缆控式智能配注系统关键工具腐蚀特性分析

注水仍是剩余油驱替的重要措施之一,数字化注采控制更是中国油田的重要发展趋势。然而,智能配注工具在腐蚀环境下的适应性评价工作不足,大大制约了中国数字化油田的发展进程。为评价缆控式智能配注工具材质在新疆油田井下复杂环境中的适应性,通过实验方法评价了用于智能配注工具的两种典型材质在不同温度、不同Cl^(-)浓度条件下的腐蚀特性。结果表明:随温度升高,A材料的腐蚀电位下降且腐蚀电流增加,而B材料的腐蚀电位升高且腐蚀电流减小;当Cl^(-)浓度升高时,A材料表现出较强的腐蚀倾向;而在所研究井况范围内,B材料表面钝化层未被破坏。可见,在所研究井况下,B材料耐蚀性能显著优于A材料。

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。

薄层砂岩边底水油藏空气辅助内源微生物驱油技术

针对边底水油藏“双高阶段”零散分布剩余油如何有效动用、低成本高效微生物驱油体系如何研发、微生物驱效果评价及配套技术攻关等难题,建立微生物驱筛选图版并评价了油藏微生物驱的适应性;利用微生物分子生态学技术全面解析了油藏微生物群落结构,筛选了乳化效果好的采油功能菌株H3;通过对主要营养成分碳源、氮源、磷源的筛选,开展单因素实验和正交实验,确定了可实现原油乳化分散和抑制硫酸盐还原菌生长的复合粉激活体系;研究了底水油层“船底形”剩余油富集特征,形成了“微生物乳化+空气提效+稠化剂封堵”提高采收率驱油模式,明确了提高采收率幅度与注入菌体浓度、注入孔隙体积倍数正相关。将研究成果应用于准噶尔盆地陆梁油田薄层砂岩边底水油藏,实施“4注20采”微生物驱提高采收率矿场先导试验,注入微生物激活剂0.13倍孔隙体积,2017至2023年阶段增油5.6×104 t,采收率提高4.0个百分点,增油效果好的井主要分布在总菌浓度高、石油地质储量大、构造高部位、油层厚度大、底水薄、采出程度较高的区域。研究成果对丰富微生物驱提高采收率技术序列具有借鉴作用。

驱动压力影响下不同体系煤层气水合分离实验

煤层气(CBM)分离提纯对保障矿井安全生产、实现双碳目标等具有重要意义。基于水合物法分离技术,在十二烷基硫酸钠(SDS)、油水乳液和纯水体系中施加4种驱动压力(1 MPa、2 MPa、3 MPa和4 MPa),开展了高浓度煤层气(甲烷体积分数60%)水合分离实验。结果表明,3种体系中煤层气水合物的生长速率均随驱动压力的增大而持续增大,添加SDS和油水乳液能进一步增大水合物生长速率。不同驱动压力下,煤层气经纯水体系、SDS体系和油水体系分离后,甲烷回收率分别为10.02%~11.75%、31.00%~43.36%和21.68%~24.36%,其中SDS体系较纯水体系甲烷回收率增大了3~4倍,油水体系则增大了约2倍。3种体系中甲烷回收率均随驱动压力增大而增大,但驱动压力为3~4 MPa时,SDS和油水乳液体系的分离因子呈下降趋势,分离难度变大,可见3 MPa为最佳驱动压力,此时煤层气经SDS和油水乳液体系提纯后,甲烷体积分数分别达到81.13%和82.32%。

人工水驱稠油油田热水化学增效研究

人工水驱稠油油田注入水突进、采出程度不高、井筒耐温受限,后期转注热水效果有限,为探讨转注热水复合化学药剂的增效机理及效果,结合实验数据分析了热水降黏机理以及3种药剂A、B、C的降低黏度、降低界面张力、改善流度比的增效机理,利用数值模拟方法对比了冷水、热水以及热水加药剂的方案效果。结果表明:LD油田地层原油的黏度随温度增加而降低,当温度从54℃升高至108℃时,原油黏度降低至54 mPa·s,可大幅改善原油流动困难;药剂A在不同温度下降黏率均大于90%,具有较好的降黏性能,药剂B质量浓度从500 mg·L^(-1)增大至3000 mg·L^(-1),界面张力从0.015 mN·m^(-1)降低至0.006 mN·m^(-1),且在108℃下耐温及降低界面张力性能较好,药剂C溶液在油藏温度54℃下黏度可达125 mPa·s,在升温至90℃后黏度下降的幅度为33%,且90℃下水油流度比增大至0.9,驱油效果更好;热水加药剂A、B、C的复合增效方案效果最优,相比冷水驱最终可提高采收率12.4%,可为此类油藏提高采收率提供新思路。

