水驱

摘要： 注水开发的老油田在注水开发的中后期会出现含水率高、产油量低等问题,因此对于水驱优势通道的识别成为了中高含水阶段主要的研究目标。基于对前人文献的调研,发现识别优势通道的方法主要运用模糊综合分析法,了解优势通道形成的原因以及影响因素,其包括储层的强非均质性、注水强度、原油黏度、岩石骨架结构等因素。储层连通性评价是油田开发的重要研究内容,介绍了井间连通性的分析方法,并通过建立井间动态反演模型定量分析油藏井间连通性,运用Rdos模拟能够更准确地了解油藏井间连通性、识别优势通道,对油田开发具有很好的指导作用。

摘要： 基于伊拉克哈法亚油田Khasib油藏油气水分布特征,设计岩心驱替实验,评价不同驱替方式、驱替参数对驱油效率的影响规律。研究表明,边部注水驱替时,先期衰竭开采有利于气顶弹性膨胀,形成“上压下顶”的立体驱替作用,驱油效果较好;顶部注气、边部注水气水协同驱替时,注入时机对高、低部位驱油效果的影响规律不同,考虑整体驱油效率,注入压力应大于原油饱和压力;推荐两种驱替方式合理注入时机为20~25 MPa。注入速度对不同注入介质影响规律一致,适当降低注入速度,有利于驱替前缘稳定,延缓注入介质突破,改善驱油效果,实验条件下水驱合理注入速度为0.075 mL/min,气水协同驱替合理注水速度0.15 mL/min、注气速度0.10 mL/min。气水协同驱替有利于高部位原油产出,原油采收率比边部水驱方式高5.0~14.8个百分点,推荐为Khasib油藏中后期合理开发方式。

摘要： 基于润湿指数(WI)为-0.7~0.7的2种具有可对比性的特低渗透和中高渗透人造仿真岩心,探讨润湿性对其水驱特性影响的主要差异。研究结果表明,特低渗透与中高渗透均质岩心相比,润湿性对水驱特性影响趋势相似;岩心的亲油性和亲水性越强(越偏离中等润湿),水驱前缘突破速度越快,平均含水上升速率越大,水驱平衡压力梯度越高,无水驱油效率和极限驱油效率越低。特低渗透与中高渗透岩心润湿性对水驱特性影响的差异体现在特征参数量值的影响幅度上:润湿指数对特低渗透岩心平均含水上升速率、水驱平衡压力梯度、极限驱油效率等的影响幅度远高于中高渗透岩心。与中高渗透油藏相比,特低渗透油藏的水驱特性对润湿性更敏感;特低渗透油藏的润湿性从油湿向中等润湿转变对于提高水驱油效率的技术潜力远大于中高渗透油藏。

摘要： 边水气藏水平井见水后产量下降,准确预测见水时间有利于选择合理的开发及配产方式、提高边水气藏采收率。考虑水侵速度、储层倾角及气相非达西效应等因素,建立边水气藏水平井见水时间预测模型;计算P边水气藏W井的见水时间,与未考虑水侵速度等因素的见水时间对比,并对影响因素进行敏感性分析。结果表明:水侵过程中,水质点向井底移动的速度为水侵速度与舌进速度的迭加,存在一个临界边界可将水质点运移过程分为纯水侵阶段和水侵迭加舌进阶段;预测模型计算结果与实际见水时间基本吻合,相对误差为-5.9%,验证模型可靠性;对见水时间产生正向影响的因素为储层有效厚度、储层倾角、水平井长度及水平井与气水边界的初始距离,产生负向影响的因素为水侵速度及气井产量,气相非达西效应影响甚微;影响水平井见水时间的主要因素由强到弱依次为气井产量、水侵速度、水平井与气水边界的初始距离、储层有效厚度、储层倾角和水平井长度。该结果为边水气藏水平井合理配产及提高采收率提供依据。

