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驱油效率是注水开发油田的一个重要指标,是水驱油田的极限采收率,因此要评价油田水驱采收率的潜力,首先应分析驱油效率的理论值。以渤海油田283条天然岩心测量的非稳态油水相对渗透率曲线为样本,统计得到了束缚水饱和度、残余油下水饱和度、束缚水下油相相对渗透率、残余油下水相相对渗透率、残余油下归一化水相相对渗透率与有效渗透率间的统计规律,由此得到渤海油田驱油效率与岩石有效渗透率的统计规律。同时,利用相对渗透率曲线、分流量方程和Welge方程从理论上推导了水驱油效率计算公式,在此基础上研究了驱油效率的影响因素以及水驱油实验的取值条件。 相似文献
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岩石表面的润湿性影响聚合物微观和宏观驱油效率。采用可视化微观模型和微观照相技术研究了强水湿和油湿多孔介质下聚合物微观驱油效率和驱替机理。分析了束缚水与稠油分别在两种润湿介质下的微观形态和分布对聚合物的吸附、滞留,连续性和非连续性流动,驱替前缘以及洗油效率的影响。微观模型实验结果表明,在水湿环境,地层水趋向分布于岩石骨架表面并在孔壁附近形成较厚的水膜,聚合物趋于附着在孔壁处,在这些区域聚合物的洗油效率较高;在油湿环境,束缚水主要以非连续相分布在孔隙介质中,聚合物溶液发生咬断效应,原油吸附在孔喉处,聚合物只能部分扫除原油,乳液的形成能辅助聚合物溶液驱替油相。聚合物在水湿介质的微观驱油效率明显高于油湿介质。岩心流动实验结果与微观模型分析一致,相同浓度的聚合物溶液在强水湿岩心前缘突破所需的时间长于油湿岩心,突破前缘更规整,水湿岩心和油湿岩心的水驱采出程度分别为21.5%OOIP和15%OOIP。聚合物在油湿岩心的“门槛”黏度较大。聚合物黏度为500 mPa·s时,水驱后水湿岩心和油湿岩心的原油采收率增幅分别为23%OOIP和17%OOIP。 相似文献
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针对大庆油田聚表剂驱油试验区块应用的聚表荆体系,开展了主要性能评价试验和岩心驱油试验,评价了聚表剂体系乳化性能、粘度稳定性、抗盐性能;对比分析了聚合物驱和聚表剂驱的驱油效果。研究表明,相同条件下聚表剂溶液的抗盐性能、增粘性能、粘度稳定性均优于聚合物溶液;驱油效果优于聚合物溶液,提高采收率值高出5％左右,注入能力高于聚合物溶液,且明显改善了有效厚度小于0．5m储层及表外储层的动用状况,增油效果明显,水驱后提高采收率20．0％以上。 相似文献
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储气库注采过程中气水过渡带上两相交互驱替的渗流特征,直接影响其注采能力和库容量,有必要开展多周期的注采气水相渗变化实验,研究气水过渡带上多周期气水交互驱替的气水运移规律和分布规律。结果表明:多周期气水互驱后,气相相对渗透率升高,水相相对渗透率降低,导致气体指进更加严重,水的残余量增大;随着注采周期的增加,气水相渗在两相区的残余气饱和度增加,加之残余水饱和度本身仍占大部分,造成储气库库容量和运行气量的损失;在多周期气水互驱过程后,束缚水对气相的渗透率影响不大,残余气对水相渗透率影响显著。 相似文献
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裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。 相似文献
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海上油田的非均质性较强，单纯聚合物驱在海上油田应用中的效果受到限制。为了强化聚合物驱的深部调驱能力，利用反向悬浮聚合法合成 Q16、Q17、Q18、Q20等4种交联聚合物微球，并与聚合物 H AP进行复配，然后通过3种不同组合方式来进行岩心驱油试验。对比发现单纯交联聚合物微球和单纯的聚合物HAP的提高采收率效果为15％左右，而二者组合后效果能达到20％以上，其中组合方式3中 Q20&HAP体系提高采收率幅度最大，达到21.80％，说明交联聚合物微球聚合物 HAP组合体系有较好的滞留、封堵效果，具有一定深部调驱能力，能够达到更好的提高采收率效果。 相似文献
