改性栲胶在缝洞型碳酸盐岩油藏中的堵水实验研究

根据塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏条件,对耐高温改性栲胶堵剂在矿物组分相近的人造缝洞型岩心中的堵水机理进行了实验研究。在油井水层出水压力高于油层压力或者产油层裂缝大于出水层裂缝情况下,采用笼统注入方式堵水须进行暂堵处理,以封住产油层,使堵剂主剂选择性进入水层。改性栲胶堵剂可在水层中形成均匀的较强凝胶封堵带,而在油层中形成的是残余油与凝胶混合物,易被突破和形成流动通道;另外,改性栲胶凝胶具有极性,与碳酸盐岩表面结合比较稳固。因此,改性栲胶堵剂对水层的封堵能力更强。由于塔河油田地层水矿化度非常高,预冲洗既能隔离注入堵剂与地层水,又能降低溶胶聚沉,有利于提高改性栲胶凝胶对碳酸盐岩油藏出水层的封堵能力。     

缝洞型碳酸盐岩油藏堵水技术

总结了缝洞型碳酸盐岩油藏的特点,主要由巨型、大型洞穴及大裂缝组成,储集空间尺度大,非均质性强,缝洞连通关系复杂。认为其堵水难点在于堵剂漏失严重、堵水位置难确定、常规堵剂难以满足要求。综述了缝洞型碳酸盐岩油藏堵水工艺与堵剂体系,结合缝洞型碳酸盐岩油藏特点及开发现状,指出选择性堵水技术与配套工艺将是缝洞型碳酸盐岩油藏堵水未来发展的主攻方向。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏化学堵水技术初探

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储集体不同于砂岩油藏,传统的油藏工程理论已不适用,缝洞型油藏的地质建模和表征是当前的世界级难题.由于储层极强的非均质性和复杂的油水关系,导致矿场的总体堵水效果很差.虽然国内外对此进行了大量研究,但取得的成果很少.综述了在碳酸盐岩缝洞型油藏中开展的堵水作业现状,认为堵水要从整个区块出发,从储层的...     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏孔、缝、洞储层发育,且非均质性强,底水易从高角度裂缝产出,油井治水难度大,堵水在油田稳油控水方面发挥了越来越重要的作用。经过多年探索攻关,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术取得了较大进展,主要形成了以油井五项基础综合分析和权重分析法为主的堵水选井分析方法。根据塔河油田碳酸盐岩油藏条件及储层特点,有针对性地研发出3类堵剂体系：第1类是可溶性硅酸盐堵剂,其主要优点是抗温抗盐、对轻微漏失井有一定针对性,适于孔缝型储层;第2类是可固化颗粒类堵剂,其主要优点是抗温抗盐、密度可选、强度高,适于缝洞型储层;第3类是有机—无机复合交联堵剂,其主要优点是油水选择性强,适于裂缝型储层及水平井（包括侧钻井）。在此基础上配套堵剂和堵水工艺,形成了具有塔河油田特色的以密度选择性堵水工艺、复合段塞逐级托堵工艺以及堵后控压酸化解堵工艺为主的碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术。     

碳酸盐岩藏超深井堵水技术研究

针对塔河油田碳酸盐岩油藏的地质特征开展了对裂缝、缝洞、溶孔或溶洞具有较强封堵能力的复合堵剂堵水技术研究,室内实验及现场应用研究结果表明,措施后油井的含水率降低,产油量显著提高,取得了较好的经济效益.     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水效果地质影响因素

塔河油田主力油藏是受多期岩溶作用叠加改造、多期油气充注形成的碳酸盐岩缝洞型油藏,储集体非均质性极强,油水关系复杂,堵水效果整体较差。通过对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水效果地质影响因素分析后认为,油井储集体类型和油水分布模式是影响堵水效果最关键的地质因素。由于大型溶洞特别是高角度裂缝的存在,碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布复杂,且分别易造成工艺上封堵难度大和堵死的现象,堵水效果较差。而裂缝-孔洞型储集体类似砂岩油藏,储层呈"似均质"状,堵水效果相对较好。与储集体类型相对应的似均质型油水关系模式以及表现出来的缓升型、台阶式上升型的含水率上升类型的油井,堵水效果好;同时致密段的存在提高了堵水效果。     

