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。

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。

致密油藏储层驱替特征及开发效果——以鄂尔多斯盆地上里塬地区延长组长7油层组为例

为了研究致密油藏储层驱替特征及其开发效果,以鄂尔多斯盆地上里塬地区上三叠统延长组长7油层组为例,通过测试分析及模拟实验对致密油藏储层的敏感性、渗流特征及水驱油特征进行了分析。结果表明,研究区储层为弱速敏、弱酸敏性,无水敏、盐敏性。致密油藏单相渗流启动压力梯度达2.0 MPa/cm,与渗透率呈负相关;束缚水饱和度和残余油饱和度偏高,共渗区较窄,等渗点较低,含水饱和度增大会导致油相渗透率快速下降。根据其不同驱油阶段含水率和驱油效率的变化,将长7储层的水驱油开发大致划分为无水期、含水快速上升期及高含水期等3不同的开采阶段。无水期驱油效率为18.1%,最终驱油效率较低,仅为31.7%。同时,研究区储层润湿相为弱亲油,对后期的注水开发会产生深远影响。

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。

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。

模糊综合评判法确定水驱油藏的水驱难易程度

在研究影响砂岩油藏水驱难易程度的诸多地质因素基础上，引用模糊数学中模糊综合评判方法，构成了评价水驱难易程度指标体系及评价方法。该指标体系与评价方法应用于双河油田与玉门鸭儿峡五区表明，这种方法具有所需的数据量少，准确简便等优点。尤其在油田注水之前，研究地层是否适合注水及注水的难易程度有一定的实际指导意义。

苏丹1/2/4区块状强底水油藏高效开发技术

苏丹1/2/4区块状强底水油藏经过8年的高速高效开发,已经进入高含水开采期,油田产量递减趋势明显,稳产难度增大。针对这种情况,通过油藏地质综合研究、开发动态分析和精细油藏数值模拟研究,确定出油藏中剩余油纵向上主要集中在油层顶部,平面上主要分布在井网稀疏区、局部构造高部位和断层附近。在此基础上,利用加密井、水平井、提液、卡堵水、低效井侧钻以及合理射孔等相适应的开发调整技术与策略,现场应用取得了很好的效果。在油田开发过程中形成了一套块状强底水油藏高效开发调整技术。

胜利油田低渗透水驱油藏含水变化特征及影响因素

生产中含水率的变化特征在一定程度上可以反映水驱油效果的好坏。见水早、含水上升快、水驱油效率低等问题一直困扰着低渗透油藏开发。水驱油藏含水率的变化问题属于岩石中油水两相渗流的范畴,含水变化特征必然决定于岩石物性、油水特征和驱动力等因素。针对胜利油田低渗透水驱油藏,通过大量实验数据分析了储层孔隙结构特征、原始含水饱和度、应力敏感性和驱替压力等因素对含水率变化和水驱油效率的影响。研究发现孔隙的连通性是影响含水上升规律的重要因素,而初始含水率主要是由原始含水饱和度决定,适当的控制驱替压力有利于控制含水率,提高水驱油效率。考虑到低渗透储层渗透率的应力敏感性,建议实施超前注水,避免压力下降造成的渗透率伤害,从而利于提高水驱油效率。

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?

砂岩底水油藏底水锥进影响因素研究

鉴于砂岩底水油藏开采特征有别于灰岩层水油藏，因此有必要研究砂岩底水油藏的开采特征及其影响因素。利用三维三相黑油模型分析了单井产油量、储层沉积韵律、垂向水平渗透率比、夹层大小及位置、边底水能量、油水粘度比、井距、油井射开程度以及油水毛管压力等９种因素对砂岩底水油藏开采效果的影响。结果表明，影响底水锥进的主要因素是单井产油量、夹层大小及位置、垂向水平渗透率比、储层沉积韵律和油水粘度比。

利用生产测井资料确定水驱油藏产层剩余油饱和度方法

利用常规电阻率测井资料和放射性测井资料确定油田注水开发期剩余油饱和度都有一定的局限性。本文提出并较系统地阐述了利用生产测井资料确定产层剩余油饱和度的理论和方法，同时提出一种利用岩心分析的油水相对渗透率和生产动态资料确定剩余油饱和度的产水率解释模型的实用方法。油田实例分析表明，与其它确定剩余油饱和度测井方法相比较，该方法具有不受地层水矿化度影响、结果代表范围大、实用性强等特点，更适合于确定水驱油藏产层剩余油分布及对其进行动态监测。

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。

水驱油藏高含水期精细模拟技术研究与应用

在剖析高含水期开发过程中所表现出来的渗流现状和规律的基础上，以解决该开发阶段油藏工程问题为目的，比较系统地提出了油藏精细模拟的原理、思路和方法，提高了模拟的精度，拓宽了油藏模拟的应用领域，已经在ZW油田高含水开发单元剩余油研究和综合调整实际应用中发挥着重要作用，取得了较满意的应用效果。

