度和注入体积等工艺参数对调驱工艺进行优化,现场应用2个井组。结果显示:由于长期水驱形成高渗条带与大孔道,柔性颗粒调驱剂的粒径选择不应依赖原始孔喉尺寸,应在调驱过程中根据注入压力和油井响应及时调整,添加超大颗粒或连续相高强度堵剂转向段塞,封堵高渗水窜通道;树立整体调驱理念,可有效避免注水井组互相干扰,扩大井区波及体积,达到整体降水增油的目的。

特高含水油藏综合调整效果的模糊评价方法

建立了特高含水开发期油藏综合调整效果评价指标体系,分为注采状态评价指标、开发动态评价指标、经济效益评价指标等3大类,包括井网密度变化率、注采对应率变化值、水驱储量控制程度变化值、含水率评价系数降低值、存水率评价系数降低值、平均年增油程度、采收率增加值、耗水量降低值、产出投入比等9项子指标。基于模糊综合评判原理和层次分析法,提出了综合调整效果的模糊综合评判方法。对胜坨油田'十五'期间12个综合调整单元的调整效果进行了模糊评价,结果表明,该方法能综合反映多方面的调整效果。

特高含水油藏复合驱技术提高采收率研究

针对双河油田IV5-11层系特高含水油藏条件,筛选出SP二元复合体系、ASP三元复合体系的优选配方,分别为2000 mg/表面活性剂SH6+1500 mg/L聚合物ZL-II和8000 mg/LNa_2CO_3+2000 mg/L表面活性剂SH6+1500mg/L聚合物ZL-II,并对比评价了两种体系的热稳定性能、多次吸附性能和岩心驱油效果。实验结果表明,在81℃、7.34 s^(-1)下优选出的SP二元体系、ASP三元体系的黏度分别为74.6mPa·s和46.5mPa·s,与原油间的界面张力分别为3.64×10^(-3)和3.89×10^(-4)mN/m,ASP三元体系与SP二元体系相比,界面张力有一个数量级的下降,黏度下降37%。81℃老化120 d后,APS三元体系的黏度保留率高于SP二元体系,界面张力始终维持在10^(-4)mN/m数量级,较SP二元体系低两个数量级,长期稳定性能优越于SP二元体系。ASP三元体系在与天然油砂重复接触5次以后,界面张力从3.63×10^(-4)mN/m增至4.67×10^(-3)mN/m,仍维持在超低数量级,且非均质岩心驱油效果整体比SP二元体系高3%~5%。因此采用三元复合驱技术作为双河油田IV5-11层系在特高含水阶段水驱后大幅度提高采收率的接替技术。经过两年的的矿场试验,区块已经见到较好的增油降水效果。

高浅北区稠油油藏空气泡沫驱实验

高浅北区稠油油藏平均地层温度65℃,原油地下黏度90.34 m Pa·s,已经历多次调剖调驱,含水已达97%。为了寻找提高采收率接替技术,进行了空气泡沫驱室内实验研究。微观模型驱油实验表明,泡沫驱的主要机理是封堵和乳化作用。在静态空气氧化实验中,该油藏原油可在模拟油藏条件下缓慢氧化,氧化速率为(2.261×10-5~2.448×10-5mol O2·h-1·[m L(oil)]-1,随压力、温度升高而增大。在物理模拟驱油实验中,在水驱采收率12.35%的基础上,依次进行的空气驱、空气泡沫驱、后续水驱、后续空气驱分别提高采收率36.47%、14.12%、11.18%、0;驱替过程中产出气中CO2和O2含量变化指明原油发生了氧化;注入压力变化指明空气泡沫的封堵作用。对于高浅北区稠油油藏,空气泡沫驱是可行的。

水驱油藏特高含水期微观剩余油渗流特征研究

水驱油藏进入特高含水期后仍具有一定挖潜潜力,微观剩余油流动特征及运移规律的研究对于特高含水期水驱油藏提高采收率具有重要意义。文中通过微观玻璃刻蚀模型实验和计算机图像识别处理技术对微观剩余油流动形态进行分类,分析微观剩余油流动形态及变化规律。研究结果表明:特高含水期,考虑油-水-孔喉接触关系,可将剩余油流动形态分为簇状流、多孔流、柱状流、膜状流和滴状流5类,其中簇状流分布比例最多,是引起相渗曲线下弯的主要因素,并且随着含水饱和度的上升,簇状流逐渐转化为多孔流、柱状流、膜状流和滴状流;同时从微观上解释了特高含水期油水微观流动规律及相渗曲线非线性的原因,为特高含水期油藏提高剩余油动用程度和采收率提供指导。

