水驱油

摘要： 针对老油田可动用储量严重下滑的情况,以大庆油田X6东区开发油层为研究对象,将核磁共振技术与水驱油实验相结合,开展剩余油含量及其分布特征评价,为大庆油田X6东区主力油层的剩余油挖潜和其余非主力油层勘探开发提供依据。研究结果表明岩心渗透率是影响水、油可动流体分布特征的重要因素;束缚水状态下含油饱和度为61.3%~74.9%,T2谱图几乎呈单峰形态,油体主要分布于T2弛豫时间大于10 ms的大孔隙中,渗透率越大,含油饱和度越高;剩余油饱和度为16.4%~29.9%,主要分布于大孔隙中,被驱替出的流体相的分布空间以大孔隙为主,较大的孔道为主要渗流通道,较小的孔道成为剩余油分布的主要空间;当驱替倍数达到15 PV时,岩心中含油状态基本稳定,驱油效率为60.1%~73.2%,大孔隙对驱油效率以及采出程度的贡献要远大于小孔隙。比对X6东区开发现状,主力开发油层和非主力开发油层均具有较好的挖潜和开发潜力。

摘要： 为研究人工裂缝与天然裂缝夹角对水驱油效果的影响,考虑重力和裂缝对水驱油效果的影响,建立了非活塞式水驱油油水两相单向渗流模型,利用有限元分析方法,通过产量和含油率定量分析人工裂缝与天然裂缝夹角处于0°~90°时对水驱油效果的影响。研究表明:人工裂缝与天然裂缝夹角越大,油井产量越高,当人工裂缝与天然裂缝夹角为90°时,油井累积产量最高,且油井产量递减速度最小;人工裂缝与天然裂缝夹角增大,扩大了注入水波及基质系统的范围,驱油效果显著,当人工裂缝与天然裂缝夹角为90°时,裂缝系统和基质系统的驱油效果显著优于其他角度的裂缝分布,注入水波及范围最广,剩余油最少,但水驱油效率整体较低。该研究结果有助于认识裂缝分布对于水驱开发效果的影响,并预防水窜的发生。

摘要： 特低渗透油藏具有渗透率低、毛细管阻力大等特点,常规注水开发较为困难,采出程度较低,开发过程中剩余油仍大量存在。作为一种较新的驱油手段,纳米驱油剂驱油机理尚未明确,与特低渗致密岩心结合的驱油效果研究较少。为了进一步提高采收率,需探索纳米驱油剂等新的注入介质,揭示其驱油机理。以大庆外围油田特低渗透储层岩心为研究对象,将核磁共振技术与水驱油物模实验、渗吸实验相结合,对储层水驱油与纳米驱油剂驱油后微观剩余油分布特征进行研究,从而为储层开发方式选择提供依据。结果表明:纳米驱油剂的驱油效果和渗吸效果都比水驱要好,纳米驱油剂更适合渗透率为0.4×10~1×10μm的储层;纳米驱油剂能改善储层的润湿性,提高原油的采出程度;纳米驱油剂的驱替效果随着渗吸时间延长效果会更好。在现场使用纳米驱油剂时要注意减缓注入速度与延长驱替时间,以获得更好的效果。

摘要： 碳酸盐岩油藏多发育裂缝,不同裂缝产状对水驱特征和水驱油规律的影响有待研究。通过岩心驱替实验,利用5种裂缝产状碳酸盐岩岩心,探究了不同裂缝产状下水驱油规律。研究结果表明:水平贯穿缝岩心呈现同步动用阶段、近缝基质动用阶段和裂缝窜流阶段-三段式动用规律;无水期和高含水期是岩心主要的驱油阶段;贯穿缝岩心见水时间早,无水驱油效率和最终驱油效率较低。随着裂缝倾角减小,油(水)相对渗透率下降(上升)加快,残余油饱和度变大,水相相对渗透率增大,两相区逐渐变窄。基于Hagen-Poiseuille方程提出了带缝岩心中仅考虑裂缝的渗透率计算方法,利用三方面实验手段解决了束缚水饱和度统一的难题,并给出了实际矿场的提液时机,为碳酸盐岩油藏开发提供了理论指导。

摘要： 为了研究缝洞连通结构对注水驱油的影响,缝洞连通结构和注水速度对油水界面和剩余油量的影响,采用VOF追踪方法模拟研究了低注水速度与高注水速度对4种不同缝洞连通结构模型内油水两相界面、速度场分布、进出口压差、含油率的作用机制.结果表明:不同缝洞连通结构对水驱油效果影响明显.低注水速度下,中通和交错连通结构有较好的驱替效果.注水速度越大,进出口压差越大,不同通道模型内均存在不同程度的旋涡,水相流通区域面积变小,含油率增高.高注水速度下,垂直和交错连通结构有较好的驱替效果.