堵水堵漏用凝胶水泥的研究

油井水泥用于油田堵水调剖、层漏堵剂时,存在易被水冲释,不能有效驻留在封堵层位、堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失等问题,造成堵浆注入量大,施工安全不好保证,施工时间长。文章通过在油井水泥中加入减轻剂、调节剂、调节助剂来改善传统油井水泥的抗水侵性能差的问题,研发了一种低密度、低强度的堵水堵漏专用的凝胶水泥体系。该体系具有很好的抗水稀释能力,在水中不易被水冲释,密度、稠化时间可根据施工需求进行调节,适用于存在大孔道的砂岩油藏堵水及地层中存在暗河、大缝洞的漏失堵漏,应用时能够起到锁水固砂效果,封堵水窜通道,有效封堵大缝洞,从而起到很好的堵水堵漏作用。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏漏失井堵水技术

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏经过多年开发,高含水油井增多,堵水成为有效治理手段,但大多油井因为严重漏失导致堵水无效。针对缝洞型油藏漏失井堵水技术难题,运用室内实验和现场评价的方法,研发了适合塔河油田高温高盐地层的高温凝胶预堵漏体系和具有油水选择性的可固化颗粒主体堵剂体系,并提出了多级分段堵水工艺和配套的堵后控压酸化工艺。该堵水工艺在T801(K)井应用后,取得了较好的堵水增油效果,对今后塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏堵水有一定的借鉴意义。     

缝洞型油藏漏失井堵水技术研究与应用

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏经过多年开发,高含水油井增多,堵水成为有效治理手段,但大多油井因为严重漏失导致堵水无效。针对缝洞型油藏漏失井堵水技术难题,运用室内实验和现场评价的方法,研发了适合塔河油田高温高盐地层的高温凝胶预堵漏体系和具有油水选择性的可固化颗粒主体堵剂体系,并提出了多级分段堵水工艺和配套的堵后控压酸化工艺。该堵水工艺在 T801(K)井应用后,取得了较好的堵水增油效果,对今后塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏堵水有一定的借鉴意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏覆膜型体膨颗粒堵剂卡封机理微观可视化研究及注入参数优化

塔河油田属于典型的缝洞型碳酸盐岩油藏,油藏温度高达120~150 ℃,地层水总矿化度(20~25)×104 mg/L。对筛选出的耐温抗盐型体膨颗粒XN-T进行了物理覆膜,并对其膨胀性能、封堵性能进行了评价。实验结果表明,覆膜型体膨颗粒具有较好的延缓膨胀性能,24 h达到最大膨胀倍数约5倍,130 ℃下240 h的膨胀倍数仍有3.6倍;体膨颗粒在130 ℃下的封堵率达到98.4%,推荐现场使用覆薄膜的XN-T体膨颗粒。借助玻璃刻蚀微观可视化模型,研究了覆膜型体膨颗粒缝洞中的堵水机理及卡封运移的规律,并对颗粒注入参数及注入方式进行了优化。研究结果从微观尺度上证实了覆膜型体膨颗粒能在缝洞油藏的高渗孔缝中形成有效的“堆积”、“桥接”、“附着驻留”,迫使流体进入低渗小孔缝中,增大波及系数,提高采收率;体膨颗粒在储层中运移、封堵的次数越多,在多次挤压、剪切、变形作用下,封堵性能越差,第1次突破压力为0.48 MPa,后面逐渐降低,最终突破压力降为0.03 MPa。对覆膜型体膨颗粒进行注入参数优化:颗粒粒径为0.4~0.6 mm,颗粒浓度取固液比10%,推荐塔河油田现场试验采用有机覆膜型体膨颗粒+耐高温抗高盐型萘酚凝胶二元复合型深部调堵技术。现场试验采用凝胶与颗粒混注工艺,达到了增产目的。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏漏失井堵水工艺研究

