三元段塞组合结合数值化方案对微观剩余油研究

微观剩余油赋存状态是设计调整评价油田开发方案的重要依据.利用微观可视驱油实验系统,结合现场段塞组合,开展三元段塞复合驱替模拟实验,并采集不同驱替阶段的图像,同时利用图像识别方法,根据不同类型微观剩余油的数字化几何特征计算出每类微观剩余油的含量及驱油效率,明确段塞组合体系微观剩余油采收效果.实验结果表明,该数值化方法可以区分出不同类型微观剩余油个数及含量,为该类可视化实验奠定良好的分析基础;强碱与弱碱三元段塞组合提高采收率幅度相当;较高的主段塞粘度能奠定一个良好的采收率基础,并且段塞粘度递增的组合提高采收率效果要高于粘度稳定的段塞组合.     

L井区进一步加密井网后聚驱可行性分析及开发效果预测

针对A区块L井区聚驱后仍有一定量剩余油密集区存在的问题,研究了该区域聚驱后剩余油分布特征,对进一步加密井网后聚驱挖潜剩余油的可行性进行分析,设计并优选了聚驱开发方案.研究表明,通过进一步加密井网后聚驱的方法来挖潜L井区的剩余油是可行的,优选出最佳聚驱段塞组合方案聚驱阶段采出程度为6.68%,采收率为54.42%,与常规水驱相比,采收率提高了5.02%.     

化学驱粘性指进微观渗流模拟研究

化学驱是提高原油采收率的重要方法,化学剂的加入使得地下流体粘度界面张力发生变化,粘性指进演变特征更为复杂.基于格子玻尔兹曼伪势多相流模型,综合考虑油水两相间相互作用、聚合物增粘与非牛顿特性、表面活性剂传质扩散作用及降低界面张力机理,建立了化学驱微观渗流格子玻尔兹曼模拟方法.基于数值模拟方法了研究二维单通道内粘性指进发展...     

污水中不同含聚浓度对聚合物驱油效果影响研究

M区块应用聚合物驱技术提高采收率.应用数值模拟方法进行历史拟合,在此基础上,针对700万分子量抗盐聚合物和2500万分子量聚合物,分别设计了3种不同含聚浓度聚驱方案,进行污水中不同含聚浓度对聚驱效果影响研究.结果表明,对于700万分子量抗盐聚合物和2500万分子量聚合物单一段塞聚驱方案,两种分子量下均为污水中含聚浓度越大,采收率越高,当含聚浓度为400mg/L时,采收率最高,分别比水驱提高了11.37%和11.03%;且当污水中含聚浓度相同时,700万抗盐聚合物驱油效果好于2500万聚合物.     

低渗透油田超前注水合理技术参数优化研究

X区块FY油层为低渗透油藏,该区块采用超前注水的方法来提高原油采收率,运用数值计算和数值模拟的方法,在历史拟合的基础上对试验区超前注水参数进行了优化研究.对于合理注水强度,设计了5种注水强度方案,通过综合分析不同注入强度达到相同压力水平下的激动半径、储层压力分布和采收率,确定合理注入强度为1.65m~3/d·m;对于合理地层压力保持水平,设计了4种地层压力保持水平方案,并与同步注水进行比较,结果表明,当地层压力保持水平为原始地层压力115%左右时,试验区开发效果最好;对于超前注水合理投产时机,按所优选的注水强度配注各水井水量,设计了4个方案进行不同超前注水时间对比研究,结果表明,超前注水4～6个月,试验区开发效果最好.     

M区块不同配制水质对聚驱开发效果影响研究

M区块目前应用聚驱三次采油技术来进一步提高原油采收率,研究不同水质配制的聚合物溶液对驱油效果的影响,运用数值模拟方法,在历史拟合的基础上对试验区剩余油分布进行了描述,并设计了4种不同水质条件下的聚合物配制方案,进行聚驱效果影响研究.研究结果表明,在聚合物浓度和注入速度均相同的前提下,清配清稀配制的聚合物溶液驱油效果最好,污配污稀曝氧后驱油效果略好于污配污稀曝氧前,清配污稀驱油效果最差,与水驱相比采收率提高值分别为10.11%、9.04%、8.59%和8.18%.     

利用多元回归分析研究水驱油效率的微观影响因素

主要目的是通过岩心驱油实验和扫描电镜实验,研究驱油效率的主要微观影响因素.取大庆油田不同渗透率级别天然岩心,首先进行室内实验,确定岩心的水驱采收率.而后对进行了驱油实验的岩心进行处理,进行电镜扫描实验,通过统计分析颗粒、孔隙、喉道等参数,分析其分布特点.再利用多元回归分析,建立岩心水驱采收率与岩心孔隙微观参数的关系.通过结果分析可以看出,孔喉比、形状因子对采收率的影响最大,是低渗透油田水驱采收率低的主要原因.     

