组合调驱技术在渤海稠油油田的研究与应用

针对渤海S油田长时间水驱开发后水流优势通道发育、高含水等问题,开展了聚合物凝胶+纳米微球组合调驱技术研究。实验结果显示:在65℃条件下,聚合物凝胶体系在3-6d成胶,最终成胶强度在2890～78 880 m Pa.s,平均封堵率可达90.9%。与纳米微球组合驱油相比水驱可提高采收率29.1%。S油田现场试验降水增油效果明显,井组最大日降水5%左右,最大日增油5 0m3/d,累计增油1 40 0 0m3,为渤海稠油油田稳油控水提供借鉴。     

海上油田在线调剖体系研究与应用

针对渤海油田干粉聚合物需要长时间的熟化溶解,配套注入设备占据较大平台空间的问题,研发了适用于海上油田平台施工的水包水型和油包水型2种乳液聚合物在线调剖体系,并在目标油藏条件下,优化了乳液聚合物冻胶体系配方。其中,水包水型乳液聚合物冻胶最佳配方为:0.8%～2%水包水型乳液聚合物+0.2%～0.5%酚醛树脂交联剂,油包水型乳液聚合物冻胶最佳配方为:0.2%～0.5%油包水型乳液聚合物+0.2%～0.5%酚醛树脂交联剂。2种乳液聚合物冻胶体系均可实现在线注入,且具有良好的抗剪切性、注入性、封堵性以及耐冲刷性。通过室内评价实验表明,乳液聚合物冻胶体系在经过岩心剪切2PV(孔隙体积)后,即可以成胶,封堵率均达到97%以上,且后续水驱冲刷10个PV后仍具有较高的残余阻力系数。另外,该体系在渤海某油田进行了实际应用,并取得了较好的增油降水效果。     

渤海N油田低温油藏复合调驱技术研究与应用

低温油藏稳油控水体系种类少、技术不成熟、措施数量少、应用效果差,无法满足油田的实际需求。对目标油藏展开分析,明确主要矛盾,确定通过复合调驱技术,提高体系运移距离及封堵强度,可有效抑制水窜通道,实现深部液流转向,提高水驱开发效果。针对常规凝胶体系在低温下无法成胶的问题,系统地开展了一系列凝胶体系筛选评价实验,重点研究了温度对凝胶成胶反应的影响,最终获得了新型低温延缓交联凝胶体系。优选深部液流转向体系,研发出具有空间网状结构、胶结强度更高的超分子非连续调控剂体系。新型复合调驱技术在N油田完成首次应用,措施后,井组呈现出良好的降水增油效果,日增油70 m~3,平均含水下降6%,累净增油超过5 000 m~3并持续有效。     

海1块深部调驱配方体系影响因素及现场应用研究

深部调驱已成为中高含水油田稳油控水的一种非常有效的技术措施。结合辽河油田海1块,研究了现场影响凝胶成胶因素,结果表明,聚合物品种、聚合物分子量、交联剂品种、剪切作用、pH值等因素对成胶效果具有一定影响。同时对调驱配方体系进行了封堵效果评价。将配方体系应用于调驱先导试验,在实施的5井组含水率由89.8%下降到84.3%,日产油由73.1t上升到137.4t,调驱效果显著。     

一种适用于海上油田的双低-活性冻胶调剖体系研究与应用

针对渤海某油田聚合物冻胶调剖体系用海水配制注入压力上升快、稳定性差且注入困难的问题,研发了双低-活性冻胶调剖体系。在目标油藏条件下,优化了新体系的冻胶体系配方,最佳配方为:0.3%聚合物(分子量1 200万/水解度15%)+0.3%交联剂+0.2%磺基甜菜碱表活剂。该体系能够使用海水配制,耐盐稳定性好,具有良好的注入性、封堵性能,在保证封堵能力的同时,与常规聚合物冻胶体系相比,能够大幅降低注入压力40%以上,适用于注海水开发油田以及对注入压力敏感的调剖措施。室内实验条件下,双低-活性冻胶调剖体系提高了原油采收率20%以上,能够满足对目标油藏调剖要求。该体系在渤海某油田成功应用,阶段增油降水效果明显。     