摘要： 新疆XQ井区火山岩储层物性差,投入开发后存在地层能量不足、产量递减快、采出程度低的问题,为优选符合该类油藏的有效开采模式以及找出不同方式的驱油特点,提高油气采收率,以该井区安山质火山岩为研究对象,基于核磁共振技术,对岩心分别开展了CO2驱油和水驱油试验,分析不同驱油方式对岩心孔隙油水动用情况以及驱油效率的影响.试验结果表明,岩心孔隙构成主要为小孔隙,少量为中孔隙和大孔隙,油相主要分布在小孔隙区域,小孔隙为主要产油贡献区;总体原油采收率较低,驱替采油作用主要发生在流体注入初期,注水开发方式的采收率高于注CO2开发;岩石物性参数孔隙度与渗透率对于原油采收率有一定的影响,呈正线性关系,实际生产时应结合现场具体情况选取合适的注采方案.在制定实际开发方案时,可通过提高开采初期流体注入压力和注入量来提高初始阶段采出程度,提高经济效益.

摘要： 渭北油田延长组长3油藏属于低-特低渗透油藏,针对该油藏在注水开发过程中存在储层微观孔喉结构与流体可动用性关系不清楚、渗流机理不明确等问题,利用真实砂岩微观水驱油实验,结合铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及物性分析等测试手段,分析渭北油田延长组长3油层组储层微观孔喉结构特征、水驱油渗流特征及其影响因素.结果表明:研究区长3油层组储层的储集空间以粒间孔、粒间溶孔及粒内溶孔为主,发育片状、缩颈状喉道;孔喉结构可分为Ⅰ,Ⅱ和Ⅲ共3种类型,其对应的储层渗流特征及水驱油效率差异明显,Ⅰ和Ⅱ类孔喉结构孔道内以活塞式驱油为主,Ⅲ类孔喉结构主要为非活塞式驱油;孔隙网络中Ⅰ类孔喉结构的驱替方式主要为均匀状、网状-均匀状,Ⅱ类孔喉结构为网状驱替,Ⅲ类孔喉结构主要为指状-网状驱替;由Ⅰ—Ⅲ类孔喉结构对应的储层物性逐渐变差,小孔喉含量增多,最终驱油效率依次降低.储层物性、孔喉结构、驱替压力和注水倍数等均对水驱油渗流特征和最终驱油效率产生影响.储层物性越好,孔喉结构越好,水驱油效率也就越高,适当增加注入压力以及注水倍数,可以提高水驱油最终采收率.

摘要： 利用核磁共振二维谱、在线测试技术,建立了扩散-弛豫二维谱技术分析岩心含油饱和度的方法;对不同井的不同层段岩心进行了不同驱替速度水驱油的核磁共振在线测试,通过对比不同时刻测试的核磁共振T2图谱的面积值和分布特征,计算不同孔隙区间油的采出程度,分析评价不同孔隙对整体采出程度的贡献率、水驱油效果以及剩余油状况.实验结果表明,TK150井油层段实验岩心水驱大、中孔隙对采出程度的贡献较大,弱水淹段实验岩心水驱大、中、小孔隙对采出程度的贡献较大.但大孔隙所占总孔隙比例小,所以采出程度相比油层段岩心较低.TK960井油层段实验岩心水驱大、中孔隙对采出程度的贡献较大,中水淹段实验岩心水驱中、小孔隙对采出程度的贡献较大,强水淹段实验岩心水驱大、中孔隙对采出程度的贡献较大.不同井的不同层段岩心水驱油后所有尺度的孔隙中都有剩余油分布.

摘要： 根据渤中S油田油藏特征及生产特征建立驱油实验平台,该驱油实验平台的装置包括实验主体装置、输入系统以及输出系统.主体装置内腔空间几何尺寸为500 mm×500 mm×30mm,采用有机透明玻璃盖板使其具有可视功能,安装有64个电极能够采集含油(水)饱和度,便于研究剩余油分布.采用地层砂填制模型,并置入水平注水井和水平采油井,对涉及的实验模型参数、井网、驱替速度以及其他实验参数进行了设计,给出相应的实验方法.采用该驱油实验平台能够优化水驱油速度、采液速度等关键生产参数,同时能够优化调剖堵水、聚合物驱油等提高采收率措施参数,从而可以为渤中S油田高效开发提供理论和技术支撑.