堵剂优选困难、堵剂漏失严重、堵漏措施难以配套,是塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水亟待解决的难题。为解决这些难题,针对碳酸盐岩缝洞型油藏的堵水现状,开展了堵剂漏失的预判和原因分析,分析研究了适合塔河油田特色的暂堵和堵漏工艺,主要包括中密度固化颗粒、颗粒型体膨堵剂、可溶性硅酸盐凝胶3项暂堵工艺;复合密度选择性堵水、瓜胶液前置多级复合段塞堵水2项堵漏工艺。经现场应用表明,针对不同漏失程度的井,3项暂堵和2项堵漏工艺应用效果较好。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏回注水水质指标对渗透率的影响

由于目前缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发尚无回注水标准或推荐指标,因此以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油 藏为基础,利用人工刻蚀岩心,分别考察了回注水中悬浮物含量、粒径中值和含油量等水质指标对裂缝型（缝宽为0.1 mm）和缝洞型（缝宽为0.1 mm,洞直径为2 mm）岩心渗透率的影响。结果表明：在回注水的体积为5 000倍孔隙体积,悬浮物粒径中值为30 μm时,岩心渗透率伤害程度小于40%;当悬浮物粒径中值为40 μm时,岩心渗透率伤害程度超过98%。悬浮物含量为30 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于5%;当悬浮物含量达到45 mg/L时,岩心渗透率伤害程度超过98%。当含油量为40 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于50%;当含油量为60 mg/L时,岩心渗透率伤害程度接近70%。对于缝洞型油藏,由于流通通道尺寸较大,注水压力较低,建议将岩心渗透率伤害程度不超过50%作为回注水水质控制指标,该类型油藏的回注水水质指标为：悬浮物含量小于30 mg/L,粒径中值小于30 μm,含油量小于40 mg/L。     

缝洞型碳酸盐岩油藏堵水技术室内研究

为了遏制塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏油井含水上升过快的趋势.针对塔河油田储集层条件,对两种有效堵剂(改性栲胶堵剂和柔性堵剂)进行了实验研究.研究结果表明,改性栲胶堵剂高温稳定性好、耐高矿化度盐水侵蚀;柔性堵剂在高温和高矿化度环境中可长期稳定,且易解堵,是封堵塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏出水缝洞的可选材料.利用两种堵剂进行缝洞型碳酸盐岩岩心封堵实验,结果表明:增大堵剂用量的初期主要使封堵层深度变大,突破压力梯度升高;当封堵层达到一定的深度后,堵剂堆积使流动通道变窄小,可大幅度提高残余阻力系数.图5表3参15     

堵水工艺在塔河油田碳酸盐岩油藏的应用及评价

合理科学的油田开发方案要求对超深碳酸盐岩溶缝洞型底水发育的油藏应抑制水锥推进速度，延长无水采油期，要对油水层实施堵水作业，封堵水层解放油层，提高油藏采收率。针对塔河油田碳酸盐岩高角度裂缝发育的储层选用不同堵水工艺进行分析评价，提出不同堵水方式的适应性。     

碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏驱油及堵水机理探讨

塔河油田碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏的地质特征和缝洞系统具有复杂性、严重非均质性的特点,在综合分析油藏试采动态、单井出水特征、生产测井等动态资料的基础上,探讨了该油藏可能的水驱油机理、卡堵水机理。     

密度选择性堵水工艺在缝洞型油藏中的应用

塔河油田缝洞型油藏油井易过早见水甚至暴性水淹,导致油井产量急剧下降,堵水成为重要的稳油控水措施。对缝洞型储层特征认识程度有限导致前期堵水效率低,常规固化颗粒堵剂无选择性,易将产层堵死,对此提出以聚合物托举、超低密度堵剂建立隔板、高强度堵剂封口的密度选择性堵水工艺,并将缝洞型储层分为上缝下洞型、上洞下缝型、洞-缝-洞型3种类型,结合3种储层特点提出相应配套堵水工艺,取得了较好的堵水增油效果。     