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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. 相似文献
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在室内一定条件下应用仿真微观模型进行了表面活性聚合物 SLH-Ⅲ溶液驱油试验。在驱油的过程中,由于润湿性的不同,显示出了不同的驱油机理。在亲水模型中,油的流动机理以剪切夹带为主,通过 SLH-Ⅲ溶液的增黏性和黏弹性可以提高波及系数和驱油效率,并且 SLH-Ⅲ溶液可以降低油水界面张力,使残余油滴易于变形、分散和乳化;在亲油模型中,油的流动机理以桥接、拉丝为主。同时,表面活性聚合物 SLH-Ⅲ溶液具有乳化性,乳化后的残余油在储层中的存在状态发生了变化,并且使各种作用力的相互关系发生了变化,使原来不能流动的残余油处于可流动的状态。试验结果表明,经过 SLH-Ⅲ溶液驱替后,水驱油形成的残余油减少了,采收率得到了提高。 相似文献
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为了提高渤海油田厚油层水驱转聚合物驱(以下简称"聚驱")开发效果,开展了聚驱波及规律研究,力图定量获得聚驱提高厚油层波及效率的幅度。以渤海A油田为基础建立了油藏模型以开展数值模拟研究,研究了转聚驱的时机、注入聚合物段塞大小、渗透率变异系数和储层有效厚度等因素对海上油田厚油层聚驱波及系数的影响。结果表明:1注聚后波及系数(与水驱相比)明显提高,聚驱的波及系数比水驱的高0.2~0.3;2注聚段塞越大,波及系数越高,但从0.3PV以后增加注入聚合物段塞的大小对提高聚驱波及系数贡献幅度减小,建议经济合理的注聚段塞为0.3~0.4PV;3在含水率较低时进行转聚驱能够很快地、明显地提高波及系数,表明早期注聚较好;4随着渗透率变异系数的增大,水驱的波及系数降低。当变异系数较大时,聚驱可以提高波及系数;5储层有效厚度大,波及系数略低。厚度增大水驱和聚驱的波及系数都降低,但聚驱提高波及系数的效果明显好于水驱。研究建议早期注聚(含水率40%左右开始),注聚段塞以0.3~0.4PV为宜,可选择非均质性严重、预计水驱效果差的油层优先注聚。 相似文献
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对海上油田岩心聚合物驱试验的油藏数值模拟反演与应用进行了探索,针对水驱、聚合物驱阶段特点,分析了不同因素对于含水率指标的影响,确定了反演工作的步骤和策略。一方面核实了岩心试验数据,校正了油藏条件下的聚合物驱工作参数;另一方面利用反演模型对类似试验进行模拟预测,分析聚合物驱规律,减少了重复试验工作量和成本,提高了聚合物驱研究工作的质量和效率。反演模型中采用在注入端加密网格、添加注入井的方法,改善了注入压力的拟合效果。通过岩心聚合物驱试验与数值模拟反演工作表明早期注聚可以在海上油田有限的开发周期内提高采收率和开发效率。 相似文献
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针对大庆油田某区块形成泡沫油与邻近未形成泡沫油的区块开展了原油族组成、原油碳族成、地层水矿化度和油气界面张力测定对比研究。通过泡沫油岩心流动试验研究了不同溶解气油比、含水率、岩心渗透率、驱替压差对泡沫油体积的影响规律。结果表明:形成泡沫油与邻近未形成泡沫油的区块相比饱和烃含量高、轻质碳同位素含量高、地层水矿化度低、油气界面张力低。通过岩心后泡沫油体积随着原油中溶解气油比增大、含水率减小而增大。该研究条件(1.23~15.98mD)下岩心渗透率越小泡沫油稳定存在的时间越长。驱替压差越大,泡沫油稳定存在时间越长,但影响程度较弱。该研究思路及成果对生产过程中出现泡沫油区块的原因分析及高效开发具有借鉴意义和工程指导价值。 相似文献