摘要： 液体在低渗透多孔介质中的渗流具有启动压力梯度,而中、高渗透率的多孔介质渗流时不存在启动压力梯度.本研究用活塞式水驱油方法,研究了具有启动压力梯度的多孔介质中,一维水油两相渗流.首先推导了含启动压力梯度的多孔介质中,一维活塞式渗流的水油界面运动方程和产量公式,分析了启动压力梯度和油水黏度比对水油界面运动的影响,分析表明:启动压力梯度越大,水油界面运动速度越慢;油水黏度比越大,水油界面运动越慢;并且油水黏度比变化对驱替的影响比启动压力梯度大.产量分析表明:启动压力梯度增大,产量减小.接着分析了油水界面的稳定性,分析表明:启动压力梯度对水油界面的稳定性影响不大.最后分析了两层低渗透多孔介质的层间矛盾,分析表明:启动压力梯度的存在,加剧了两层多孔介质注水开发时的层间矛盾,特别是在渗透率小于0.05μm时,同时计算表明:增大注采压差,可以降低启动压力梯度对生产的不利影响.

摘要： 室内通过实际岩心不同条件下的水驱油试验,进行了油田1×10-3μm2以下特低渗透岩样提高水驱油效率的试验研究,对分别使用活性剂和提高驱替压力的试验结果进行了对比分析.实验证明,提高驱替压力、使用表面活性剂改性水驱可以提高1×10-3μm2以下的特低渗透岩样水驱油效率.

摘要： 针对目前多孔介质微观孔隙结构表征参数与宏观参数相关性低、数据分散的问题,分析了压汞法存在的不足,结合水驱油理论,提出了一种用多孔介质的宏观参数——渗透率与孔隙度计算表征多孔介质微观孔隙结构复杂程度的新方法.该参数综合表征了多孔介质微观孔隙结构的孔喉大小、变径、变形、迂曲度、交叉和配位数等复杂程度,同时还能很好地表征多孔介质储存能力和渗流能力.该参数具有很强的工程意义,它决定了水驱油见水的快慢.参数易得,使用方便,可以作为储层分类参数.

摘要： 研究流体在微观尺度的流动需要考虑范德华力的影响.根据对泊肃叶定律做出修正,建立了考虑范德华力作用的网络模型,利用该网络模型对微观尺度下水驱油过程进行模拟,研究了不同喉道半径分布模式下的驱油效果.结果表明,相较于正态分布,喉道半径为瑞利分布或威布尔分布时,由于非均质性更强,因此剩余油比例也更大,见水时间更早,累积采油量也更小.

摘要： 运用能量守恒原理,从理论上分析了稠油油层中水驱油的运动规律是有别于常规稀油油层的,存在启动压差、水驱效率低、窜流、断塞流等现象.理论推导认为这些问题主要是由大的油水流度比带来的油水界面异常压差和油层导压(能)能力差造成的.根据这些认识,在枣园油田开展了弱化点驱强势,保持油水界面强势的"点弱面强"开发实验,见到较好的效果,提高了油藏开发水平.此认识与实践,对同类油藏的开发和管理有指导意义.

摘要： 大情字井油田属于低渗透油田,具有低渗透、低压、低产的特点,2000年投入开发,2003年开始注水,随着注水开发时间的延长,受储层沉积韵律、裂缝、大孔道等特殊地质因素影响,三大矛盾逐渐显现,无效水循环问题日趋严重,油田稳产面临严峻挑战.因此,如何治理和减少无效水循环,提高水驱油效率是目前亟待解决的问题.近几年,本厂把稳油控水作为工作重点,主要通过精细量化注水、调剖及堵水等,达到改变水驱油方向、扩大注水波及体积、减少无效水循环、提高最终采收率的目的,最终形成了适合低渗透油藏治理无效水循环的配套技术.