缓膨颗粒对塔河油田缝洞型油藏的调堵机理分析*

塔河油田缝洞型油藏具有高温高盐、出水规律复杂等特点,普遍采收率较低。针对这一问题,通过填砂管模型和二维可视化缝洞模型研究了超支化缓膨颗粒在塔河油田缝洞型油藏条件下的选择性堵水机理和流道调整机理。研究结果表明,该缓膨颗粒具有优良的抗温抗盐性能、油水选择性和液流转向性能。缓膨颗粒在模拟水中的最大膨胀倍数为14倍,堵水率66.7%,堵油率7.0%;可有效封堵高渗管,调剖后高渗管与低渗管的分流比从98∶2降至23∶77。微观可视化物模实验结果表明,水化膨胀的弹性颗粒在大尺寸裂缝中通过挤压变形和堆积压实作用形成卡封,从而调整流道促使深部液流转向,并通过逐级封堵和运移来实现后续水驱沿程扩大波及效率,有利于提高缝洞型油藏采收率。图11参14     

塔河油田奥陶系缝洞型油藏储量计算方法

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏属古岩溶缝洞型油藏，储层发育受控因素多，非均质性强，储集空间多样，储集类型复杂，既有裂缝-溶蚀孔隙型储层，也有裂缝-溶洞型储层，堪称世界上最复杂特殊的碳酸盐岩油藏，油藏描述难度大，常规的储量计算方法不能有效使用。在分析塔河油田缝洞型储层连续性特征尺度的基础上，提出了采用孔隙体积来表征缝洞型碳酸盐岩油藏的储集性及相应的储量计算方法，采用多元回归分析方法和数值模拟方法，计算了典型区块的缝洞型碳酸盐岩油藏储量，对塔河油田奥陶系油藏精细描述和后期开发方案调整具有重要意义。     

数字岩心结合成像测井构建裂缝—孔洞型储层孔渗特征

针对碳酸盐岩气藏储层由于缝洞发育导致孔隙度、渗透率相关性差的问题,基于四川盆地安岳气田高石梯—磨溪区块裂缝—孔洞型储层岩心的CT扫描图像和储层段的成像测井资料,通过重构岩心内部的三维结构,提取岩心中缝洞结构参数,划分缝洞模式,开展数字岩心流动模拟和渗透率计算,认识不同孔隙度区间渗透率的分布规律,描述裂缝—孔洞型储层的孔渗特征。研究结果表明:(1)碳酸盐岩岩心中毫米—厘米级小型溶洞是主要的储集空间,占孔隙体积的68%,开度介于0.1~0.6 mm的扁平状小裂缝在局部构成缝网,缝洞搭配形成优势渗流通道是提高岩心渗透率的关键;(2)结合成像测井资料,可将储层中缝洞发育模式划分为4种,在孔隙度大于3%的储层中,当面洞率大于10%或面缝率大于0.02%时,储层的渗透性能有显著提高。     

大尺度多洞缝型油藏试井分析方法

以渗流力学、弹性力学为基础,建立多洞缝型碳酸盐岩油藏单相流动时的数学模型,给出数学模型的解析解,解析解可用于不同制度下多洞缝型碳酸盐岩油藏生产动态分析.结合解析解给出了多洞缝型碳酸盐岩油藏试井方法,最后结合正交设计理论,分析影响多洞缝型碳酸盐岩油藏生产的相关因素.结果表明:洞的相对大小和裂缝导流能力是影响多洞缝型碳酸盐岩油藏开发效果的主要因素,裂缝导流能力越强,主洞相对体积越大,越有利于开发;当裂缝导流能力差、主洞体积相对较小时,通过控制产液量提高开发效果不明显.