渤海S油田大斜度井定位封堵技术实验研究

针对S油田D区块非均质性强、长期注水冲刷引起水窜等问题,开展定位封窜高阻力泡沫组合调剖的室内实验研究.评价泡沫段塞长度、注入时机以及作用距离对调剖效果的影响.结果表明:为保证泡沫段塞的连续性推进,优选单一段塞长度在0.2～0.4 PV;泡沫/活性水/泡沫交替注入能够更好地扩大泡沫的波及体积,提升调剖效果;注入时机对组合调剖阶段的采收率效果影响明显,但对最终采收率基本没有影响;改变调剖体系的注入位置,可以有效提高最终采收率,调剖体系单独定位至前缘线(油藏深部)时驱油效果较好,施工风险低.     

长岩心驱替评价凝胶封堵能力

大庆油田长期注水开发,含水率不断上升,为降低含水率采用凝胶调剖~([1][2])。凝胶体系调驱技术是通过降低油田高渗透层渗透率、提高水驱波及系数、改善水驱开发效果来提高原油产量的重要手段。为了更好的开展现场实验,需要先进行室内物理实验模拟~([3][4])。本文通过通过长岩心凝胶注入过程,评价凝胶成胶能力、封堵性能及成胶前后在长岩心中的运移状况~([5][6])。     

碳酸盐岩油藏聚合物凝胶体系调驱参数优选

UDM区块目前在开发中存在层内、层间的水驱程度差异大,剖面动用状况差,开发效果差等问题。凝胶体系的阻力系数是在几乎未发生交联反应时体系的阻力系数,故同聚合物溶液一样,使注入流体黏度增大,降低流度比,提高采收率;交联聚合物溶液成胶后,黏度迅速增大,后续水驱注入压力升高,水相渗透率降低,凝胶体系具有较好的封堵性。其中残余阻力系数更大体系,说明其成胶后的滞留封堵作用也更强,通过室内模拟实验优选了聚合物弱凝胶体系的调驱轮次、调驱时机以及调驱剂注入量。结果表明,对于渗透率级差为6的多岩心并联实验,聚合物弱凝胶调驱可在水驱基础上提高采收率10%~15%左右。     

裂缝性低渗油藏复合体系协同驱油适应性研究

针对低渗油藏注水开发过程中对储层微裂缝简单调驱后，注入水易沿高渗条带发生绕流造成开发效果严重受限的问题，评价了泡沫体系起泡、稳泡性能和一种改性淀粉凝胶成胶性能，开展了泡沫微观调驱和裂缝性低渗岩心复合体系协同驱油实验，并利用径向流模型模拟油藏实际井网对复合体系协同驱油适应性进行了验证。实验结果表明：起泡剂和稳泡剂最佳质量分数分别为0.5%和0.1%，改性淀粉凝胶体系成胶后具有较高强度和突破压力；注入泡沫体系后水驱，小孔隙微观驱油效果较前期水驱提高14.21%，其在渗透率级差约为30时具有更好的调剖性能；裂缝性低渗油藏水驱过程中，采用改性淀粉凝胶联合泡沫协同驱油效果最佳，其较注入单一改性淀粉凝胶或泡沫体系后水驱采收率可分别提高22.17%和46.07%，且径向流模型验证实验表明该协同驱油方法在裂缝性低渗油藏的适应性较好。     

水驱后凝胶与表活剂交替注入驱油效果

针对裂缝性低渗透油藏注入水易沿裂缝突进、含水上升快、水驱效果不理想的情况,开展了水驱后凝胶与表活剂交替注入方式提高采收率室内实验研究。通过室内凝胶体系成胶特性和稳定性评价,筛选出与实际油藏区块注入水配伍的凝胶体系。选择甜菜碱两性表面活性剂用于活性剂驱,开展了双管并联岩心体系驱油效果研究。研究结果表明:凝胶与表活剂交替注入可明显提高注入压力,该体系的采收率平均值为12.03%,低渗岩心的采收率略高于高渗透岩心采收率。与表活剂驱、聚合物与表活剂交替注入相比,驱油效果更好,可以作为裂缝性低渗透油藏水驱后进一步提高采收率的技术。     

海26块深部调驱先导试验井组开发效果评价

针对海26块中、高渗稠油注水开发油藏,在进入特高含水开发阶段,因构造复杂,储层非均质性强,油水黏度比大等原因,导致剩余油分布高度零散等开发矛盾,在海26块分采区开辟5个先导试验井组,实施弱凝胶深部调驱技术。利用弱凝胶的高黏弹性降低流度比、扩大波及体积、提高驱油效率。通过注水压力、注入及产出剖面、视阻力及残余阻力系数、含水率、最终水驱采收率等指标对调驱效果进行评价。截止2018年12月先导试验井组,累计注入调驱凝胶体系38.6×104 m3,注入孔隙体积倍数0.35,截止到2018年12月累计增油117 2 9t,最终水驱采收率提高到4 2%。     