摘要： 新疆克拉玛依油田六中区克下组砾岩油藏,至今已注水开发30多年,综合含水68％左右.多年矿场开发实践表明:砾岩油藏在无水和低含水时期采出程度低,而中高含水阶段采出程度高,在含水达到70％后,仍可以采出可采储量的50％,砾岩油藏这种开发特征的机理不明确.在应用恒速压汞、铸体薄片等技术深入研究砾岩储层特征的基础上,应用核磁共振技术、结合水驱油、渗吸驱油物理模拟实验,研究砾岩油藏水驱采油机理.rn 结果表明:六中区克下组砾岩孔喉发育,存在大量的粒缘缝,粒缘缝也是重要的储集空间,储层微观非均质性强,水驱过程中喉道动用的次序差别较大,较大喉道迅速突破导致无水采出程度低;随着含水上升,不同级别的孔喉逐次动用,采出程度不断上升,渗吸作用主要动用中小孔喉内的原油,同时含水率越高,油水接触面越大,渗吸作用越强,这也是中高含水期采出程度较高的原因.

摘要： 本文针对大庆喇嘛甸油田高含水后期低效、无效循环注水开发状况,利用并联岩心水驱油实验手段,进行了油水渗流规律实验分析,综述了高含水后期注水开发时非均质层渗流特征及含水变化规律.结果表明:油层非均质性、高渗透层单位厚度是高含水后期形成低效及无效循环的主要原因.该研究将为高含水后期无效循环和低效循环的治理,以及油田开发提供合理的理论及实验依据.

摘要： 本文介绍了废弃泥浆的性能指标以及以此为主剂复配而成的N J-3型废弃泥浆类调剖剂,并且对该调剖剂进行了性能评价.通过现场应用表明,该调剖剂非常适用于边水油藏的调剖应用.

摘要： 本文介绍了废弃泥浆的性能指标以及以此为主剂复配而成的N J-3型废弃泥浆类调剖剂,并且对该调剖剂进行了性能评价.通过现场应用表明,该调剖剂非常适用于边水油藏的调剖应用.

摘要： 本发明提供了一种恒速与恒压水驱驱油实验的驱替压力确定方法及系统；方法为：进行恒速驱替实验，获得第一见水瞬间压力值、累积产油量值、见水后的累积注入压力值、第一见水后的累积注入量值和第一采收率值；结合恒压驱替实验中的推动动用压力，选取多个第一平均压力值，进行无水采收期阶段的恒压驱替实验，得到第一驱替压力值；选取多个第二平均压力值和多个持压时间的值，进行无水采收期之后阶段的恒压驱替实验，根据第一见水后累积注入量值，计算第二驱替压力值。本发明一种恒速与恒压水驱驱油实验的驱替压力确定方法及系统，以无水采收期结束为节点，优选无水采收期内和无水采收期后的驱替压力，使恒速与恒压实验可以进行有效对比转化。

摘要： 本发明涉及一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，具体步骤如下：步骤一、首先制备大平板岩心；步骤二、然后进行聚驱；步骤三、多轮次交替注入凝胶+聚合物溶液驱油；步骤四、后续水驱；步骤五、整理数据，计算最终采收率。本发明的复合驱油实验方法在聚驱后剩余油分布规律及油藏渗透率变化的基础上，寻求到了一种后续水驱阶段经济有效的挖掘剩余油潜力的方法，极大地提高了采收率，为实际的采油工作做出了一定的贡献。

摘要： 本发明涉及一种水驱聚驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，具体包括如下步骤：步骤一、首先制备大平板岩心，分别标号为第一大平板岩心和第二大平板岩心；步骤二、然后进行水驱，并计算水驱采收率；步骤三、接下来进行聚驱，并计算聚驱极限采收率；步骤四、接下来进行交替注入凝胶+聚合物溶液驱油；步骤五、后续水驱，并计算最终采收率。本发明的方法的技术效果为：凝胶具有逐渐成胶的特性，对高渗层进行暂时封堵，后续注入的流体扩大波及体积；且凝胶本身的粘弹性可形成瞬时负压，从而在聚驱的基础上极大地提高了采收率；而且由于聚合物价格相对低廉，凝胶与聚合物交替注入的技术比较简单，在现场具有较大的应用前景。

摘要： 自发渗吸作用对水驱驱油效率静态贡献率的评价方法，该方法将核磁共振技术与室内自发渗吸物理模拟实验相结合，在明确岩心样品自发渗吸效应作用时间的前提下，先对实验岩心进行充分自发渗吸驱油实验，自发渗吸结束后再以恒定驱替速度进行水驱实验，通过对比自发渗吸驱油和水驱后的剩余油分布特征，以核磁共振T2谱图面积差值为依据，定量计算自发渗吸作用对驱油效率静态贡献率；本发明通过核磁共振T2谱可以定量表征致密砂岩油藏在自发渗吸驱油过程中，剩余油在不同尺度多孔介质内的分布规律。

