基于数字化孔隙模型的聚驱后微观剩余油定量表征

利用岩心压汞试验数据和CT扫描数据,构建波纹管状数字化孔隙模型,考虑聚合物溶液的黏弹性、不可及孔隙体积及吸附滞留特性,模拟不同驱油体系在该孔隙模型中的驱油过程,定量表征不同驱油体系的驱油效果及对不同类型剩余油的作用。结果表明:构建的数字化孔隙模型可以较好地模拟岩心孔隙度和渗透率,其相对偏差均小于5.0%;基于数字化孔隙模型计算的水驱及聚驱后采收率与岩心驱油试验结果的相对偏差分别为1.32%和0.97%;计算的聚驱后各类剩余油饱和度与岩石薄片荧光分析方法得到的结果接近,水驱后及聚驱后剩余油含量较高的为膜状剩余油和簇状剩余油,占剩余油比例超过85%。

聚驱阶段流压界限分析及压裂层段优选

为提高聚合物驱开发效果,以油层发育特征为依托,细化采出井类型,结合井组动态特征,研究不同类型井合理流压界限及压裂层段优选。研究表明,注聚初期合理流压3.5~7.6 MPa;含水低值期合理流压3.0~6.0 MPa;含水回升期合理流压大于4.8 MPa。在压裂时机和压裂层段上,含水下降期主压3、4类河道;含水低值期主压1、2类河道的中、低渗透层;含水回升期主压1、2类河道中的薄差层及动用差层。压裂后,Ⅰ类井的采液指数下降幅度最小,压裂有效期最长;Ⅱ类井在压后的第11个月采液指数下降到初期水平;Ⅲ类井采液指数下降幅度最大,压裂有效期最短。该项研究能够更加精准指导单井的方案调整和压裂改造工作,为聚驱开发提供经验。