基于三维人造岩心的流场主控因素分析

针对不同含水阶段下剩余油变化规律不明及流场描述难度大的问题,通过制作三维人造岩心确定高含水油藏流场演变过程主控因素。结果表明:透率极差、油水黏度比、注入速度对于优势渗流场形成时机的影响较大;优势渗流场以水驱特征曲线上翘为优势渗流通道(低效循环区)形成时机的判别依据。研究成果为高含水油藏流场分布和流场调整起到了指导作用。

早期注聚油藏波及系数研究

对于早期注聚油藏开发,需解决波及系数动态变化规律难以定量刻画,以及未来波及系数难以准确预测等问题。为此,基于改进的相渗曲线、水驱曲线及Welge方程,提出一种早期注聚油藏体积波及系数计算及预测方法。研究结果表明:在早期注聚低中含水阶段,体积波及系数的增长速度随着含水率上升而逐渐增大;进入注聚高含水阶段后,长期冲刷形成低效驱替,体积波及系数的增长速度随着含水率上升而逐渐降低;进入后续水驱阶段后,油水流度比增大,体积波及系数下降;当采取稳油控水措施后,体积波及系数再次缓慢上升。以渤海L油田动态资料为基础,定量表征油田及单井区的波及系数及洗油程度,并形成图版。

X-CT扫描成像技术在特低渗透储层微观孔隙结构及渗流机理研究中的应用——以西峰油田庄19井区长8_2储层为例

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组河流-湖泊三角洲相砂岩储层物性受沉积—埋藏—成岩等因素控制。特低渗透储层具有其独特的微观孔隙结构和渗流机理。应用X-CT扫描成像实验技术进行砂岩岩心微观孔隙结构水驱油驱替实验,通过CT扫描切片图像观察分析了注入水微观驱替渗流机理及不同注入压力下的水驱油效率变化分布规律(实验岩心的水驱油效率最高为62%,最低为42%,平均为51.6%),定量评价了储层微观孔隙结构特征。实验表明低孔、低渗和储层微观双重孔隙结构是造成注入水启动压力、水驱油效率差异大的根本原因;而较强的微观孔隙结构非均质性,是造成注入水波及效率不高、水驱油效率较低的主要原因。

水驱油藏注CO_2非混相驱油机理及剩余油分布特征

多数陆上油田经过几十年的注水开发,均已进入高含水、低产出、无效水循环严重的开发阶段,整体动用程度较低,亟需研究水驱后剩余油分布和提高采收率技术。CO_2非混相驱油时需考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对气驱开发效果的影响。在传统剩余油分布研究方法的基础上,提出采用岩心在线CT扫描与岩心薄片仿真微观模型相结合的实验方法,分别从宏观岩心尺度和微观孔隙结构2方面,定性和定量地研究注水和注气驱油机理、驱替后宏观和微观剩余油的分布特征,揭示了水驱转气驱及气水交替驱对微观剩余油的启动方式和运移过程,进一步描述了可动水作用下油、气、水三相渗流规律,为油藏开发后期注CO_2非混相驱开发提供了理论基础和实验依据。

水驱开发油藏原油黏度变化规律及其对开发效果的影响

水驱油田开发过程中,原油黏度随含水率升高而增加。目前水驱油藏数值模拟器中简单地将原油黏度看成是压力的一元函数,没有考虑其他因素对原油黏度的影响。为提高模拟精度,在黑油渗流模型的基础上,建立了原油黏度随含水率变化的新模型,开发了新的数值模拟器,并在该模拟器上模拟了不同的原油黏度变化幅度对生产动态的影响。研究结果表明:水驱过程中原油黏度的升高缩短了无水采油期,加快了含水上升速率,降低了采出程度。油田实例对比验证了该模型的正确性。