适用于海水配注的活性凝胶调剖体系研究与应用

针对海上部分注海水油田,开展调剖作业需用海水配制调剖体系出现体系稳定性差、注入压力高、注入困难的问题,开发适用于海水配注的活性凝胶体系。通过室内实验,确定体系配方的质量分数为聚合物0.3%～0.5%+交联剂0.3%～0.5%+表面活性剂0.2%。该体系具有较强的抗盐性能,适用于海水配制,且具有良好的注入性及封堵性能。相同封堵强度下,注入压力较常规聚合物凝胶降低40%。该体系在渤海某油田应用,明显改善了吸水剖面,增油降水效果显著。     

高温高盐凝胶堵剂WTT-202研制与应用

为满足超高温高盐油田油藏调剖堵水苛刻要求,以0.3%～0.8%(质量分数,下同)耐温耐盐聚合物PAM-2为主剂、0.5%～1.0%水溶性酚醛树脂SG-3为交联剂,辅以0.1%～0.3%有机稳定剂WL-2,反应研制出高温高盐凝胶调堵剂WTT-202。研究了各组分浓度、pH值、矿化度/硬度对WTT-202成胶性能的影响,考察了WTT-202的长期热稳定性、封堵性、动态成胶性,并在南海油田进行了现场应用。结果表明,WTT-202在pH值为1～9范围内均可成胶,矿化度对体系成胶强度和封堵性能的影响较小;WTT-202的长期稳定性良好,120℃下储存60d后的黏度降幅小于10%;WTT-202封堵性能良好,对单管填砂管的封堵率大于90%,可选择性封堵高渗透层;WTT-202在震荡条件下亦可成胶,满足现场注入要求;在南海油田A9井采用WTT-202调驱,增油降水效果明显,适用于高温高盐油藏调剖、堵水作业。     

厚油层高渗透带封堵剂的研制与应用

针对国内某油田（M油田）油层厚度大、非均质性严重,因长期注水开发造成注入水无效循环严重的问题,提出采用聚合物凝胶封堵高渗透带,使液流转向进入低渗透层,进一步提高厚油层的驱替效率。通过室内岩心实验评价了聚合物凝胶封堵剂体系的封堵性能、耐冲刷性、流动成胶性能。现场试验效果表明：该体系在污水配制条件下凝胶强度高,封堵后连通油井见到了增油降水效果,说明该体系适用于封堵高渗透带。     

聚合物凝胶调驱提高采收率技术研究与先导性试验

牛心坨油田为裂缝-孔隙双重介质低孔低渗边水稠油油藏。针对下层系水淹、水窜问题严重,以往调堵效果差的问题,在查明了调驱体系不稳定的原因基础上,开展了聚合物凝胶调驱提高采收率技术研究,确定了聚合物凝胶调驱配方体系:0.2%~0.3%聚合物,0.18%~0.2%交联剂,0.03%~0.05%稳定剂B。并对调驱体系和施工参数进行了优化,开展了先导性试验,取得了良好的增油降水效果,为低渗裂缝性油藏的注水开发后期提供了新途径。     

耐高温交联聚合物冻胶的制备

油田生产过程中,耐高温交联聚合物冻胶是应用于降水增油的主要封堵剂,其性能优良,价格低廉。本文主要阐述了耐高温交联聚合物冻胶的配方优化方法,以丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺基2-甲基丙磺酸(AMPS)为主要原料,加入其他引发剂、交联剂等添加剂,在只改变其中一个变量的条件下观察并评价其性能的优缺点,确定了高温高盐地层条件下的冻胶体系配方。     

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。     

耐温抗盐深部复合调驱体系的研究与应用

本文主要阐述了耐温抗盐深部复合调驱体来的研究方法,确定了复合调驱体系最佳配方:聚合物浓度为1000～2000mg/L,有机复合交联剂浓度为600～2000mg/L,稳定剂浓度为500～1000mg/L,并且系统地评价了环境因素对调驱荆性能的影响,得出了调驱剂的一系列性能指标.现场应用16井次,措施井注水压力平均上升5.1MPa,对应油井累计增油3757t,降水15040m～3,取得了良好的增油降水效果.     

