深部调驱用凝胶颗粒与孔喉适应性评价

为进一步提高凝胶颗粒深部调驱效果,针对长期水驱开发油藏非均质性强、剩余油分布多的特点,开展深部调驱用凝胶颗粒与孔喉的适应性评价。通过核磁共振实验定量确定长期水驱开发过程中的孔喉半径演化过程。基于定量微孔滤膜实验,建立匹配因子(δ)与运移-封堵之间的关系。采用物理模拟动态实验,验证凝胶颗粒的深部运移、剖面改善和提高采收率性能。研究结果表明:凝胶颗粒粒径与孔喉的匹配关系对深部调驱的作用深度影响较大。当1.0δ≤3.0时,凝胶颗粒最有利于实现深部调驱。凝胶颗粒以滞留、架桥等形式对高渗透层产生有效封堵,对非均质岩心的剖面改善率可达97.2%。三层非均质岩心对比实验结果表明,在最佳匹配因子条件下,凝胶颗粒具有良好的深部运移和封堵性能,提高采收率可达29.3%。     

新型微溶胶的制备及性能表征

微溶胶是一种微米级颗粒溶液或分散凝胶溶液,主要用于油藏的深部调驱,具有控水和驱油双重功能。针对SZ-1油藏紊件（温度65℃、矿化度32g/L）,通过反相乳液聚合法制得了微米级双重交联聚合物微球——微溶胶,实验结果表明．微溶胶初始中值粒径为16．99μm,与孔喉尺度相匹配;在65℃、矿化度50g／L的备件下,体积溶胀倍率可达216．25,兼具微溶的特性,并可长期保持稳定;转向压力实验表明微溶胶具有较好的强度和弹性变形能力：     

纳米微球深部调驱技术应用与效果分析

2018年温米油田温西三区块纳微米级聚合物微球调驱取得较好效果,因此考虑在同类性质的温5-5井组进行纳米微球深部调驱扩大试验。2019年应用超分子材料将纳米级微球送至地层深部,逐级对地层孔吼进行封堵,使注入水在油藏中不断改变流向,最大限度地提高注入水的波及体积,实现深部调驱。纳米微球调驱技术为老区高含水注水油田提高采收率提供了有效的技术手段,可以在类似油田推广应用。     

插层凝胶颗粒调驱技术在哈得油田的应用

为了提高哈得油田高温高盐油藏水驱效果,开展了插层凝胶颗粒调驱技术研究。通过配伍性实验、耐温抗盐实验和岩心驱替实验,对插层凝胶颗粒进行性能评价,并进行现场应用。实验结果表明,插层凝胶颗粒均匀分散在溶液中,与地层水的配伍性良好;在哈得油田地层水条件下,插层凝胶颗粒老化30 d,吸水膨胀倍数超过5.00倍,具有较好的耐温抗盐和吸水膨胀性能;向渗透率相近岩心中注入不同粒径的插层凝胶颗粒,最大封堵率为99.79%,说明插层凝胶颗粒具有较强的封堵性能。在哈得油田东河塘组砂岩油藏,利用插层凝胶颗粒进行深部调驱现场应用,截止到2018年10月底,调驱井组平均日产油量由104.07 t上升到121.52 t,含水率由83.95%降至74.40%,累计增油量1.7×10 ⁴ t,取得了较好的开发效果。     

核壳型乳胶颗粒逐级深部调驱剂性能

针对长庆油田低孔、超低渗油藏储层传导性较差、易出现"注不进、采不出"的现象研发ZJ-HK核壳型乳胶颗粒,粒径为50～200 nm,采用200 g/L模拟盐水水化14 d可膨胀20～100倍,膨胀粒径可控,耐温抗盐性、分散性及稳定性好,能够改变地层深部水相和油相的微观渗流过程及宏观油水相平衡,达到逐级深部调驱和提高油田采收率的目的.封堵性能评价实验表明,ZJ-HK核壳型乳胶颗粒在孔喉完成暂堵—突破—再暂堵—再突破的过程,能够运移到地层深部,具有调驱剂逐级深部调驱的典型特征;微观模型提高采收率实验表明,注入1.5 g/L核壳型乳胶颗粒0.3 PV,采收率从注水的23％提高到75％,驱替效果显著.     

插层凝胶颗粒调驱剂的性能评价与现场试验

针对常规调驱剂在哈得油田高温高矿化度油藏调驱效果差的问题,通过吸水膨胀实验、柔韧性实验、岩心驱替实验和现场先导试验对插层凝胶颗粒调驱剂进行了性能评价与现场应用。性能评价结果表明:该插层凝胶颗粒可均匀分散在溶液中,与地层水的配伍性良好;在哈得油田地层水条件下,颗粒吸水膨胀倍数达5倍以上,韧性系数达0.9以上,具有较好的耐温抗盐和吸水膨胀性能;向不同渗透率岩心注入插层凝胶颗粒,封堵率都达到90%以上。采用插层凝胶颗粒在哈得油田东河砂岩油组进行了深部调剖先导现场试验,截至2018年10月底,已累计增油1.7×10~4 t,取得了较好的开发效果。     