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利用有效介质电阻率模型求取的含水饱和度以及储层参数解释模型求取的束缚水饱和度,确定出细分储层驱替状况的依据———驱油效率,并给出厚油层内部划分出4个不同驱替效率分区的驱替效率界限。基于北三西区块某油田正韵律厚油层物性特征建立油藏地质概念模型,利用数值模拟方法研究厚油层整个开发过程中的驱替状况,精细化分析了整个开发过程中特别是进入特高含水期后,厚油层内部驱替状况的差异性。通过利用数理统计的方法,得出开发过程中各个驱替分区的区域范围、过水量以及产油量随含水率上升的变化状况,判断无效注水循环出现的时机。基于数值模拟结果和实际统计数据,针对无效水循环对储层开发效果的影响进行了分析,得出无效水循环对油田开发效果的影响主要体现在抑制低渗透层、稀释有效产出层以及油田开发成本巨大3个方面。 相似文献
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为研究泡沫流体在地下含有条件下的渗流特性,通过泡沫流动试验和驱油试验,考察不同注入泡沫体系的提高油层体积波及系数及降低油层渗透率的作用和驱油效率。试验结果表明,随发泡剂及聚合物的浓度增加,泡沫在岩心中的阻力系数和残余阻力系数先增加,而后趋于平缓;泡沫在岩心中的流度均随发泡剂及聚合物的浓度增加而降低;发泡剂浓度大于0.3%、聚合物浓度大于400mg/L时泡沫的驱油效率达到最大。 相似文献
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超低渗透储层由于孔喉细小、渗透率低,具有很大的开发难度。热水驱作为一种重要的热采方式,可作为提高超低渗透储层原油采收率的一项重要储备技术。热水驱过程中,由于热水的注入会引起储层温度的改变并破坏储层原有的平衡,进而影响原油的最终采收率。就热水驱过程中温度对各种驱油机理的影响进行试验研究。结果表明:随着注入热水温度的升高,油水界面张力呈下降趋势,但总体幅度不大;升温对岩心润湿性有一定的改善,在90℃时润湿角最小,为33°;随着温度升高(40~120℃),可以较好地降低毛细管力且原油表现出较好的黏温敏感性;注入热水后油水相对渗透率曲线有所改善,特别当温度在40~120℃范围内,残余油饱和度减小趋势明显;在地层压力下,原油的蒸馏作用不明显,但具有较高的膨胀率,最高达8.76%。综合分析认为,热膨胀、降低毛细管力、减小原油黏度是改善油水相对渗透率的主要原因,是超低渗透轻质油藏热水驱的主要驱油机理。 相似文献
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传统聚合物尺寸与油藏配伍的表示方法反映的是聚合物单分子级别与孔喉的配伍,而实际聚合物驱油体系与油藏的配伍关系研究应体现聚合物聚集体与孔喉的配伍,并考虑体系在地层深部的可流动性。在对比分析国内外相关方法的基础上,通过理论计算及大量试验研究,建立了一套地层驱替压差条件下聚合物体系与油藏孔喉配伍关系的新方法,进而建立了聚合物驱油体系与油藏配伍关系图版。新方法考虑了聚合物体系尺寸在近井地带高压力梯度与地层深部低压力梯度条件下的差异,较为准确地建立了聚合物驱油体系与油藏的配伍关系,为矿场聚驱油藏选用合适的聚合物驱油体系提供重要依据与技术支持。 相似文献
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姬塬油田长4+5油藏位于鄂尔多斯盆地的中部,属于内陆淡水湖泊三角洲相为主的陆源碎屑岩沉积,属于超低渗透油藏,岩心渗透率为0.58mD,孔隙度11.2%。随着开发时间延长,出现局部微裂缝发育油井见水、局部注采对应性差、个别油井堵塞加剧且有效期短等问题,严重制约了油藏的开发效果。因此在精细地层对比的基础上,重新认识该油藏油水井连通关系,评价一次井网条件下的注水政策,开展堵塞机理及措施类型、参数方式优化研究。通过改善水驱方法研究,与2013年相比,姬塬油田长4+5油藏含水率上升减缓,水驱状况稳定变好,地层压力缓慢恢复并趋于稳定,动态可采储量增加19×104t。 相似文献