特高含水后期油藏水驱效果评价方法

针对常规水驱效果评价方法不适用于特高含水后期油藏的问题,通过筛选指标、确定指标权重和确立指标标准,研究了新的评价体系。利用逻辑分析、矿场统计和灰色关联分析等方法,从常用水驱效果评价指标中筛选出适合特高含水后期的12项指标,根据石油天然气行业标准《油田开发水平分级》(SY/T 6219-1996),结合矿场统计数据,制定了各项评价指标的标准,应用层次分析法确定了各项指标的权重,并采用模糊综合评判法评价水驱效果,形成了特高含水后期油藏水驱效果评价方法。应用实例表明,与传统方法相比,该评价方法简单快捷,结果较为准确,具有较好的现场实用价值。

特高含水期油藏倾角及韵律性对油滴受力状态影响研究

目前,中国大多数陆上油田都已经进入高含水甚至特高含水期,但采出程度偏低,剩余油饱和度仍普遍高于残余油饱和度,且局部还存在剩余油富集区。研究油藏倾角及韵律性对油滴受力状态影响,进一步提高采收率,对油田的增产稳产具有十分重大的意义。特高含水期剩余油多以油滴分散状分布于毛细管道中,微观因素影响明显,以特高含水期剩余油滴为研究对象,研究油藏倾角及韵律性对油滴受力状态影响,建立了油藏倾角和韵律性作用下油滴受力状态方程,这为深入认识特高含水期油滴微观渗流机理奠定了理论基础。

不断创新开发技术 支撑大庆油田持续稳产

简要回顾了大庆油田5000×10^4t以上持续稳产27年的开发历程、主要做法和开发效果，深入总结了大庆油田实现持续稳产过程中坚持求是、务实、顺势、重试、深识的经验和体会，客观分析了新时期大庆油田实现持续稳产在资源、技术、队伍素质方面的有利条件。通过对面临的调整对象分散、储量品位低、挖潜和技术攻关难度大等困难的分析，明确了技术攻关的总体思路和部署，确定了重点攻关精细油藏描述、长垣油田二次开发和三次采油、长垣外围油田有效开发、深层天然气规模有效开发4个方面的关键技术，对加快和确保4000×10^4t持续稳产目标的实现具有重要的指导作用。

特高含水油藏开发后期深部调驱+二氧化碳吞吐技术

针对中高渗砂岩油藏进入特高含水开发后期,油藏优势渗流通道极其发育,常规控水稳油对策无法抑制含水持续升高的问题,利用深部调驱封堵优势渗流通道,改变液流方向,挖潜水淹路径绕流区剩余油,同时,利用CO_2吞吐降低原油流动性,提高井间驱油效率。研究结果表明:利用深部调驱+CO_2吞吐技术,可实现井间压力平衡,扩大驱替波及体积,达到降水增油的目的。该项技术在南堡凹陷Ng_1~2油藏实施1 a后,累计增油1.82×10~4t,含水降低12.4个百分点,采收率提高1.6个百分点。研究成果对特高含水油藏进一步提高采收率具有重要意义。

大庆长垣油田特高含水期精细油藏描述技术

针对特高含水期剩余油高度零散、复杂的问题，大庆油田开展了高含水后期精细油藏描述技术研究与现场应用试验，形成了以储层沉积微相为基础的相控地质建模和大规模并行数值模拟为主要内容、具有大庆特色的精细油藏描述技术。实践表明，大庆油田精细油藏描述研究充分定量应用了精细地质研究成果，细化、量化了剩余油分布，优化了综合调整挖潜，措施可以落实到单井、单层，对控制油田产量递减和含水上升起到了很好的作用，必将成为现代化油藏管理的有效模式。从理论和实践两个方面系统论述了大庆油田精细油藏描述技术的发展历程、思路、要点、成果和认识，并指出了今后的发展方向。

原位微乳液驱微观驱油实验研究

针对双河油田Ⅳ上层系高温、特高含水油藏条件,为提高剩余油开采程度,开展了基于阴-非离子与阴离子羧酸盐复配表面活性剂(B-1)和单芳烷基磺酸盐表面活性剂(A3-2)的原位微乳液驱油研究,分析对比了原位微乳液与表面活性剂/聚合物二元复合驱的驱油作用,利用高温高压微观可视化模拟系统,研究了原位微乳液驱过程中的剩余油启动及运移方式、驱替效果及微观驱油机理。研究结果表明,3%A3-2和3%B-1能形成超低界面张力(10^(-4)mN/m数量级),可与原油原位(即少量驱动力下)形成微乳液,增容参数大于20。A3-2溶液能与原油原位形成中相微乳液,B-1溶液能与原油原位形成下相微乳液。原位微乳液驱的驱油效果好于表面活性剂/聚合物二元复合驱。A3-2溶液的增溶能力好于B-1溶液,剩余油启动效果最好,微观驱油效果最佳。原位微乳液驱主要依靠表面活性剂的增溶作用,在多孔介质中与原油原位形成微乳液,从而达到混相驱油的作用效果;当原油在微乳液的胶束中增溶达到饱和时,进一步通过乳化携带、降低油水界面张力和改善润湿性等机理,优先启动簇状及斑状剩余油,使各种类型的剩余油都得到有效启动运移。