涠洲油田高温高盐油藏组合调驱技术研究及应用

针对涠洲11-1N油田高温高盐、大井距的特点,研发了以AMPS共聚物为主剂的冻胶与微凝胶SMG组合使用的调驱体系。通过流动性实验评价了冻胶体系的注入性、耐冲刷性,其中成胶液最大注入压力仅1.1MPa左右,静置3天后续水驱8～10PV后,残余阻力系数趋于平稳,说明有较好的注入性和耐冲刷性;微凝胶体系注入压力低于冻胶体系,并表现出了封堵、突破、运移后再封堵、再突破的现象。冻胶与微凝胶SMG的最优段塞组合顺序为低强度冻胶、中等强度冻胶、微凝胶SMG、高强度冻胶,与水驱相比采收率增值达到15.5%。该体系在为涠洲11-1N油田X1井现场应用后,6个月内井组增油1.06万方,预测累增油1.54万方。     

新型聚合物微球调剖体系的研究及应用

油井开发中后期,油井含水上升,油水井之间的大孔道,造成注入水的无效循环,水驱效率降低,导致最终采收率降低,调剖堵水是提高水驱效率的必要手段.目前常用的聚丙烯酰胺可动凝胶体系存在施工不方便、成胶时间不易控制等问题,本文研究了具有核壳双层结构的核壳类聚合物微球调剖体系,并利用室内实验对水化规律进行评价.通过理论分析与室内实验,研究了核壳类聚合物微球遇水膨胀与微球相互聚并产生封堵的过程.并在某油田实施新型聚合物微球体系深部调驱矿场试验,增油控水效果显著.该技术为水驱油田后期提高采收率提供了新的技术方法.     

超低温油藏深部调驱堵剂配方研制及性能评价

针对20℃超低温油藏环境,本文进行了调剖体系优选。通过室内研究,对适用于20℃低温高含水油藏的聚合物——有机铬凝胶堵剂注入性能、封堵性能以及调驱效果进行了评价。研究结果表明,在20℃低温条件下,线性聚合物3640C与Cr(Ac)₃的弱凝胶体系更适用于低温油藏环境,且可通过调整交联剂的量控制成胶时间,其中0.1(wt)%3640C+0.02(wt)%Cr(Ac)₃的弱凝胶体系的注入性和封堵性效果好,填砂管封堵率达到99%以上,注入量为0.2PV时,采收率增幅最高,达到了23.1%。后续通过物理模拟实验对其注入方式进行优化,得出凝胶/表面活性剂的复合段塞注入方式,凝胶/表面活性剂复合调驱剂增油16.5%,后续水驱增油8.2%,累计增油24.7%,且注入压差合理。凝胶可以放置在油层深部,实现后续注入水的转向,提高低渗层的采收率。     

高温高渗油藏堵水剂封堵效果实验研究

对于非均质性严重的油藏,油水井堵水调剖是稳油控水和提高采收率的重要技术手段之一。目前我国多数油田已经进入高含水或特高含水开采后期,堵水调剖剂的选择更显得尤为重要,提高水驱效率和石油采收率也更加受到人们的重视。针对矿场实际需求,以高渗储层地质特征和流体性质为模拟研究对象,开展了不同体系及浓度堵水剂的性能评价及对LH储层封堵效果影响实验研究。实验结果表明,对于目标储层不同浓度的聚合物微球的突破压力较小,注入能力整体较好,可注入浓度小于5%,但封堵效果较差,封堵率仅为75%。聚合物凝胶成胶反应主要収生在6 h以后,岩心封堵率接近100%。"聚合物凝胶+微球"组合的注入压力较高,突破压力较大,封堵效果较好,封堵率为99.5%,在保证有效封堵岩心的前提下可以大幅度降低凝胶的使用量,减小对地层污染。     

海上油田深部堵水用乳液增黏复合凝胶体系研究

针对海上油藏作业空间有限的特点以及传统的在线配注堵剂体系存在成胶强度低和封堵能力弱的问题,研制了一种由AMPS耐温抗盐乳液聚合物、聚乙烯亚胺（PEI）交联剂和无机纳米增强剂所组成的复合凝胶体系。通过成胶实验研究了组分质量分数、温度和矿化度对复合凝胶体系成胶性能的影响,优选了合理的配方并评价了注入和运移性能、热稳定性能和选择性封堵性能。结果表明：随着聚合物、交联剂和无机纳米增强剂组分质量分数的增加,成胶时间缩短和成胶强度增加。相比单一凝胶体系,复合凝胶体系的成胶时间缩短和强度增强。岩心注入和运移性能评价结果表明,复合凝胶体系待成胶液黏度低,能够在多孔介质中实现注入和深部运移,达到深部封堵目的。在模拟油藏温度80℃条件下,复合凝胶体系老化90 d后,脱水率仍然低于10%。该体系对不同渗透率的地层均具有良好的选择性封堵性能。     

