水玻璃凝胶堵剂的制备及在注水开发油藏中的应用

针对冀东油田中深层注水开发油藏存在注入水沿平面单向突进、吸水剖面差异大、注采调控难度大等问题,用水玻璃、网络保水剂和延迟活化剂制备了水玻璃凝胶堵剂,分析了水玻璃凝胶堵剂的成胶原理,研究了该堵剂的注入性与封堵性能,并在冀东油田开展了现场应用。结果表明,由水玻璃、延迟活化剂和网络保水剂(质量比为5∶1∶0.2)制备的水玻璃凝胶堵剂注入性和封堵性良好,对中渗和低渗填砂管的封堵率分别为93.5%和97.3%;堵剂选择性较好,优先进入高渗透层进行封堵,堵剂突破后低渗储层的分流率由29.8%增至85.2%,高渗储层的分流率由70.2%降至14.8%。包裹硅酸凝胶、硅酸盐沉淀的大分子交联网状结构提高了水凝胶的成胶强度。水玻璃凝胶堵剂在冀东油田现场应用6口井,增油降水效果明显,平均单井注水启动压力上升4.67 MPa,吸水剖面得到改善,注入水波及体积增加,对应8口油井见效,累计增油4314 t。     

胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术

针对超稠油油藏蒸汽驱过程中汽窜严重的问题,开展室内蒸汽驱汽窜控制技术研究,将氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜,热固性堵剂封堵大孔道,氮气泡沫调整蒸汽的吸汽剖面。优化后的泡沫剂体系300℃阻力因子达到30以上,且对低含油饱和度区域具有选择性封堵作用,适用于超稠油油藏条件下高渗透带的封堵;热固性堵剂在静态120℃可4 h形成固结,150℃可2h有效固结,在蒸汽动态驱替过程中可形成有效封堵。利用双岩心管开展堵调工艺评价研究,结果表明,采用热固性堵剂和氮气泡沫相结合的封堵汽窜方式比单纯应用氮气泡沫提高采收率5.7%,驱替效率整体达到60.8%。2011年在单56超稠油藏进行现场实施,措施后综合含水下降10.2%,生产井井口温度下降15℃,井组日产油量增加28 t以上,单轮次措施有效期198 d,措施增油2 562 t,效果明显。     

绥中36-1油田D27井氮气泡沫分流酸化效果研究

砂岩储层酸化技术是油田生产中一项重要的增产措施。针对层间矛盾突出、近井地带污染较为严重的油层采用常规酸化效果不佳的实际状况,氮气泡沫分流酸化技术能够有效封堵相对较高渗透层,使酸液转向分流进入相对较低渗透层,达到全面酸化的目的。从油藏角度对首次在海洋油田应用的SZ36-1-D27井氮气泡沫分流酸化的效果进行评价。结果表明:SZ36-1-D27井氮气泡沫分流酸化后吸水能力显著增强,达到了常规酸化视吸水指数的要求;酸化解除了高渗层堵塞,并且使得Iu油组和Id油组的吸水剖面得到显著改善,达到了分流及剖面调整效果;酸化后,该井组内的D21油井和F2油井见效明显。现场实践证明,氮气泡沫分流酸化能够有效地增加中低渗透层吸酸量,扩大了酸化范围,提高了酸化效果,具有广阔的应用前景。     

彩南油田彩9井区三工河组高温油藏分层调剖技术

针对彩9井区三工河组油藏目前吸水剖面不均、油层动用程度下降的实际情况,提出了采用分层注水技术并进行层内调剖以改善吸水剖面、提高水驱效果的技术措施.以具有良好耐温性、稳定性和封堵性的酚醛体系为调剖剂,2006年7月在彩南三工河组油藏2口井中实施了调剖试验,一年内已累积增油1 247t,取得了很好的效果.     