常规亲水稠油油藏注水吞吐开发的研究与实践

在油田开发中,稠油油藏在储量和产量上均占有重要地位,采用常规技术手段开发稠油油藏难度大、驱替效果差。本文根据亲水介质水驱油机理和室内注水吞吐试验的结果,提出了改善这类油藏开发效果的新方法——注水吞吐采油开发。该方法利用亲水孔隙介质常规稠油油藏水驱油机理,将井底蹩压的注水井直接转采,经过一段时间的生产后再次将其转注,经过几轮的反复吞吐和油水置换后,可将注入水向油层纵深推进,直到实现正常的水驱开发。根据这一理论,在自来屯油田自19-14断块进行了整体试验,参加实验的7口井均获得成功,表明对亲水的常规稠油油藏采用吞吐开发是可行的。笔者认为这种方法可适用于亲水孔隙介质的常规稠油油藏,也可以适用于油层连通性差以及低渗透的油藏开发。

水驱强度影响下的油井产量变化规律

在油田开发中 ,研究水驱能量大小对油井产量的影响具有重要的意义。定义水驱强度为水侵量与油井产量之比 ,建立了考虑水驱强度影响下 ,油井定井底压力生产时 ,水驱油藏中水驱油瞬时渗流的数学模型 ;在获得数学模型的解后 ,作出了水驱油藏中油井产量变化关系曲线 ;研究了水驱强度及油水流度比对产量变化关系曲线的影响 ,分析了渗流特征。此研究为分析水驱油藏中油井的产量变化规律提供了理论基础。

水驱油藏剩余油饱和度分布预测的φ函数法

由Buckley-Leverett油水两相饱和度面移动方程可知,水相分流量关于含水饱和度的导数(即φ函数)是累积注入孔隙体积倍数的倒数。以此为基础,首先得到了一维均质油层模型内任一点处剩余油饱和度与累积流入液量孔隙体积倍数的关系,然后将这一关系推广到三维非均质油藏,建立了一种简便、实用的剩余油分布数值模拟预测方法。与传统的油藏数值模拟方法比较,在对压力场和饱和度场分布进行计算时,对应的方程不必联立求解,只须相继求解即可,而且对时间步长和空间步长的比例没有约束。另外,这种方法还避免了求饱和度分布时的反复迭代和解巨大方程组的运算,运算过程不存在解的不收敛、不稳定问题,大大提高了运算效率。同时还便于充分利用更多的生产、测试资料,可实现数值模拟自动历史拟合。在油田现有微机条件下,该方法可用于水驱开发油田剩余油分布预测。

复杂油藏开发中的能量保持研究

对于边底水驱油藏、应力敏感油藏与高油气比油藏等复杂油藏,如果地层能量保持不适当,将会改变储层的渗流特征,显著降低油藏的采收率和开发效益。在深入研究复杂油藏生产特征的基础上,根据渗流理论阐述了边底水驱油藏水侵对储层的伤害、高油气比油藏脱气对渗流的影响、应力敏感油藏在较大应力下对渗流的影响,同时分析了其影响程度与地层能量保持的相互关系。在此基础上,提出了复杂油藏能量优化控制措施:对于边底水驱油藏,可以通过控制采油速度与产量、采用合理的井型及控制地层能量,改善油藏渗流特征,促进油藏的高效开发;对于应力敏感油藏和高油气比油藏,可以通过采用合理的井型、适时注水、采用合理的开采速度、改善油藏的渗流特征,提高采收率。

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.

克拉玛依油田水驱后期转蒸汽驱开发效果分析

针对新疆克拉玛依油田的特点，运用数值模拟方法，研究了原油组成、含油饱和度、孔隙度、渗透率、厚度、深度、净总厚度比和原油粘度等几个主要油藏参数以及转驱时注采井布置方式对蒸汽驱开发效果的影响。原油粘度较高的水驱油藏在水驱后期转蒸汽驱能够提高油藏的最终开发效果，对于新疆克拉玛依油田符合筛选标准的油藏，在水驱后期转蒸汽驱可以提高采收率２０％以上。

边底水非均质性稠油油藏蒸汽驱关键技术

锦91块为非均质性较强、边底水活跃的特稠油油藏,目前蒸汽吞吐采出程度已达35.8%,局部已有边底水侵入,产量以10%-20%的速度递减,蒸汽驱是该块下一步需要转换的开发方式。采用热采工程、数值模拟方法,优选出蒸汽驱设计的关键技术:井网形式为83 m井距反九点井网;转驱时油层压力及蒸汽驱过程中的压力必须控制在5 MPa以下;单位油藏体积注入速度为1.65 t/(d.hm2.m),注入井底蒸汽干度达到55%,采注比为1.1∶1.0。