支化预交联凝胶颗粒在油藏中的运移与调剖特性

调剖剂在多孔介质中的运移能力是影响其深部调剖性能的关键。支化预交联凝胶颗粒（B-PPG）是一种在PPG基础上发展的带有支化链的新型调剖剂,支化结构的引入能够增强其膨胀性能,提高颗粒弹性变形能力,使其通过弹性形变通过孔喉,运移至油藏深部调剖。针对该型调剖剂,设计了孔隙介质中的运移与调剖实验,重点考察了其微观运移与封堵特征、不同渗透率条件下的深部运移能力和调剖效果。结果表明,B-PPG膨胀能力较部分PPG强（体积/粒径膨胀倍数为47.3/3.6）。粒径大于喉道直径的B-PPG能够通过弹性形变通过孔喉,同时以单颗粒或多颗粒堆积的方式对孔喉形成暂时性和反复性的封堵。在匹配渗透率条件下（1.6~3.2D）,B-PPG能够运移至模型深部,实现液流转向,扩大波及体积,为实现非均质油藏深部调剖提供了可行的技术选择。     

薄膜扩展剂与微球高温深部调驱技术

为了抑制稠油油藏蒸汽驱汽窜提高井组油汽比,针对辽河油田齐40区块中深层稠油油藏蒸汽驱生产特点,在室内进行了薄膜扩展剂耐温发泡性能及封堵性能评价,通过对自交联微球耐温老化前后的电镜照片等进行对比探索微球逐级深部调驱机理,用单填砂管模型研究了自交联微球在油藏深部的进入、封堵、突破及二次封堵能力,用三管并联模型进行了封堵及驱油实验;证实了薄膜扩展剂的发泡性能、半衰期、阻力因子及微球的膨胀、封堵及驱油性能,能适应蒸汽驱的温度条件;并以此为基础设计了薄膜扩展剂与微球深部调驱现场试验方案,实施后蒸汽驱井组见到了较好的生产效果,为抑制汽窜,提高汽驱井组油汽比奠定了基础。     

低渗透油藏纳米微球调驱剂封堵性评价新方法

纳米聚合物微球具有初始粒径小、黏度低、吸水缓膨等良好的深部调驱性能。基于渗流力学原理,以及渗透率与岩石学参数的数学关系,明确了微球在地层聚集,增大比表面、降低渗透率的调驱机理,建立了微球调驱封堵率的计算方法,并对王窑低渗透油藏微球调驱封堵率进行了计算与分析。研究结果表明:微球粒径越小,质量浓度越高,注入地层后渗透率降低幅度越大,封堵性能越强;小粒径微球聚集封堵、大粒径微球单个卡堵大孔喉,在地层协同作用下达到逐级调驱的目的;填砂管实验结果与理论封堵率趋势一致,从端面效应分析了填砂管封堵率偏高的原因,对低渗透油藏纳米微球调驱机理探索及调驱工程设计具有较好的指导意义。     

渤海 S油田窜流通道封堵技术

针对渤海S油田长期注水开发形成水窜通道,导致区块含水上升速度快的问题,采用示踪剂方法识别油水井间高渗条带,分析计算了高渗条带渗透率及孔喉大小,通过对凝胶类调剖体系强度和微球粒径分级、微球类调剖体系粒径与岩心孔喉直径的匹配性和注入段塞及施工工艺组合方式的研究,获得了适合该油田高渗条带封堵及深部调剖的分级组合深部调剖技术。该技术的主要内容包括:以凝胶(先注弱凝胶,后注强凝胶)加微球为组合调剖剂,以凝胶井口调剖加微球在线调剖的组合工艺方式。研究结果表明,S油田目标井区高渗条带渗透率为8.8μm~2,平均孔喉约为20μm;适合分级组合深部调剖技术的两种强度凝胶体系配方为0.3%聚合物+0.2%交联剂(弱凝胶)、0.4%聚合物+0.3%交联剂(强凝胶);微球膨胀后的粒径与孔喉直径比为1~1.5时,微球调剖体系兼具良好的封堵性能和运移性能;应用凝胶封堵近井地带高渗条带、微球进行深部调剖的段塞组合方式,在相同成本下的调剖效果最好;采用井口调剖+在线调剖相结合的工艺方式,可使海上油田深部调剖设备占用平台空间降低70%以上。分级组合深部调剖技术在渤海S油田矿场试验中取得了显著效果,井组综合含水最高下降8.4%,井组净增油18288 m~3,适合于海上砂岩油田深部调剖作业。     

非均质储层水驱剩余油分布及其挖潜室内模拟研究

为了挖潜长期注水开发油田水淹层内的剩余油,通过分析储层孔隙结构和孔喉大小,研制了可视化非均质模型,以录像的方法室内观察水驱剩余油形成过程,分析其分布特征及挖潜技术思路。基于弹性颗粒在孔喉结构中的材料性能,提出与储层孔喉相匹配的弹性颗粒粒径筛选原则,并通过非均质岩心水驱后颗粒调剖实验,评价该弹性颗粒的动态封堵能力和调剖效果。结果表明:油田储层普遍存在非均质性,该性质影响水驱剩余油的分布;水淹层内剩余油以非均质剩余油为主,多数存在于层内局部低渗部位,分布较为分散,其挖潜应以提高微观波及效率为主;弹性颗粒对喉道的封堵强度随粒径的增大先增大后趋于恒定,当颗粒粒径与喉道直径之比超过3时,颗粒在孔喉结构中发生破碎;封堵水淹层水流通道、挖潜层内剩余油时,选择粒径为3倍大孔喉尺寸的弹性颗粒,其效果明显。     

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.      