摘要： 本发明提供了一种恒速与恒压水驱驱油实验的驱替压力确定方法及系统；方法为：进行恒速驱替实验，获得第一见水瞬间压力值、累积产油量值、见水后的累积注入压力值、第一见水后的累积注入量值和第一采收率值；结合恒压驱替实验中的第二见水瞬间压力值，选取多个第一平均压力值，进行无水采收期阶段的恒压驱替实验，得到第一驱替压力值；选取多个第二平均压力值和多个持压时间的值，进行无水采收期之后阶段的恒压驱替实验，根据第一见水后累积注入量值，计算第二驱替压力值。本发明一种恒速与恒压水驱驱油实验的驱替压力确定方法及系统，以无水采收期结束为节点，优选无水采收期内和无水采收期后的驱替压力，使恒速与恒压实验可以进行有效对比转化。

摘要： 本发明涉及一种水驱聚驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，具体包括如下步骤：步骤一、首先制备大平板岩心，分别标号为第一大平板岩心和第二大平板岩心；步骤二、然后进行水驱，并计算水驱采收率；步骤三、接下来进行聚驱，并计算聚驱极限采收率；步骤四、接下来进行交替注入凝胶+聚合物溶液驱油；步骤五、后续水驱，并计算最终采收率。本发明的方法的技术效果为：凝胶具有逐渐成胶的特性，对高渗层进行暂时封堵，后续注入的流体扩大波及体积；且凝胶本身的粘弹性可形成瞬时负压，从而在聚驱的基础上极大地提高了采收率；而且由于聚合物价格相对低廉，凝胶与聚合物交替注入的技术比较简单，在现场具有较大的应用前景。

摘要： 本发明涉及一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，具体步骤如下：步骤一、首先制备大平板岩心；步骤二、然后进行聚驱；步骤三、多轮次交替注入凝胶+聚合物溶液驱油；步骤四、后续水驱；步骤五、整理数据，计算最终采收率。本发明的复合驱油实验方法在聚驱后剩余油分布规律及油藏渗透率变化的基础上，寻求到了一种后续水驱阶段经济有效的挖掘剩余油潜力的方法，极大地提高了采收率，为实际的采油工作做出了一定的贡献。

摘要： 本发明属于油气田开发采收率提高技术领域，具体涉及一种提高低渗透油藏水驱驱油效率的方法，利用多元线性回归方法，根据实验得到的相同类型油藏不同区块的大量岩心水驱相对渗透率测试结果，得到驱油效率与渗透率、孔隙度、束缚水饱和度、等渗点饱和度、等渗点相渗、残余油水相渗透率6个参数的标准回归系数，完成对不同参数对驱油效率影响程度的排序，明确驱油效率主控因素的判识，为后续改善水驱驱油效率方法的选择提供依据，针对性强，驱油效果提高明显。

摘要： 本发明公开了一种天然水驱和人工注水驱油模拟装置及方法。该装置包括：密封壳体、压力传感器、胶套、计量设备和电阻测量仪。其中，胶套设置在密封壳体内，且两者之间设置有用于容纳液压油的空间，胶套内密封夹持有岩板。胶套上设置有多个第一连接件和多个第二连接件，第一连接件用于使压力传感器与胶套的内部连通，第二连接件的一端与岩板相抵，另一端与电阻测量仪电性连接；胶套上设置有进液口和排液口，进液口通过管线与密封壳体外部的注液设备连接，排液口通过管线与密封壳体外的计量设备连接。本发明在模拟天然水驱和人工注水驱油作业的同时，可以分析出天然水驱和人工注水协同开发规律及其开发效果。

摘要： 本发明公开了一种天然水驱和人工注水驱油模拟装置及方法。该装置包括：密封壳体、压力传感器、胶套、计量设备和电阻测量仪。其中，胶套设置在密封壳体内，且两者之间设置有用于容纳液压油的空间，胶套内密封夹持有岩板。胶套上设置有多个第一连接件和多个第二连接件，第一连接件用于使压力传感器与胶套的内部连通，第二连接件的一端与岩板相抵，另一端与电阻测量仪电性连接；胶套上设置有进液口和排液口，进液口通过管线与密封壳体外部的注液设备连接，排液口通过管线与密封壳体外的计量设备连接。本发明在模拟天然水驱和人工注水驱油作业的同时，可以分析出天然水驱和人工注水协同开发规律及其开发效果。