基于低场核磁共振技术的储层可动油饱和度测试新方法

在评价储层的可动用储量时,可动油饱和度是重要参考参数之一.为了准确测试储层的可动油饱和度,在借鉴可动流体饱和度测试方法的基础上,提出了通过结合低场核磁共振技术和油驱水、水驱油离心实验来测试可动油饱和度的新方法.选取马岭油田的24块岩样进行了可动油饱和度实验,实验结果表明：2.28 MPa、0.22 MPa分别是低渗砂岩油驱水和水驱油离心实验的合理离心力;24块岩样的可动油饱和度分布为17.06%~60.49%,平均为41.95%;可动油饱和度主要由0.5？m以上的喉道控制,喉道半径越大,控制的可动油越多;可动油饱和度与渗透率的相关系数达到0.845,要好于与孔隙度的相关性.实验结果较符合目标区块的实际情况,证明了通过该新方法来测试岩心可动油饱和度是可行的,改进了仅根据油相T2谱的左峰和右峰测试可动油饱和度的传统方法.

非均质三维模型水驱剩余油试验研究

为了明晰储层非均质性对水驱油采出程度的影响,运用人造物理模型制作技术制作了三维物理模型,并用恒速法对不同的三维非均质模型进行水驱油试验。试验发现:纵向非均质模型的水驱油采出程度最高,平面非均质模型的水驱油采出程度最低;平面非均质模型中2个渗透层间窜流是剩余油过多的主要因素,运用微凝胶调驱后,可改善水驱波及体积,大幅度提高采出程度。采用数值模拟方法,模拟了不同的三维非均质模型水驱油过程及其在不同含水阶段采出程度、剩余油分布情况。模拟结果表明,亲水反韵律模型水驱采出程度最高,剩余油分布均匀,各油层水洗程度也均匀;亲水正韵律模型水驱采出程度最低,剩余油集中分布在上部低渗透层段。剩余油的数量、分布情况受油层沉积韵律类型、重力作用、毛管力作用、油层渗透率、水驱强度等多种因素的制约。

非均质线性模型水驱油试验研究

为了确定岩心组合方式、渗流方式、渗透率的大小、非均质性等对驱油效率和剩余油分布的影响,首先选取不同的天然岩心,运用岩心组合技术,建立起不同的非均质模型;然后结合物理模拟技术,用恒速法进行水驱油试验。试验发现:平面非均质模型单向渗流时,剩余油饱和度和驱油效率与岩心渗透率无关,而与岩心所处位置密切相关,从模型的入口到出口,剩余油饱和度递增,驱油效率递减;低中高模型剩余油分布较均匀,而高中低模型剩余油集中分布在低渗透岩心;模型的驱油效率与其等效渗透率、非均质性相关;纵向非均质模型驱替后,剩余油主要分布于渗透率最低的岩心。研究认为:在平面非均质性比较严重的油层,可采取高渗区注水,低渗区采油,这样可以获得较高的采收率;在纵向非均质性比较严重的油层,可采用化学调剖堵水封堵高渗透层、改善吸水驱替剖面或者分层注水开采的方式来获得较高的采收率。

微观物理模拟水驱油实验及残余油分布分形特征研究

研究制作了能真实反映岩石孔隙结构的微观仿真孔隙模型,应用微观渗流物理实验模拟技术和图像分析技术,开展了微观模型水驱油物理模拟实验,对水驱油过程及微观物理模型中残余油的形成和分布进行了观察,模拟了不同驱替速度、孔隙结构、粘度比等条件下的水驱过程。应用分形几何学的基本理论,给出了数盒子法和R/S分析法定量研究微观残余油分形特征的关系式,结合水驱油残余油分布图像,建立了用分形维数定量表征残余油及空间分布的测定方法。研究结果表明,随驱替速度增大,形成的残余油量减少;随原油粘度增大,形成的残余油量增多。容量维数表征了残余油的多少,它与残余油饱和度、孔隙结构有关;分形维数则表征了残余油空间分布的非均质性,分形维数越大,残余油空间分布的非均质性越强。

多层水驱油实验在桥口油田开发中的应用

针对桥口油田非均质油藏地质特征,以室内实验为基础,对多层水驱油状况进行研究.结果表明,由于油层自身物性不同,多层系油藏层间动用程度差异较大.在开发实践中,通过合理地细分开发层系,改善注水结构和采取适当的工艺措施挖掘薄差层潜力,可以有效地改善层间吸水状况、扩大注入水波及体积,增加水驱动用储量,提高了油田的最终采收率.