大老爷府低渗透油田深部调剖技术研究

大老爷府油田渗透率低、微裂缝发育、层间非均质性严重,导致开发过程中无效水循环严重、采收率低、综合含水高,因此需要进行油藏深部调剖来改善水驱开发效果.通过评价羟丙基淀粉与丙烯酰胺接枝、交联聚合物冻胶在油藏中的运移、成胶时间、选择注入性及封堵强度等性能,确定该调剖剂完全适合大老爷府的油藏条件.矿场试验后,各注水井的注水压力逐渐升高,平均升高0.65 MPa,区块整体达到了增油降水效果.研究认为:低渗透微裂缝发育的油藏,在高含水开发期通过调剖,可以达到改善注水开发效果的目的;针对具体的油藏条件,有目的的开发合适的调剖体系,并对其适应性进行正确评价,则是保证调剖试验成功的     

堵水调剖技术应用及效果评价

A油藏由于储层物性差,平面及纵向非均质性强,压裂投产后,注水导致平面及剖面矛盾进一步加剧。由于裂缝、大孔道的形成,注采井间形成优势水流通道,注入水沿着裂缝及大孔道突进,导致油井多方向见水,部分井或井组出现暴性水淹的状况。本文在A油藏储层特性、水驱规律、裂缝特征认识和研究的基础上,分析了堵水调剖、调驱及深部调驱机理,并基于A油藏近些年采取的双调措施,分析和评价了不同注剂对油藏开发指标的改善程度,并对不同注剂的油藏适应性进行对比分析。结果表明,注化学剂调剖机理,主要表现为化学剂的亲水吸附和滞留阻塞作用,而注聚合物微球调驱能取得较好的效果是因为微球具有良好的封堵性、膨胀性和滞留性,能够有效地封堵水驱优势通道,改善平面及纵向非均质性。通过注剂由近井地带向远井地带的发展,注剂滞留在储层深部,对于减弱近井地带注入水绕流,提高油藏波及体积和洗油效率,具有重要的意义。PEG-1凝胶调剖相较“冻胶+颗粒”调剖,对A油藏适应性更好,但存在有效期相对较短的缺点。结合不同注剂对平面及剖面的不同改造特征,建立“冻胶+颗粒+PEG-1”体系,先调剖,后注聚合物微球调驱,探索最优的工艺参数,对于进一步延长见效周期,提高水驱开发效果具有重要的意义。     

柔性转向剂深部液流转向机理

柔性转向剂化学稳定性高，单轴抗拉、抗压缩实验表明柔性转向剂可任意变形，韧性好、不易破碎断裂。一维孔喉模型实验表明柔性转向剂的门槛压力与喉粒径比呈指数关系，当地层压差大于柔性转向剂的门槛压力时，柔性转向剂运移；否则柔性转向剂停留在地层中。网络模型实验表明，柔性转向剂颗粒通过弹性变形、塑性变形、造粒、粘连4种形式交替运移，并以“散兵”式分布在地层微小孔喉处，通过叠加原理形成暂堵蠕动带实现对地层的全程调剖并最终停留在地层深部实现深部液流转向。王官屯油田官74区块柔性转向剂调剖现场试验取得了预期效果，说明柔性转向剂可有效解决高含水油田开发后期大量注入水沿油水井间大孔道无效循环、注入水波及效率较低的问题。图9参16     

港东一区一断块整体深部调剖试验

针对港东一区一断块日益复杂的油藏状况及井况 ,1999年港东一区一断块在借鉴了前期小半径调剖的经验基础上 ,在整体深部调剖实施过程中加强了采油工程、油藏工程、测井等方面研究、应用工作 ,使生产动态分析结果与测试结果有机地结合起来 ,逐步形成了储集层测试技术、区块整体调剖优化决策技术、施工配套技术等整体调堵多项配套技术 ,区块整体深部调剖水平有了较大提高。     

下二门油田微凝胶驱微观驱油机理实验研究

微凝胶驱油技术是将传统的凝胶堵水调剖与聚合物驱的特点综合于一体,可解决聚合物驱中聚合物用量高、耐温抗盐性差、污水配制困难的问题。结合下二门油田油藏特点与开发状况,利用微观真实砂岩模型进行了驱油实验,研究了微凝胶在多孔介质中的流动规律以及微凝胶调驱提高采收率的微观机理。实验结果表明,微凝胶在多孔介质中流动时,优先进入大孔道,然后变形通过窄小孔喉;改向作用和黏弹作用是微凝胶调驱提高采收率的主要微观机理。