葡472区块油水层判别标准研究

葡萄花油田葡47区块葡萄花油层非均质性明显,油水分布复杂.其中,葡472区块原测井解释与新井试油结论符合度较低.结合缺少研究区目的层油基泥浆取心实际情况,充分利用已有资料,以录井、测井、试油、测试等资料为基础,对研究区含油饱和度测井解释模型及油水层判别标准进行研究.利用试油资料回归变参数阿尔奇公式,建立适合研究区目的层的含油饱和度测井解释模型.利用区块附近井及区块内取心井其他层位压汞毛压曲线回归适合研究区的测井解释参数,标定合适的油水界面,确定含油高度,建立"J函数"法含油饱和度模型."J函数"法含油饱和度模型与试油标定法含油饱和度模型拟合结果基本一致.结合试油及生产资料,建立区块油水层电性识别图版,结合成藏特征完成油水性质综合判别,为指导油田开发生产打下基础.     

应用灰色关联法和模糊评判法结合评价特高含水期水驱开发效果

针对目前油藏特高含水期水驱开发效果评价难度大、各评价方法评价指标单一等不足,以杏一~三区西部乙块地质特征和油田开发实际数据资料为基础,采用灰色关联法分析确定油田开发指标主要影响因素,筛选水驱储量控制程度、水驱采收率等10项参数作为评价指标,进而应用模糊综合评判法对该区块特高含水期水驱开发效果进行评价.结果表明,评价结果符合开发实际.方法计算方便简单,结果全面可靠,可为同类油藏的特高含水期开发效果评价提供参考.     

CO_2驱分层注气井注入系统数学模型及其应用

CO_2驱分层注气是控制CO_2气窜和提高开发效果的有效手段.确定合理的分层注气参数是CO_2驱分层注气现场试验的关键环节.本文在CO_2驱单管分层注气和同心双管分层工艺的基础上,通过分析注入CO_2在地面管道、井筒、气嘴及地层中的流动规律,分别建立了两种注气工艺注入系统的数学模型,利用节点系统分析方法对数学模型进行求解和敏感性分析,能够确定不同注气工艺条件下各层合理的注气压力和注气量.以吉林油田CO_2驱注气井为例,结合实际地层参数,确定了各层合理的注气参数,为CO_2驱分层注气的现场实施提供理论依据和指导.     

利用模糊综合分析法识别水驱砂岩油藏注采井间优势通道

砂岩油藏由于长期注水开发形成的优势通道导致注入水在注采井间低效、无效循环,严重影响水驱开发效果.有效识别优势通道是油藏提高水驱采收率必须解决的关键问题.采用模糊综合分析法,以地质静态因素为基础,结合动态监测结果,利用变异系数法对指标加权并计算优势通道综合判别参数,定量识别出水驱砂岩油藏优势通道并描述其发育程度.将方法应用于X3油区典型井组优势通道识别并利用吸水剖面法验证其结果准确性.方法可实现软件编程计算,方便快捷、结果准确可靠,能够为油田开发后期制定合理调整方案提供有力依据.     

基于差异置信分析的稀油空气驱影响因素及其筛选标准研究

注空气作为近年来富有创新且应用较为广泛的提高采收率技术,在稀油油藏的开发过程中取得了显著的成果,尤其是在解决稀油油藏的注水开发后期低产高含水问题上具有良好的发展前景,为了保证稀油注气开发的驱油效果,探究影响影响注气的因素至关重要.在大量的调研的基础上总结了国外的稀油油藏注气开发的矿场实例及油藏参数,通过差异置信法分析判断各个油藏参数是否对驱油效果产生影响,然后根据灰色关联法确定对驱油效果有影响的油藏参数影响程度大小,油藏温度是最为密切的影响因素,进一步根据正态母体平均数区间估计的方法得到各个油藏参数影响驱油效果的最佳参数范围,确定了涉及油藏温度、油藏压力等6项指标的稀油油藏的注空气开发筛选推荐标准,为今后稀油注气开发提供借鉴和指导.     

超低渗透轻质油油藏热水驱机理研究

为了研究超低渗透轻质油油藏热水驱提高采收率机理,通过室内实验分析了温度或注热水对原油粘度、界面性质、储层物性以及启动压力梯度的影响.实验结果表明,温度的升高使原油粘度降低、原油/地层水体系界面张力大幅降低、岩石的亲水性增强、并且使岩石的孔隙结构和渗流能力得到改善;注热水过程中粘土矿物的膨胀、分散和运移使启动压力梯度增加,因此在开展热水驱之前需要做好粘土的防膨处理.     

考虑毛管力/流变性/相渗作用的聚表二元驱前缘位置预测

油气田开发过程中,驱替相的前缘位置对评价驱替效果、判断储层特性等具有十分重要的意义.然而,由于储层渗流规律的复杂性,使得该问题较为难解.基于表达界面张力的拉普拉斯方程,来表示毛管力的大小,建立了考虑毛管力影响时的二元驱分流方程和前缘推进位置的微分方程.在微分方程的求解过程中,又考虑了聚合物的幂律指数、稠度系数两个流变性参数,和二元驱过程中储层渗透率、相渗曲线的变化.应用该方程计算锦州9-3油田注二元井的见二元时间,计算结果与实际矿场测试结果一致,对提高区块聚表二元驱的驱替效率有重要的指导意义.     