调驱剂交替注入方式对调驱增油降水效果影响实验研究

调驱剂交替注入可以使调驱剂进入油藏深部,实现深度调剖,同时又可以避免对中低渗层的损害,其研究和应用受到广泛重视。针对渤海油田现场油田堵水技术需求,以油藏工程为理论基础,利用各项仪器设备,建立物理模型,开展调驱剂不同注入方式对调驱效果影响的实验研究。综合分析得知,在交联剂和聚合物类型相同的情况下,聚合物凝胶分子线团尺寸随药剂浓度增加而增大,聚合物类型相同时,交联剂3所配制的线团尺寸最大;"强化调剖段塞+弱凝胶+微界面溶液"交替注入既扩大了波及体积,又提高了洗油效率,使得增油降水效果更加明显。     

改性淀粉凝胶在含油岩心中的运移特性和定位封堵增油效果

以物理模拟为技术手段,针对改性淀粉体系,开展其运移特性和定位封堵增油效果研究。研究结果表明,改性淀粉凝胶体系在多孔介质中运移与油水分布状态有关,含水饱和度越大体系运移越快,注入量与运移距离呈线性关系;对比3种不同含水率时期,含水率为85%时,将改性淀粉凝胶体系作为深部调剖剂,注入到水驱前缘线前位置,提高采收率效果最好;前缘线前位置的强胶体系迫使注入水启动低渗层的能力强,比水驱前缘线处的采收率效果好;改性淀粉凝胶体系可实现深部定位封堵,能够有效解决非均质模型窜流问题。     

热采井RCD-1耐温长效堵剂研究与应用

针对春风油田浅层稠油油藏特点,研发了一种热采井RCD-1耐温长效堵剂。依据试验区油藏地质条件,筛选出了RCD-1耐温长效堵剂配方,该配方由10~12%的主剂、4~5%的助剂、0.5%的稳定剂及余量为水。室内实验表明,RCD-1耐温长效堵剂具有较高的强度和封堵性能。RCD-1耐温长效堵剂现场试验4井次,应用效果表明,平均单井日增油10.9t/d,含水下降了16.6%,单井增油860t,累计增油3440t。     

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。     

超低渗裂缝油藏深部置胶成坝调驱技术

针对长庆油田吴410区超低渗透、裂缝性油藏,试验了深部置胶成坝调剖工艺技术。研制了体膨凝胶颗粒堵剂及聚丙烯酰胺间苯二酚地下交联堵剂,并进行了堵剂性能评价试验。聚丙烯酰胺间苯二酚地下交联堵剂具有成胶时间可控(16～48h,60℃)、堵水选择性好(油相岩心封堵率≤40.7%,水相岩心封堵率≥97.6%;油相岩心突破压力≤0.91MPa/m,水相岩心突破压力≥1.75MPa/m)、耐冲刷性能强等特点。裂缝深部前置聚丙烯酰胺间苯二酚地下交联堵剂,后续大剂量、多段塞、小排量挤注体膨凝胶颗粒堵剂,矿场试验效果较好,具有堵水与驱油双重作用。2011年施工2口注水井,平均注水压力上升2.0MPa,井组内油井均见调剖增油效果,最短见效周期65天,最长见效周期已超过360天,且继续有效。至目前单井平均累计增油超200t,调剖增油效果好。     

裂缝型油藏等密度颗粒调驱剂研制与应用

针对裂缝型油藏裂缝发育，常规颗粒调驱剂重力分异严重，导致无法进入油藏深部的问题，以海上J裂缝型油田为目标，通过室内研发出等密度颗粒调驱剂，该调驱剂由热塑性树脂DF-2、膨胀剂PT、助溶剂ZR-01以及密度调节剂KB-02组成。室内性能评价表明：与高密度颗粒调驱剂以及低密度颗粒调驱剂相比，等密度颗粒调驱剂能够进入裂缝深部，残余阻力系数分别提高37.33%和32.90%,采出程度分别提高142.31%和56.20%,等密度调驱剂具有运移性好，封堵强度高，提高动用程度大的特点。该体系在海上J裂缝型油田B井组进行了现场应用，累计增油5780m³。     

中高含水油藏聚驱后进一步提高采收率技术研究

针对冀东油田南堡断块油藏聚驱后大孔道发育、前期常规调剖措施效果差等问题,研究一种利用残留聚合物的絮凝剂和冻胶复合体系新技术,其中絮凝体系配方:4%潍坊改性钠土(CX-1)+0.06%稳定剂Na_2CO_3;冻胶体系配方为:0.5%~0.6%聚合物YG100+0.6%~0.7%交联剂YJ-1+0.016%~0.017%交联剂TJ-1。长岩心驱替实验表明,注入复合体系后,高渗通道的渗透率降低93%,是因为复合体系中CX-1与岩心残留聚合物发生絮凝作用,形成粒径较大的絮凝体,封堵高渗通道,冻胶成冻后通过吸附和滞留方式封堵渗透层。纵向三层非均质岩心驱油实验表明,在不同高含水时期,均能大幅度提高原油采收率12.5%以上。