摘要： 现河低渗油藏孔喉半径小、渗透率低,低孔低渗区域水驱动用差,常规增注手段无法满足开发需要。针对该类问题,文章在充分调研国内外微观孔隙渗流、增注机理及矿场应用基础上,基于典型砂岩油藏为研究对象,开展储层微观孔隙认识、黏土矿物构成分析,通过酸岩溶蚀试验、电镜扫描、数字岩心建模等技术方法,形成了低孔低渗油藏分级溶蚀增注模式,优选评价了酸液体系及用量配比,实现扩大渗流通道、增进孔隙连通的目的。矿场实践证明,该技术取得了低孔低渗砂岩油藏增注技术的突破,有效提高了水驱动用程度,对同类油藏水驱开发具有借鉴意义。

摘要： 在超深层断控碳酸盐岩缝洞组合地质特征与储集单元划分分析基础上,制作了2种物理模型,开展了注水驱油物理模拟试验;探索了断控缝洞型碳酸盐岩油藏复杂流动条件下的注水驱油机理,建立了断控碳酸盐岩油藏渗流和自由流共存状态下的数学模型,并据此开展了矿场注水先导试验,评价注水提高采收率实施效果。研究表明:断控缝洞型碳酸盐岩油藏单元可划分为强天然能量连通型、弱天然能量连通型和弱天然能量孤立型3种主要类型;断控缝洞体断裂(裂缝)活动性指数可有效表征储集层连通性,预测注水连通受效方向;断控碳酸盐岩油藏渗流和自由流共存状态下的数学模型,可定量描述缝洞体中流体的流动规律;断控缝洞体注入水受岩性体毛细管力作用弱,油水运动主要受重力主导;依据缝洞空间连通结构和井储空间配置关系提出的单井注水吞吐替油、单元注水驱油、单井高压注水开发方式经矿场先导试验证实,注水重力驱油效果明显。

摘要： 通过一系列室内物理模拟驱油实验,结合微米CT扫描结果,对克拉玛依油田砾岩油藏水驱与聚合物驱的微观孔隙原油动用规律及剩余油分布特征进行研究。结果表明:水驱主要动用大于20μm孔隙的原油,对小孔隙原油的动用程度比较低,水驱后剩余油主要以连片状分布为主,赋存在小于20μm的孔隙中,水驱油效率为41.4%;聚合物驱主要动用8~20μm孔隙中的原油,对小孔隙原油的动用程度比较高,聚驱后连片状剩余油大量减少,主要以孔隙角隅状剩余油为主,赋存在小于10μm的孔隙中,聚合物驱油效率达到79.4%。在水驱油的基础上可以将油藏采收率提高38%。聚合物驱对水驱后小孔隙原油的有效动用是提高油藏采收率的主要方式,成为注水老油田稳产增产的重要技术手段。

摘要： 地面工程建设规模不断扩大,能耗井点随之增加。为遏制地面系统能耗逐年上升的趋势,通过分析集输系统耗气现状,剖析影响天然气消耗增长的关键问题,寻求降低集输系统天然气消耗的解决对策,深度挖掘节能潜力,最大程度降低系统能耗。采取降低系统用水、控制辅助用能、优化设备运行等一系列针对性措施,节气效果显著,年减少天然气消耗4345×10^(4) m^(3),节约生产运行费用2440万元。

摘要： 针对渤海Q油田进入高含水率、高采出程度“双高”阶段的稳产难题,提出了强化开采调控方法,通过合理提高生产压差,提高层内水驱动用程度。基于对层内非均质性以及驱动压力梯度与启动压力梯度的关系分析,从低渗透率储层有效动用的角度出发,建立了不同井距下合理生产压差与流度的关系图版。应用该图版,提出渤海Q油田生产压差从2.0 MPa提高至5.0 MPa。该方法在渤海Q油田取得较好的成效,单井“降水增油”效果明显,实现日产量连续5年稳产200 m^(3)/d,油田采收率提高4%。该方法能为后续油田开发提供借鉴。