渤海水驱稠油油田定位封窜与强化冷采组合技术研究

针对渤海水驱稠油油田水驱开发矛盾突出,进行了定位封堵与强化冷采组合技术研究。以黏度、分子聚集态和采收率为评价指标,进行了定位封窜剂和冷采剂的基本性能评价,开展了增油效果实验研究。结果表明:定位封窜剂成胶效果受黏土矿物和原油的影响较小,较聚合物凝胶具有整体均匀无孔隙结构的微观聚集态,冷采剂黏度低,受黏土矿物影响较小,降黏率97%以上。随储层非均质性增强和原油黏度的降低,不同注入体系的最终采收率均增大,与单一常规聚合物凝胶、定位封窜剂、冷采剂体系和"常规聚合物凝胶+冷采剂"组合技术作用效果相比,"定位封窜剂+冷采剂"组合技术增油效果最好,采收率增值最大。     

深部液流转向剂ZXT-01的研究与应用

聚合物凝胶类堵剂被广泛应用于各大油田调剖堵水作业,取得了较好的应用效果。但如何实现深部运移和封堵,注入水高效波及,一直是研究热点和难点。本文针对海上油田开采特点,通过室内配方研究与物模实验评价研究,得到一种深部液流转向剂ZXT-01配方(聚合物0.3%~0.5%+交联剂0.05%~0.10%+稳定剂0.2%~0.3%+促胶剂0.005%~0.02%;各药剂加量为质量百分数)。通过控制体系成胶时间和强度,实现深部运移与封堵。2012年6月~2013年11月应用于QHD32-6油田6井次,注水压力平均提高1.9MPa,受益油井增油降水效果明显,累计增油40283m~3,累计降水75354m~3。     

无机凝胶与预交联颗粒体系调驱技术在瓦窑堡采油厂的应用

本文针对瓦窑堡采油厂油藏低孔、低渗等特点,对比分析了注水开发效果及其规律。对各个公司历年在瓦窑堡采油厂做过的调驱、调驱井作效果评价,总结历年稳产措施成败,在此基础上,找出对瓦窑堡采油厂油藏有利的调驱技术及化学药剂组合。经过分析认为常规强凝胶调驱堵水技术和弱凝胶深部调驱技术不适合于低孔、低渗油藏的控水稳油。预交联颗粒通过吸水膨胀后能够有效封堵大裂缝出水通道,调整吸水剖面;考虑到中小裂缝与常规孔隙型油藏的差别,其渗流能力很强,缔合聚合物深部调驱凝胶有别于常用的强凝胶调驱堵水剂和弱凝胶深部调驱剂,具有中等的凝胶强度和较长的成胶时间,不仅能够有效驱替中小裂缝中的原油,而且可以进入地层深部,使注入水发生流向改变,显著提高波及效率,进而大幅度提高采收率。对适合于瓦窑堡油藏应用的预交联颗粒/缔合聚合物凝胶复合深部调驱体系应用性能进行了效果分析评价。在瓦窑堡油藏平均温度33.1-46.4℃和矿化度58788mg/L-97148mg/L条件下,预交联颗粒具有膨胀倍率高、耐温耐盐性能好、封堵效率高、调驱吸水剖面能力强和较好的提高采收率潜力等特点。     

渤海L油田缓膨微球深部调驱实验研究

渤海L油田化学驱后含水上升快,示踪剂结果表明,由于单一段塞长期注入,注采井间出现明显的优势通道,加之储层非均质性强,渗透率极差大,注入水在优势通道窜流严重,急需开展储层改造措施。以室内自主合成缓膨微球为研究对象,初始平均粒径在400～600nm,水化20d后部分微球粒径膨胀到10μm级别,高剪切速率下,体系黏度随剪切速率增加而增大,表现出明显的剪切增稠的流体特性。岩心封堵实验结果表明,缓膨微球体系能够有效封堵优势渗流通道,提高体系浓度可以提高阻力系数,增强封堵效果,长岩心运移实验表明,注入缓膨微球体系后续水驱注入压差增大,增大1.5～2倍,微球持续向地层深部运移,有效实现深部调驱,改变深部注入水流向,提高剩余油丰度较高的储层动用程度。     