堵酸结合改善注水井吸水剖面

本文针对调剖、酸化技术对剖面改善作用相对单一,效果受作用机理和地层层间渗透率差异等因素的限制,且调剖、酸化施工过程中,堵剂、酸液可能进入非目的层,导致低渗透层被堵剂污染或高渗透层被酸液解堵,以致吸水剖面进一步变差的现状,提出了封堵与酸化结合改善注水井吸水剖面新工艺,利用调剖-酸化两种工艺的协同作用,最大限度地缩小层间渗透率级差,提高吸水剖面的均匀程度和水驱动用效果的工艺技术。通过室内评价,筛选出了适合不同渗透率地层封堵需要的强堵、弱堵、暂堵三类堵剂和针对不同污染的地层复合解堵酸体系,并优化出了一套相应的选井原则和施工工艺。2001年至2002年底,现场实施46井次,可对比吸水剖面13口井,平均单井吸水厚度增加3.4m/1.4层。累计增油10519吨,投入产出比1∶3.5。     

新型高温调堵技术在克拉玛依油田的应用

在克拉玛依油田九区稠油油藏开采过程中,由于储层的非均质性、隔层不发育以及蒸汽超覆等原因,蒸汽在平面上推进不均衡,出现汽窜干扰现象,降低了油藏开发效果。在分析九区吞吐井汽窜特征、目前所用高温调堵技术特点的基础上,进行了汽窜通道调控治理工艺技术研究,研制了适合该区油藏的新型高温调堵剂,并对该调堵剂的固化及抗稀释性、固化物耐温性能、抗剪切能力和抗盐能力等性能进行了评价,并在室内模拟该调堵剂封堵效果达标后,开展了3井次现场试验。试验井实施封堵后,注汽压力较封堵前提高了25%,汽窜干扰现象得到治理,原有窜扰井正常生产,调整了储层吸汽剖面,提高了油藏开发效果。     

海上J油田自适应复合调驱技术研究与应用

针对海上J油田注入压力高、地层非均质性强、各层吸水不均、层间矛盾突出问题,设计了一种自适应复合调驱体系。确定了体系配方为8%自生气体系（生气剂亚硝酸钠与生气剂氯化铵质量比1.0∶1.1）+0.5%起泡剂+0.3%强化剂体系（聚合物+酚醛交联剂质量比1∶1）,考察了体系的动静态性能。实验结果表明：该体系具有泡沫生成可控和成胶强度可控的“双控特点”,岩心实验结果表明该体系封堵率达到97.32%,采收率提高幅度高、中、低渗透率分别为19.59%、45.17%、57.83%,具有很好的调整吸水剖面性能。现场应用取得了很好的降水增油效果。该体系为海上油田水驱高效开发提供了技术支持,具有广阔应用前景。     

暂堵酸化技术在水平井酸化中的应用

针对G104—5区块水平井酸化存在层内矛盾突出,笼统酸化酸液易进入高渗透层,卡封分段酸化应用技术范围窄且无法改善层内矛盾的现状,应用油溶性暂堵剂加入酸液来调整地层进酸剖面,根据储层物性、酸液性能在暂堵剂粒径分析、配伍性、可溶解性、筛管通过能力、地层封堵能力等几方面进行综合研究和评价,摸索出了合理的使用浓度,堵塞及自动解除的规律,为现场应用提供了指导。     

投球调剖技术在大王庄油田特殊注水区块的应用

大王庄油田注水井井筒条件复杂、储层结构特殊,常规的机械分注工艺效果较差,注入水单层突进问题严重,水驱效果差。针对该区块套管变形损坏、地层出砂、夹层薄等问题,开展了投球调剖技术研究。研究结果表明：调剖球密度与措施井注入水的密度差可控制在0.002 g/cm³内,有效封堵率可达80.0%以上;调剖球抗压强度为80MPa,满足封堵射孔炮眼的需要;措施后注水量不变,平均注水压力上升了2.2MPa,吸水剖面改善率为92.8%,主力吸水层吸水强度平均降低了0.7m³/（d·m）。现场试验证明：新型调剖球解决了封堵率低、措施有效期短的问题,特别适用于开采效果差,常规分注工艺无法奏效的注水井,尤其适合于解决井段长、井斜大、层数多、夹层小、套管变形或损坏、出砂结垢等存在大修风险的注水井调剖分注。该技术现场操作简单快速,成本低、精度高,具有很广泛的应用前景。     

文96枯竭气藏储气库封堵体系研究与应用

针对文96气藏特点,研究了适应于老井封堵的气层封堵体系。以中原油田常用的普通堵剂为基础,优选了胶凝固化剂、触变调节剂、降失水剂和复合缓凝剂加量,其最佳加量分别为3%、0.3%0.5%、1%和2%3%。该气层封堵剂浆液120 min最终析水量为10 mL,析水速度较慢,悬浮性能较好。其粒度中值一般小于15μm,流动性良好,比普通堵剂更易进入低孔、低渗储层,气密封性能好,可以满足老井封堵需要。通过文96块53井次现场试验,工艺成功率100%,一次封堵合格率96%。文96-2井施工后,30 min压力降小于0.5 MPa,堵剂较好地进入了地层,满足方案要求。图6表5参2     