摘要： 基于对塔河油田奥陶系缝洞型油藏地质特征及开发特征的认识,建立了概念缝洞结构模型和实际地质模型,采用流线模拟方法探讨了各模型的油水流动规律。研究结果表明:(1)塔河油田孔、洞、缝空间结构复杂,可分为未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂缝贯穿充填溶洞等4种,不同类型储集体生产特征差异大,井间连通性较好,但横向驱替弱。(2)研究区不同缝洞结构模型内油水流动规律不同,未充填溶洞内流体均匀流动,在底水驱替下油水界面呈现水平抬升特征;部分充填溶洞在下部充填区表现为底水锥进特征,而上部未充填区油水界面趋于水平抬升,水封下部溶洞内的剩余油;全充填溶洞与砂岩油藏油水流动特征一致,底水锥状驱替;中大尺度裂缝穿过充填溶洞时,裂缝为油水流动的高速通道,呈现裂缝水窜特征,在油井钻遇的充填洞一侧沿缝面到井底呈水锥特征,而缝外侧溶洞内原油基本未动用,为高角度裂缝屏蔽剩余油。(3)研究区在天然能量开发条件下,流体流动仅受井周有效储集体发育规模控制,以垂向流动为主,单井有效动用范围局限;多井生产时,井间流线仅在油水界面以下相连且分布范围较广,井间干扰少;注水开采期间,井间流线仍以垂向分布为主,仅在底部统一水体位置注采时,井间连接较好,注入水横向驱替弱。

摘要： 砾岩油藏特殊的沉积环境导致储层孔隙结构呈现复模态特征,渗流系统以"稀网一非网状"流态为主.克拉玛依油田属于典型的砾岩油藏,选取其实际岩心为研究对象,采用CT扫描技术研究了亲水和弱亲油岩石的水驱和聚合物驱微观驱替机理,并且在驱油效率影响因素分析的基础上,建立了两种驱替方式下砾岩油藏的最终采收率计算模型.实验结果表明:亲水岩石水驱与聚合物驱渗流机理均以沿岩石表面"爬行"驱替为主,针对水驱后形成的细喉道及孔隙交汇处的残余油,聚合物溶液通过更强的剪切拖拽作用促使被切割成的小油滴通过狭窄的喉道向前运动,从而达到提高油藏采收率的目的.弱亲油岩石水驱与聚合物驱渗流机理均以沿孔隙中部"突进"驱替为主,针对水驱后形成的油膜及细孔道残余油,聚合物溶液通过更强的剪切拖拽作用促使油膜通过桥接连通和形成油丝两种方式从颗粒表面被聚合物驱替带走.砾岩油藏复模态的孔隙结构对聚合物溶液渗流和驱替的影响远小于水驱溶液,因此,储层孔隙结构成为亲水和弱亲油岩石水驱油效率的主控因素,物性和含油性的影响较小;由于聚合物驱的渗流机理与水驱存在本质差别,因而聚合物驱效果与水驱残余油饱和度相关性最好.

摘要： 根据欢喜岭油田齐40块蒸汽驱先导试验开发方案设计及要求,在4年匀速高干度蒸汽驱后,逐渐转为纯热水驱或热水+添加剂复合驱,进一步提高了油藏最终采收率.在正式特注之前,需对两种注入方式进行室内实验和对比分析,并优选适当的添加剂.以便为探索蒸汽驱合理的结束方式提供试验依据.通过对大量资料收集整理及室内实验,最终确定聚合物段塞驱替为齐40块蒸汽驱先导试验后续水驱的最佳方式.

摘要： 在海洋油气田水驱开发过程中,对不同阶段开发指标的预测是油藏工程师所面临的一项十分重要的工作。本文在陈元千等人的研究基础上,将数理统计学中的Weibull模型与水驱曲线相结合,得到了适用于预测海洋油气田开发指标的联解法,并编制了应用软件,使得该方法应用起采更方便、更可靠。将该方法的预测结果与渤海某油田的生产数据进行了分析比较,结果表明,预测的各项指标比较符合油田的实际情况。

摘要： 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(ψ)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的情况,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,在压力场和饱和度场分布计算时,对应的方程不必联立求解,只需相继求解即可,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,另外,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.该方法为在油田现有微机条件下,对水驱开发油田全面进行剩余油分布预测提供了可能性.

