液态CO_2驱替对岩心渗透率影响实验研究

选取苏里格气田的2块岩心,借助扫描电镜分析、X-射线能谱分析和全岩X-衍射分析手段,开展了饱和地层水条件下液态CO_2对岩心渗透率影响的研究。研究结果表明,引起岩心渗透率损害的原因有:岩心中微粒及黏土矿物发生运移导致孔喉堵塞;孔隙空间被岩石吸附的CO_2占据;CO_2与地层水中的Ca~(2+)发生化学反应,生成了难溶的CaCO_3垢。     

陕北三叠系特低渗透高矿化度油藏聚合物驱油效果分析

陕北安塞油田已进入中、高含水期的三叠系延长组油藏孔隙度11．00％～13．25％,渗透率（0．96-2．90）×10^-3μm^2,地层水矿化度89．2g／L,地层原油粘度1．96～2．80mPa·s。低渗透、低压、低产和结垢是原油生产的主要特点。该油田最早投入开发的WY区平均含水率已达76．7％。2005年初选用分子量900×10^4,浓度300～600mg／L的PAM溶液实施了聚合物驱先导试验。开注聚合物4～7个月后,各试验井组平均含水率下降了44个百分点,日增油累计3．4t。     

长庆低渗透油藏地层结垢防治技术

注水开发的长庆低渗油藏地层结垢严重，20世纪90年代通过钻10口结垢检查井揭示了地层结垢特点，据此开发了依次注入吸附型防垢剂和螯合型除垢剂的地层清防垢技术。所用防垢剂是含铁离子稳定剂的膦酸盐复配物NTW-3，在油砂上吸附后可长期起防垢作用，工作液浓度一般不低于1％。所用除垢剂有主要针对钙垢的CQ-1和后期的CQ-3，主要针对钡锶垢的Remval Ba，工作液浓度一般不低于10％，前者应较高，后者应较低。1991～2006年在47口油井实施注入NTW-3＋CQ-3（或CQ-1）或＋Removal Ba的清防垢作业，42口井增油，有效期平均11．4月，详细介绍了4个井例，包括2口中等和中低渗井和2口特低渗井。特低渗西峰油田2001年开始注水，注水压力高达11．5～15．0MPa，注水半年后注水井吸水指数下降；岩心实验表明注入0．05％NTW-3＋10％Removal Ba或CQ-3可解堵，2002-2004年在6口注水井实施清防垢解堵，使吸水指数趋于稳定，有2口井的有效期超过2年。图3表5参4。     

陇东侏罗系低渗透高矿化度油藏聚合物驱油效果分析

陇东油区经多年注水开发,多数区块产出水矿化度已降至60 g/L以下,含Ca2++Mg2+约2 g/L;数值模拟评价表明马岭中区Y10油藏和樊家川Y9油藏是实施聚合物驱的最佳区块。分子量1.8×107~2.0×107的常规和抗盐HPAM在矿化度2.2 g/L的注入水和45.8 g/L的产出水中的溶液,进入距井眼30 m处地层时,其黏度高于地层原油。用Y10,Y9,Y4+5油层渗透率0.08~0.99μm2岩心测得的fr和frr值表明,驱油聚合物的分子量应不大于1.8×107,溶液浓度不小于600 mg/L;油层岩心渗透率为0.18~0.99μm2的Y10和Y4+5油层岩心聚合物驱采收率增值为10.0%~13.6%。报道并分析了两个聚合物驱现场试验结果。马岭中区岭122井组先导试验区,1996年7月至2000年初在油井综合含水92.5%时注入浓度600~1000 mg/L、分子量1.2×106、水解度10%的HPAM溶液0.1926 PV,岭122井注入压力上升,吸水指数下降并在恢复注水后两年维持不变,对应4口油井增油减水。华池悦22区试验区5口水井于2004年1月至2005年5月共注入浓度700~1000 mg/L、分子量1.8×107、水解度30%的抗盐HPAM溶液7.1×104m3,注入压力上升1.0~7.0 MPa,可对比5口油井平均日增产油9.28 t,含水(78.6%~92.4%)平均下降8.6%,见效时间1~7个月不等。图3表7参3。     

GX-3井绒囊流体暂堵重复酸化技术

GX-3井2002年酸化投产,至2014年产量正常递减至5×104 m3/d,拟再次酸化增产。为提高重复酸化效果,使用绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔,迫使酸液进入未酸化地层。室内测试绒囊流体暂堵后提高原酸化高传导蚓孔承压能力78.06 MPa,p H值2~7的暂堵流体塑性黏度、动切力等变化3%以下,原酸化高传导蚓孔渗透率恢复值88.64%。现场配制密度0.90~0.95 g/cm3、塑性黏度15~30 m Pa·s、动切力15~35 Pa的绒囊暂堵流体120 m3封堵原酸化高传导蚓孔,井口清水试压3MPa后注入盐酸6.5 m3,静置7 h后排残液。恢复生产后,产气量由5×104 m3/d提高到7×104 m3/d,表明绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔后再酸化,不损伤原缝产气能力,并新增产量贡献层,为碳酸盐岩储层重复酸化转向提供了一种有效的新方法。     

绒囊暂堵转向压裂裂缝转向能力及其力学机理分析

现场已用绒囊转向剂实施造缝转向,其转向力学机理尚未研究。室内利用7枚?25 mm致密砂岩天然岩心人工造缝模拟压裂后初始裂缝,选择其中3枚注入绒囊转向剂实施封堵,利用三轴试验机测量7枚岩心径向应力-应变曲线,计算绒囊转向剂封堵后岩心水平应力差值5.33MPa,相对未封堵岩心水平应力差值8.57 MPa下降37.81%。绒囊转向剂封堵后岩心脆性系数0.45降至0.16,下降64.44%。实验表明,利用绒囊转向剂封堵裂缝可提高岩石整体强度,降低岩石水平应力差,为重复压裂后新缝转向提供力学环境。室内以300 mm×300 mm×300 mm大尺寸岩心模拟地层,在真三轴压裂模拟系统中利用胍胶压裂形成初始裂缝后,注入绒囊转向剂实施暂堵,再注入胍胶模拟二次压裂。测试二次压裂破裂压力相对初次压裂升高约10 MPa,剖开岩心定性观察暂堵后二次压裂岩心中新缝与初始裂缝方向差异明显,未封堵岩心中新缝与初始裂缝方向重合。研究认为,绒囊转向剂通过提高含裂缝岩石破裂压力,降低地层水平应力差值,增大新缝起裂角度,促使裂缝转向。