聚合物微球/表活剂复合体系注入方式对调驱效果影响研究

为达到注水开发油田中后期稳油控水的目的,通常采用深部调驱方法调整吸水剖面、扩大波及体积,提高水驱采收率。针对渤海油田储层特征,开展了聚合物微球与表活剂复合调驱的研究。通过驱替模拟实验,研究了聚合物微球与表活剂复合体系的注入方式对调驱效果影响规律。结果表明:在实验条件下,复合调驱体系较单独注入微球可提高采收率3.1%~8.3%,并且采用交替注入方式提高采收率的效果要优于混合注入方式。     

调驱剂类型及其注入方式对增油降水效果影响

与矿场常用聚合物凝胶相比,聚合物微球具有堵大不堵小,粒径分布较窄等优点,由此表现出"封堵-运移-封堵"的独特渗流特性。同时,聚合物凝胶封堵效果好,液流转向效果明显,不过对低渗层有一定伤害,存在剖面反转现象。为满足矿场实际需要,本文初步研究了Cr~(3+)聚合物凝胶和聚合物微球两种调驱剂类型及其注入方式对增油降水效果的影响。表征实验结果表明,AST聚合物微球初始粒径中值在2μm左右,水化240h后膨胀倍数大于8;同时,AST聚合物微球的粒径分布较窄,微观形貌为不规则球形;Cr~(3+)聚合物凝胶分子线团尺寸粒径分布较宽,微观形貌为片网状结构。岩心驱替结果表明,在渗透率为Kg=500×10~(-3)m~2、1700×10~(-3)m~2和4500×10~(-3)m~2的三层非均质岩心条件下,段塞尺寸为0.1PV时,Cr~(3+)聚合物凝胶与水交替注入采收率增幅为12.8%,好于单一注入方式;调驱剂注入顺序结果表明,先注微球后注凝胶的注入顺序的采收率增幅为9.4%,好于先注凝胶后注微球。     

水驱油效果影响因素的数值模拟研究

利用数值模拟技术对水驱油效果的影响因素进行了研究。分析了X油田某区块注入水强度、相渗平移、水相渗透曲线的变形、润湿性变化、润湿程度对水驱效果的影响。研究表明,当累积注水量一定,降低注入速度,可提高驱油效率;当油水相对渗透率曲线整体向右平移,采收率提高;当油的相对渗透率曲线不变而水的相对渗透率曲线降低时,水驱采收率提高,产液量变化不明显;而含水率的变化与水的相对渗透率曲线的斜率成正比;润湿性变化和润湿程度对水驱效果都有影响,亲水条件下的采出程度比在亲油条件下的高;亲水越强,采出程度越高,亲油越强,采出程度越低,但同样的强弱变化,亲水油藏比亲油油藏受到的影响大。     

可动泡沫冻胶体系渗流特征及适用性研究

将泡沫与弱冻胶相结合,制备了可动泡沫冻胶体系。利用MCR302流变仪测定了可动泡沫冻胶的粘弹性和流变性,通过单管和三管渗流实验研究了可动泡沫冻胶的渗流特征与调剖性能,并采用并联岩心驱替法考察了注入时机和渗透率级差对体系调驱效果的影响。结果表明,可动泡沫冻胶体系在剪切速率180 s~(-1)下表观黏度大于200 m Pa×s,具有较好的抗剪切性和粘弹性,且在多孔介质内能自由运移;与普通泡沫相比,可动泡沫冻胶能更好地改善高、中、低渗岩心分流量的差异,且耐冲刷性强,其残余阻力因子10倍于普通泡沫;与刚性泡沫冻胶相比,可动泡沫冻胶的选择性更强,能逐步运移至地层深部,实现深部调驱,避免了对地层的过度伤害;可动泡沫冻胶调驱体系适用于水驱开发中期含水率60%(wt)左右的油藏,同时对渗透率级差在2~13.7的非均质油藏具有较好的调驱增产效果;当渗透率级差达到18.1时,调驱效果变差,低渗岩心采收率大幅度降低。     

多重交联水凝胶体系的抗剪切性能评价研究

凝胶调驱体系注入过程中的强剪切降解作用严重阻碍了施工应用效果，改善凝胶调驱体系的抗剪切性能，实现高效的深部调驱十分重要。通过对比疏水缔合聚合物（DHAP）与部分水解聚丙烯酰胺为主剂（HPAM）的多重交联水凝胶体系，开展抗剪切性、成胶性能、老化稳定性、封堵能力和调驱效果等内容研究。结果表明：疏水缔合聚合物在经历注入速度为175 mL/min的炮眼剪切后，黏度损失率仅4%，交联成胶后依然具备15 Pa·s的高强度，在多孔介质中的封堵率能够达到91%；在并联岩心驱替实验中，能够有效调驱，扩大对低渗岩心的波及效率，比HPAM为主剂的体系提高10%的原油采收率。通过适当降低共价交联密度，构筑的适度共价交联+非共价交联的水凝胶体系，能够在多孔介质中建立起较好的调驱作用能力。