摘要： 大庆油田萨北过渡带四条带水驱开发已进入高含水开发阶段,但采出程度较低.本文针对目前四条带的油藏特点及开发状况,分析研究了通过热采方法进一步提高四条带采收率的主要机理及油藏高含水对热采热效率的影响,通过数值模拟研究预测了蒸汽吞吐+水驱及蒸汽驱的开发效果,目前四条带4-2-丙60井蒸汽吞吐+水驱开发试验已取得较好的开发效果.

摘要： 柳赞油田Es32+3油藏历经多年开发与调整,油藏开发矛盾逐渐突出,水驱效果趋差.通过新一轮精细油藏描述,建立高精度地层格架,对沉积微相与复合砂体内部构型进行刻画,建立地质模型,进行数值模拟研究,落实剩余油分布.在此基础上,开展了有针对性的提高采收率技术研究与实践.油藏主体近几年注水效果较好,剩余油主要分布在井间低渗区,开展深部调驱,扩大波及体积,改善水驱效果;断层根部地层倾角大,注水效果差,剩余油成片分布在高部位注水无法波及区域,采用"顶部注气、底部注水"方式,发挥气体重力驱效应,同时补充地层能量.目前两项技术均投入现场试验,已见到初步效果.柳赞油田Es32+3油藏提高采收率技术的应用,为油田下一步保持稳产、提高采收率,提供了可借鉴方法.

摘要： 针对以浅水湖泊三角洲平原窄薄河道砂体为主要储层的渤中25-1南油田的注水开发问题,综合运用一体化精细地质建模和油藏数值模拟技术,结合传统的油藏工程研究及分析方法,创出了窄薄河道砂体综合研究与开发管理新方法,极大地改善了油田的水驱开发效果。

摘要： 胜利油田主力单元已进入特高含水采油期，窜流油藏普遍存在，注入水无效窜流导致大量产水和残余油无法动用，给油田稳产和降本增效带来很大压力.堵水调剖是缓解储层非均质性，改善水驱开发效果的有效技术之一，但目前的实施现状表明堵水调剖工艺技术的作用并没有得到充分的发挥.本文立足于"十五"期间胜利油田堵调工艺的整体实施情况，对比了国内外技术的发展和差别，从工艺技术和管理等方面深入剖析了目前影响堵调工艺技术实施效果和发展的主要因素和发展潜力，结合当前开发阶段的具体需要，对堵调工艺的定位和发展提出了规划.

摘要： 本申请提供一种水聚驱配注器以及水聚驱一体化智能分注系统，水聚驱配注器包括：中心管、控制电路、电机、传动杆、注聚阀和注水阀；所述中心管的外壁上安装有所述控制电路，所述控制电路与所述电机连接以驱动该电机进行转动；所述电机的转轴连接所述传动杆的一端；所述传动杆的另一端固定连接至所述注聚阀，且该注聚阀的远离所述传动杆的另一端的一侧与所述注水阀固定连接；所述水聚驱配注器的外壁上设置有用于注聚的第一开口和用于注水的第二开口。本申请提供的水聚驱配注器能够实现分层注水和分层注聚的相互转换，能够提高分层注聚的效率，进而提高油田开发效率；还能够实现不动管柱洗井，降低作业成本。

摘要： 本申请提供一种水聚驱配注器以及水聚驱一体化智能分注系统，水聚驱配注器包括：中心管、控制电路、电机、传动杆、注聚阀和注水阀；所述中心管的外壁上安装有所述控制电路，所述控制电路与所述电机连接以驱动该电机进行转动；所述电机的转轴连接所述传动杆的一端；所述传动杆的另一端固定连接至所述注聚阀，且该注聚阀的远离所述传动杆的另一端的一侧与所述注水阀固定连接；所述水聚驱配注器的外壁上设置有用于注聚的第一开口和用于注水的第二开口。本申请提供的水聚驱配注器能够实现分层注水和分层注聚的相互转换，能够提高分层注聚的效率，进而提高油田开发效率；还能够实现不动管柱洗井，降低作业成本。