锦45块重水淹区蒸汽驱数值模拟研究

锦45块重水淹区于1984年开始试采,经历了常规干抽、吞吐试采和大规模蒸汽吞吐开发过程.区块边底水较为活跃,能量充足,经历近30年开发,区块采出程度较高,平面及纵向加密、调整已达极限,边底水侵入严重,生产井平均回采水率高,产量递减幅度逐年增加,开发中暴露出一系列问题,借鉴先导试验区吞吐转驱经验,应用Peterl软件建立区块地质模型,合理设置边底水,CMG数模软件进行历史拟合以及转驱方案预测,分析水淹区转驱特点,为重水淹区转蒸汽驱提供理论指导和依据.     

三维涡流场分析的A,φ-Ω法*

本文在分析了不同规范下三维涡流问题的场域方程、界面连续条件后指出:在涡流区采用矢量磁位A,标量电位φ及库仑规范.A=0,在非导电区采用标量磁位Ω的求解策略较为合理,并给出了这一方法(A,φ-Ω法)的全部场域方程、边界条件、界面连续条件和相应的泛函.     

基于灰色关联法的水平井压裂参数优化研究

针对低渗透薄互砂岩油藏A油田C9区块水平井井区储层物性差、非均质性强、开发难度大等问题,为改善水平井井区开发效果、提高水平井单井产能,应用灰色关联法,结合数值模拟软件,分析影响压裂水平井产能的主要因素,开展水平井压裂参数优化研究,结果表明裂缝半长和裂缝间距是影响压裂水平井产能的主要因素,优选出水平井压裂方案:裂缝半长为...     

努拉里边底水油气藏提高采收率注采制度优化方法

开发边底水油气藏关键因素是抑制边底水锥进,延长油井无水采油期以提高油藏采收率,因此需要设置合理的开采速度和油水井注采制度.为深入了解不同井网系统和注采参数对边底水油气藏开发效果的影响程度,针对努拉里边底水油气藏开展研究.对边底水影响程度进行研究,得到各井在改变水体倍数后,以含水率差值4%为界限定义受边底水影响程度强弱,差值超过4%则定义为强水侵井,反之则为弱水侵井.在此基础上,采用油藏工程和数值模拟方法优选了注采参数,得出最优井距为1000m,最佳日注水量为30m³/d,最佳采液速度为4.75%-5%,并对优化参数进行了模拟预测,优化后累计产油量增加1.98×10⁴t,采收率达到54.7%.运用油藏工程方法对优化后的开发方式调整进行了分析,结果表明:可采储量采出程度小于62.78%时应以扩大波及体积为主,大于62.78%后应以增加驱油效率为主,目标区块优化后可采储量采出程度达到71.3%,相对潜力值i=0.81<1,处于开发后期,此时开发方式应以提高驱油效率为主.研究成果为同类边底水油气藏前期开发和后期措施调整提供了理论指导和借鉴.     

油水两相渗流对称性特征研究与应用

通过岩心相渗资料分析,发现在一定条件下,油水相对渗透率比值随归一化饱和度变化呈现对称性.针对这一现象,结合实际岩心驱替和数字岩心的实验结果,考虑水驱油过程中的优势相和弱势相的转换,构建了新的油水渗流关系,即油、水相对渗透率比与归一化弱势相饱和度的幂指函数关系.设计了不同条件下水驱油实验,探讨了水驱油时对称性特征产生条件,并分析了其对水驱特征曲线的影响.最后利用对应条件下的油藏实际数据,验证了对称性的存在及双对数水驱特征曲线的适应性.表明考虑弱势相转换的幂指关系较好的表征了凹型水驱特征全生命周期的变化,丰富了油水两相渗流基础理论,对水驱特征曲线的研究和应用具有一定借鉴意义.     

纵向非均质性对海上稠油油田水驱油开发效果的影响研究

为兼顾生产成本与开发效果,海上稠油油田开发大多采用多层合采,层内和层间的差异对水驱开发效果影响显著,针对纵向非均质严重的问题,基于不同渗透率级差、不同平均渗透率,建立了反韵律下9种非均质物理模型,研究层内和层间非均质性对海上稠油油田水驱开发效果的影响.研究结果表明:对于层内非均质模型,渗透率级差对开发效果影响更大,平均渗透率相近时,级差越大,层内非均质性越强,注入水沿高渗透层突进,油层下部驱替效果越差,采出程度越低;层内均质层间非均质时,级差越大采出程度越低,高渗层段注入水形成优势通道抑制低渗透层吸水,高渗透层最高采收率达77.4%,低渗层采收率可低至0.7%,使油层上下部驱替效果相差较大;层内和层间都非均质时,分层开采的开发效果好于多层合采,各层采收率变化幅度与分层开采时差异较大;利用综合影响因子表征层内和层间非均质性的综合影响,其值为0.08时对应采出程度为41.48%,综合影响因子越高,纵向非均质性越强,采出程度越低.