新型水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果

重复压裂是恢复油井产能、提高最终采收率的重要方式之一,目前最有效的重复压裂方式是暂堵剂的转向压裂改造。采用可生物降解材料、高分子量聚合物、膨胀剂和固化剂合成了一种环保型水溶性暂堵转向剂,该暂堵剂颗粒尺寸可根据裂缝宽度定制,水溶性良好,压裂施工结束后4 h可水溶降解;岩心实验表明,该水溶性暂堵剂岩心封堵效率可达99%以上,承压40 MPa以上,且水溶降解后对岩心的伤害较小,满足重复压裂施工各项指标的要求。现场试验1口井,施工过程中加入暂堵剂后施工压力上升3 MPa,起到了良好的暂堵效果,压后增油量为1.1 t/d,含水率下降5%,说明该压裂模式能够起到恢复油井产能、降低含水的目的。      

暂堵调剖剂研究及其应用

在提出暂堵调剖理论的基础上 ,分析了暂堵调剖工艺及暂堵剂的研究方向。通过对一种颗粒型水溶性暂堵剂的封堵率、耐压强度、暂堵时间、颗粒大小等的室内实验 ,研制出了一种用于注水井调剖的暂堵剂配方。现场应用表明暂堵调剖工艺成功 ,暂堵调剖的剖面改善效果明显 ,对应油井增油效果好于常规调剖。     

特低渗透裂缝油藏深部调剖技术研究与应用

针对腰英台油田特低渗透裂缝油藏地质特点,开展了深部调剖技术先导试验研究。室内筛选了预交联体膨颗粒复合堵剂及配方组合,并模拟油藏条件（不同温度、矿化度）进行了适用性评价。自2010年9月以来,累计开展了4个井组的现场试验,平均单井注入堵剂1 043 m3,地层注水压力平均上升10 MPa,吸水指数大幅度下降,对应井组见到不同程度的增油效果。试验结果表明,采用合适的调堵工艺技术能有效地封堵地层裂缝水窜通道,为腰英台油田中高含水期稳油控水提供了必要的技术手段。     

水溶性无机盐颗粒转向酸的制备与应用

为提高酸化压裂的措施效果,根据同离子效应制得水溶性无机盐颗粒转向酸,研究了其制备过程、配方优选。通过调整酸盐配比可控制影响封堵转向效果的重要因素之一的固体含量;改变搅拌速率、氯化钠溶液滴加速率、分散剂种类和加料顺序,可将水溶性无机盐颗粒粒径控制在10.0~40.0 μm范围内。采用双岩心流动实验对该水溶性无机盐颗粒转向酸的性能进行了室内测试,突破时间为15 min,突破压力为2.8 MPa,酸化后低渗透率岩心的酸化改造率为45.5%,说明该转向酸转向性良好。现场应用测试中注入转向酸化液后,油压和套压均有上升,说明暂堵转向成功。酸压后返排率达77.5%,测试产气量13.6×104 m3/d,验证了水溶性无机盐颗粒作为转向材料的可行性。     

利用气相色谱仪和硫化学发光检测器测定焦炉气制LNG工艺气中痕量硫化物

BH油田储层黏土矿物构成分析及储层敏感性实验表明,BH油田储层伤害类型主要为外来固相颗粒堵塞及油井结垢,要求各种入井流体（完井液、压井液、射孔液）必须为无固相或低固相流体,且流体滤失或漏失量低、与地层及地层流体配伍好。对BH油田在用各种完井液、压井液或射孔液使用效果及对储层保护效果分析表明,BH油田大批量使用的完井液（聚磺钻井液＋2%（w）-3%（w）油溶性暂堵剂）可满足储层保护需要,所用压井液或射孔液应以清水＋0.5%（w）-1%（w）黏土稳定剂＋0.2%（w）增稠剂为主,当地层压力系数〈1时,可加入1%（w）-3%（w）的油溶性暂堵剂防止压井液向地层大量漏失。     