砾岩储层注水开发后期高渗流通道成因特征及其识别

准噶尔盆地西北缘二叠-三叠系储层是洪积扇相砂砾岩体,油藏由于长期注水开发,后期形成了许多高渗流通道。从静态成因、工程动态成因角度总结了高渗流通道的形成原因,认为砾岩储层中高渗通道的主要成因有:沉积微相控制、微裂缝网络连通、沉积成岩作用程度弱(欠压实砂砾体弱胶结)、特殊的支撑砾岩岩石沉积结构、储层改造、长期注水微颗粒迁移、不同岩性沉积界面高渗通道、不整合面等8种。通过确定高渗透段的成因及其识别特征,将其嵌到单期水道内,建立高渗透层段的空间分布规律。高渗通道的开发动态特征为:高渗通道对应段吸水量高、高渗通道对应段吸水量随注水时间的延长而一般吸水量明显增大、高渗通道对应段地层压力从不明显到逐渐增高。由于储层高渗流通道的存在,导致注入水无法起到有效驱油作用,注入水无效循环严重影响了油藏注水开发效果。总结高渗流通道的特征并有效识别,是改善砾岩油藏储层开发效果的地质基础。

利用相对渗透率资料研究油藏水驱状况

目的：对油藏水驱开发趋势进行整体分析和预测。方法：以油水相对渗透率曲线资料为基础，利用水驱油公式、两相区渗流公式、物质平衡原理，分析计算油藏注入水的驱油效率、波及系数、采出程度等参数在水驱过程中的变化情况，并对具体油藏进行实例分析。结果：对油藏的开发趋势进行了预测。结论：实践证明，分析结果可为油藏开发调整提供可靠依据。

采注井数比对水驱采收率影响研究

合理降低采注井数比是提高采收率、延长稳产期限的后期调整重要措施之一。本文给出了多方面的研究方法，指出了合理采注井数比存在机理和界线，提出了网格趋向效应对注采系统模拟研究影响的处理方法，并在保砂体的前提下用数值模拟方法分析了各注水井网的开发效果。

水驱砂岩油田开发后期注采结构调整实践与探索

河南油田东部的稀油区油田（均为普通黑油油藏）为砂岩油田，至１９９７年１０月含水率高达９０．５１％，处于开发后期。由于１９８６年以来重视注采结构的综合调整，１９９６年底核实稀油区水驱采收率为４１．９％，其中的双河油田（主力油田）为４５．５％，调整效果显著。在注水结构调整中，控制超注区域和层段的注水量，提高欠注区域和层段的注水量。井网调整的具体做法是：小区块、小开发单元注水由边外向边内转移；面积较大单元由集中注水向分散注水转移；高含水井注水由主力层向非主力层转移；厚油层由分层注水向分段注水转移。缩小吸水剖面和产液剖面的差异性才能提高存水率，矿场注水结构调整的具体做法是：对储集层物性不同的油田采用分压力、分水质注水；厚油层利用层内夹层细分层段注水，对这样仍达不到配注要求的层段，分层改造后注水。在产液结构调整中，每年对低效、无效油井进行补孔、堵水、转换层系和关井等综合治理，减少平面干扰；厚油层细分成最小流动单元或渗流单元开采，减少层内纵向干扰；产油层细分改造；根据油层的沉积亚相，采取不同的提液对策。砂岩油田水驱开发后期注采结构调整是难度很大的长期工作，要有长期目标和短期运行方案，不断总结、不断调整。表１参４（郭海莉?

稠油油藏边水推进规律物理模拟实验

在边水活跃的稠油油藏开发过程中,因边水侵入而导致油井含水率上升快、采收率低,开发效果较差。为认清稠油油藏边水推进规律,在明确其地质及开发特征的基础上,建立储层均质及非均质二维可视化物理模型,对单直井、双直井和单水平井3种不同井型开采条件下边水推进规律及其对剩余油分布的影响进行实验研究。结果表明:不同井型开采条件下,均质油藏边水均沿压力梯度最大处向油井推进,非均质油藏边水主要沿压力梯度最大处和高渗透区推进;相同井型开采条件下,均质油藏边水推进前缘较为明显,采出程度高于非均质油藏。双直井开采条件下,储层采出程度远高于单直井,即增加油井数有利于采出程度的提高;对比单直井和单水平井条件下储层采出程度,水平井具有更好的开采效果。