特高含水水驱油藏流场边界动态追踪模型研究

特高含水水驱油藏油水流动差异、剩余油分散富集现象日益严重。为了从宏观尺度制定油藏动态高效开发策略,提出一套基于界面重构思想的流场边界动态追踪模型,预测了二维及三维流场的速度差异界面、饱和度差异界面演化规律,完成了特高含水油藏区块高速、高含水流场边界定量表征的测试,并制定开发对策验证其工程应用的可行性。在经典黑油模型基础上,结合动态流线追踪方程,在多相界面追踪方法中引入界面重构思想,建立了一套综合考虑动静态因素的流场边界定量表征方法。联合二维流场的渗流速度差异界面和含水饱和度差异界面、三维流场的渗流速度差异界面和含油饱和度差异界面,将油藏流场划分为高速驱油区、高速耗水区、低速富水区、低速富油区。利用建立的流场边界动态追踪模型可以很好地追踪流场动态边界诞生、发展、稳定的过程,通过开发策略应用测试验证了其可行性。

陆相多层砂岩油藏特高含水期三大矛盾特征及对策

大庆喇萨杏油田为大型陆相多层砂岩油藏,目前已进入特高含水开发阶段,各类储层渗流特征发生明显变化,剩余油分布高度零散,液/油比急剧上升,控含水、控递减难度日益加大。通过室内水驱油实验、精细油藏数值模拟、小井距密闭取心井及生产动态监测资料分析研究,系统剖析了特高含水期平面、层间及层内三大矛盾的变化特征,分析了影响三大矛盾加剧的主要因素。通过典型区块和近年检查井逐井逐层剩余油精细剖析,总结了平面、层间及层内剩余油分布特征,建立了平面、层间、层内3个层次的精细结构调整模式,并在大庆喇萨杏油田6个水驱精细挖潜示范区得到成功应用,在含水率为93%的条件下,取得4年产油量不下降、含水率不上升的良好效果,探索出了一种特高含水期老油田水驱精细、深度开发的新模式,为多层砂岩油藏水驱开发提供了可借鉴的经验。

砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律

以典型的砂砾岩油藏—双河油田为例 ,运用特高含水期油井密闭取芯、长岩心水驱油实验等室内实验资料 ,对油层水淹状况变化规律、物性参数变化规律孔隙结构参数变化规律、储层渗流特征变化规律等进行了分析研究 ;结果发现 ,随着储层水淹程度加剧 ,储层物性参数、孔隙结构参数与渗流特征均发生了根本变化 ,由此认为 。

复杂断块特高含水油田储层及渗流规律研究

选取冀东复杂断块油田典型井岩心,采用水驱油实验与岩心分析相结合的方式,研究了特高含水阶段储层参数变化规律,并利用储层孔隙分形、油水相对渗透率及采液采油指数曲线分析了特高含水阶段的储层变化及油水渗流规律。研究结果表明:特高含水开发阶段储层孔隙度、渗透率均较原始状态有所增大,岩石亲水性逐渐增强,水相相对渗透率大幅度提高,无因次采液、采油指数均呈上升趋势,但无因次采液指数上升幅度明显高于无因次采油指数。

特高含水油藏聚驱后非均相驱渗流规律

目的针对特高含水油藏窜流问题严重、聚合物驱流度控制能力有限等问题,探索特高含水阶段非均相驱微观渗流特征。方法通过微观可视化渗流实验、均质条件驱油及非均质条件调驱实验,评价了特高含水阶段水窜规律和聚驱对注水剖面的调整能力。结果在特高含水阶段,注入聚合物和非均相体系后,驱替压差有效提高,最终采收率较水驱提高了32.8%;非均相体系的注入可在聚驱后继续动用低渗岩心中的剩余油,低渗填砂管采收率较水驱提高了38.1%。非均相体系有效动用了各类微观剩余油,含量显著降低。结论非均相体系能够对窜流通道实现有效封堵,改善多孔介质的微观非均质性,促使驱替液转向并进入未波及区域,对剩余油实现有效的动用,进而提高原油采收率。

喇萨杏油田特高含水期厚油层微观剩余油分布

喇萨杏油田经过四十多年的注水开发与调整，已全面进入特高含水期开发阶段。由于微观孔隙结构不同，在厚油层中注入水波及区域内尚残存着大量剩余油，研究这部分剩余油的分布情况对提高厚油层采收率，改善水驱开发效果具有指导意义。利用铸体薄片、压汞资料、扫描电镜等资料研究了厚油层的微观孔隙特征。采取冷冻制片手段，避免常规样品制片方法破坏油水分布的初始状态的缺陷，使微观状态看得更清楚。利用荧光分析实验结果总结出特高含水期厚油层微观剩余油颗粒间油珠状、角隅状、喉道状，颗粒表面油膜状、吸附状以及颗粒内内孔状和裂隙状共3大类7种分布模式，对指导厚油层剩余油挖潜具有重要意义。