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： 一种致密油藏动态水驱过程中最佳水驱速度的方法，取实验用的岩心，洗油烘干，测岩心孔隙度和气测渗透率，算孔隙体积；配置实验用模拟地层水达到地层水矿化度；配置实验模拟油达到油田原油粘度；用含Mn2+的模拟地层水驱替岩心，至少达1.5倍孔隙体积置换模拟地层水；用模拟油驱替建立原始含油饱和度，测核磁共振T2谱；用含Mn2+的模拟地层水驱替岩心，测核磁共振T2谱；增加水驱油速度，测试不同驱替速度下的T2谱；将不同驱替速度后测得的T2谱与原始含油饱和度下测得的T2谱进行对比；计算出不同驱替速度下的驱油效率，确定出最佳水驱速度；该方法利用核磁共振技术来评价致密油藏动态水驱过程中的驱油效率，避免了不同样品带来的误差。

摘要： 本发明公开了一种水驱油藏定位调堵水驱拟前缘的计算方法，包括如下步骤：步骤一：建立针对注采井间层内矛盾的物理模型；步骤二：确定高渗层厚度和渗透率级差；步骤三：在确定调堵时机的前提下，计算低渗层和高渗层含水率，生成平均含水率曲线；步骤四：通过对平均含水率曲线求导，确定水驱拟前缘。本发明在贝克莱‑列维尔特两相驱油理论基础上实现了水驱拟前缘快速、准确计算，弥补了现有技术在确定水驱前缘时周期长、成本高的缺陷。本发明使用方便，矿场应用中可以实现调堵措施快速决策。

摘要： 本发明公开了水驱无电排风机水驱总成，水驱总成包括有涡轮壳体，涡轮壳体内设有水驱空腔，涡轮壳体一端上设有进水口，且涡轮壳体的另一端设有出水口，水驱空腔内设有凹形叶轮组，凹形叶轮组上设有转轴，水驱空腔一侧与外界连通，且水驱空腔一侧上设有盖板利用船体内的循环消防水流通带动叶轮转动，通过对涡轮壳体内凹形叶片形状进行改进，从而提高水动能的转化率，进而提高排风压强，可以有效将船体内的空气提高30米的通风距离。

摘要： 本发明公开了水驱稠油深部调驱用粘性自乳化驱油剂的制备方法，包括以下步骤：(1)、将烷基苯酚聚氧乙烯醚、有机溶剂混合，搅拌均匀，然后在40°C～60°C下30分钟内滴加卤化剂用量B的一半，然后再反应4～6小时得到反应液；(2)、将反应液降温到0°C～5°C，放置1～3h，然后升温到40～60°C，保持温度不变在30分钟内滴加卤化剂用量B的另一半，搅拌反应0.5～2小时后得到反应液；(3)、向反应液中加入去离子水，搅拌均匀后再向加入的磺化剂、助剂混合均匀后转移至高压反应釜中，升温搅拌反应5～8小时后即得到水驱稠油深部调驱用粘性自乳化驱油剂。本发明还公开了水驱稠油深部调驱用粘性自乳化驱油剂。

摘要： 本发明提供了一种用蒸汽驱脱硫后伴生气对水驱开发的稠油区块气驱的方法，该方法包括将所述蒸汽驱脱硫后伴生气及适用于蒸汽驱脱硫后伴生气对水驱开发的稠油区块气驱驱油的发泡剂依次注入至稠油区块的注入井。该方法向注入井注入蒸汽驱脱硫后的伴生气和中性发泡剂，通过该蒸汽驱脱硫后的伴生气和中性发泡剂的协同作用，驱动原油向连通性好的油井流动，从而实现提高水驱开发的普通稠油区块产量的目的。

摘要： 本实用新型公开了水驱无电排风机水驱总成，水驱总成包括有涡轮壳体，涡轮壳体内设有水驱空腔，涡轮壳体一端上设有进水口，且涡轮壳体的另一端设有出水口，水驱空腔内设有凹形叶轮组，凹形叶轮组上设有转轴，水驱空腔一侧与外界连通，且水驱空腔一侧上设有盖板利用船体内的循环消防水流通带动叶轮转动，通过对涡轮壳体内凹形叶片形状进行改进，从而提高水动能的转化率，进而提高排风压强，可以有效将船体内的空气提高30米的通风距离。