中国堵水调剖60年

记述了中国油田油井堵水、注水井调剖,以及调驱、深部液流转向等技术的起源、试验、发展、成熟、更替的过程。在这60年中,油井机械封隔器分层堵水技术、水玻璃-氯化钙化学堵水技术、聚丙烯酰胺-黏土注水井调剖技术、膨胀颗粒深部调剖、弱凝胶调驱技术、聚合物微球深部液流转向技术、区块整体调剖PI、RE、RS决策技术,以及近十年发展的水平井化学及机械控水技术、选择性堵水技术等是具有里程碑意义的技术。随着油气田开发程度的加深,高温、深井、裂缝、海上等油藏的堵水调剖技术,水平井、气井的堵水技术,以及智能化学剂技术、高效选择性堵水技术、聚驱后的调驱技术等将会成为研究的重点。     

BD－861调剖剂的研究

ＢＤ－８６１调剖剂是以ＡＭ单体为成胶剂、其它化学药品为添加剂组成的水溶液，在地层温度条件下聚合成为冻胶型堵剂。适用于砂岩油层注水井调剖，也可用于油井堵水。该文介绍堵剂的性能及其影响因素和现场试验结果。     

深部调驱剂SMG封堵效果实验研究

针对深部调驱剂SMG的不同粒径尺寸,开展了单管、三管封堵效果评价实验。结果表明,封堵效果与SMG粒径尺寸及被封堵油层的渗透率密切有关。水化后的SMG颗粒在岩心中通过运移、架桥、封堵变形、再运移、再封堵,不断提高注入流体的波及体积。通过不同粒径尺寸的SMG对不同渗透率模型的封堵能力实验,表明深部调驱剂SMG较适合于中低渗油藏的调驱矿场应用。     

大孔道高渗层开采后期封堵技术

大庆油田喇嘛甸区块储层大多为高渗透油层,随着注采的深入,陆续变化为大孔道高渗层,这类油层在钻井中易造成钻井井漏、钻井液滤液伤害储层,采油过程中易出现低效循环或无效循环等问题。为解决井漏和钻井液伤害储层问题,研制了以成膜聚合物、可降解颗粒和天然纤维为主要成分的锁孔成膜封堵剂,通过锁孔成膜封堵剂的室内加量优选实验、性能配伍实验,得到了锁孔成膜封堵剂在钻井液中的加量为2%~3%,确定了钻井液配方为:2%膨润土+0.5% HX-D阳离子聚合物抑制剂+1%阳离子黏土稳定剂NW-1+1.5%井壁稳定剂FRJ-Ⅱ+0.5%HPAN+1%改性沥青+0.2%氢氧化钾+2%~3%锁孔成膜封堵剂,形成了钻井过程中的锁孔成膜防漏封堵技术,现场应用过程中防漏成功率提高了9.3%,钻井液侵入带平均厚度由原来的29 mm降至5 mm,有效保护了储层。为解决采油过程中低效循环或无效循环问题,研制开发了以油泥砂为主剂的一种堵水调剖剂,通过堵水调剖封堵物强化时间与最终强度实验,确定了堵水调剖悬浮液中油泥砂与胶结剂的比例为20∶1、胶结剂的质量分数为5%,设计了现场堵水调剖技术方案以及应用要点和注意事项,在现场试验4口井,含水最大降幅为7.0%,累计增油837 t。该封堵技术有效解决了大孔道高渗层开采后期钻采过程中出现的上述各种问题,为大孔道高渗层后期的顺利钻采提供了技术保障。     

渤海油田分级组合深部调剖技术

为了提高海上油田的开发效果,基于调剖决策的压力指数计算、调剖体系优选室内试验及调剖参数设计,进行了分级组合深部调剖技术研究.室内试验表明,采取先低强度(终冻强度0.05 MPa)后高强度(终冻强度0.07 MPa)连续相的顺序注入,比采取先高强度后低强度连续相的顺序注入时的采收率提高3.1百分点;采取先大粒径(初始粒径0.5~3.0 μm)分散相、后小粒径(初始粒径50~500 nm)分散相的顺序注入,比采取先小粒径分散相、后大粒径分散相的顺序注入时的采收率提高4.1百分点.膨胀后分散相颗粒与地层孔喉的最佳直径比为1时封堵率最高,且要求初始颗粒粒径小于1/7倍孔喉直径,膨胀后的最小粒径大于1/3倍孔喉直径.结合渤海油田的现场实例对该技术的应用效果进行分析,预测进行分级组合深部调剖后,含水率下降5.0%,2个井组增油3.4×104 m3以上.研究结果表明,在应用区块整体调剖决策参数确定目标调剖井的基础上,根据地层物性优选出合适的调剖体系,并对调剖体系进行优化组合设计,可以达到最佳的调剖效果.