姬塬油田G60区聚合物微球渗流机理研究

姬塬油田G60区2017年开始聚合物微球调驱,随着注入时间的延长,调驱效果逐渐变差,主要是注入端注水压力上升速度加快,采出端见效率下降,自然递减加大。针对以上问题开展了聚合物微球渗流机理研究,提出优化参数的方案,达到控水稳油、高效开发的目标。     

沈67块聚合物微球调驱技术可行性研究

结合沈67块油藏特征,研究了交联聚合物微球ESsc深部调驱体系封堵性能,进行聚合物微球室内岩心驱油模拟实验。实验结果显示:微球ESsc驱油时,当岩心渗透率在(500～3500)×10-3μm2范围内,微球驱对应采收率相对稳定,能满足化学驱提高采收率要求。另外,针对油藏孔隙吼道的多分布特征,在选择微球作为主调驱段塞时,应对特大孔隙采用过250目延迟体膨型颗粒调剖剂进行先期调剖。2009年在沈67块实施聚合物微球体系深部调驱先导试验,取得了较好效果。     

姬塬油田G43区块综合治理效果评价

G43区块长4＋5油藏存在非均质性强，裂缝发育等特点，开发过程中注采矛盾突出，部分井长期低产低效。为了提高区块单井产能，探索合理的开发方式，缓解开发矛盾，该区块被确定为提高单井产量示范区；通过近两年实施注采调整、堵水调剖、措施挖潜等综合治理，油藏开发形势明显好转，达到了提高单井产能的目的。     

聚合物纳米微球调驱技术在低渗透油田的应用及效果

低渗透油田由于储层物性差、非均质性强,进入中高含水开发期后,油藏水驱状况变差、水驱油效率降低,含水上升速度加快,油藏稳产形势严峻,常规手段控水稳油及提高采收率难度加大。因此,本文通过借鉴东部油田成功案例,结合低渗透油藏储层特征及室内实验基础上,应用聚合物纳米微球在油层中深部封堵和驱油的双重特性,开展先导性矿场试验,注入后试验井组水驱状况变好,试验井组提高采收率效果明显,有效丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为低渗透油藏提高采收率奠定了基础。     

聚合物纳米微球调驱技术在低渗透油田的应用及效果

随着石油开采的不断深入,更多低渗透油田被开采出来,此类油田的特点是非均质性强、储层物性差,开采到一定程度后,出现了典型的水驱油的低效率问题,采油效果降低。为了更好地解决此问题,石油开采行业研究出聚合物纳米微球调驱技术,并将其应用其中,取得了良好成果,大大提升了水驱油的效率,有助于油藏更好开发,为我国石油开发进一步发展奠定了基础。     

聚合物微球调驱技术在沙南油田的研究与应用

沙南油田油藏中部注水压力高,调剖空间小,使用聚合物凝胶调剖后容易使水井注水压力上升过高造成欠注,因此,需要开展新的调剖工艺的研究。根据聚合物微球调驱特性,对聚合物微球膨胀性能、封堵率、耐温抗盐能力等参数进行了研究,在此基础上,在室内模拟沙南油田油藏条件对3种聚合物提高采收率能力等进行了室内评价。优化出了聚合物微球现场应用的工艺参数,编制了现场施工方案。该工艺在沙南油田现场应用16井次,应用结果显示,16口井单井注水压力上升0.5~4.5 MPa。其中,可对比井次13,有效井次11,措施有效率84.6%,起到了较好的稳油控水作用。     

聚合物微球调驱技术的实际应用及效果评价

聚合物微球技术是近年来发展起来的一种新型深部调驱技术,本文通过现场实际应用的数据分析,总结了粒径、用量、排量、浓度各项参数与实施效果的关系,确定不同渗流类型油藏合理的体系及注入参数,以提高措施有效率和有效期。     

HJ油田侏罗系油藏聚合物微球调驱技术矿场实践

HJ油田侏罗系油藏经过几年的开采,部分区块已进入中高含水期,为了保证油田稳产、提高油藏采收率,通过室内填砂管实验研究了聚合物微球类型、浓度及注入量对封堵效果的影响,在HJ油田侏罗系油藏开展了聚合物微球深部调驱试验。研究结果表明,注入0.3 PV的浓度5000 mg/L的WQ100型聚丙酰胺类纳米级聚合物微球(初始粒径约0.1μm,膨胀倍数5数20倍)可使物性与HJ油田侏罗系油藏相似的填砂管的渗透率降低85%以上。HJ油田侏罗系油藏延7层L242区和延9层L141区的聚合物微球调驱矿场试验结果表明:WQ100型聚合物微球对储层渗透率处于6×10-3数9×10-3μm2的井组的调驱效果较好,渗透率高于该范围井组封堵作用不明显,物性较差、水井油压接近系统压力井组不适宜于开展微球调驱。     

聚合物微球驱多轮次效果变差原因分析

特低渗油藏聚合物微球驱技术经过多轮次的注入后改善水驱能力减弱、控水增油效果变差。针对技术瓶颈,在深化微球驱机理研究和粒径匹配关系研究基础上,通过调整注入参数,开展注入方式、注入速度与注水技术政策优化,微球驱与多项技术组合,优化后油井见效比例增加,控水增油效果凸显,试验效果有效提升,形成了小粒径、低浓度、长周期的注入工艺参数和微球驱多项技术组合的综合治理技术,丰富了微球驱改善水驱技术体系。     

A区B油藏聚合物微球调驱的应用与效果评价

A区B油藏通过2015年以来的同心双管分注以及地面分注的实施,基本实现有效分注,层间矛盾基本解决,但水驱治理仍然停留在单点堵水与小区域整体堵水相结合的方式。2021年限压注水后,液量下降,含水率仍然上升,水驱问题依然严重,常规堵水调剖措施无法完成地层深部地带封堵,急需整体实施调驱措施。B油藏于2022年开展纳米微球深部调驱矿场试验,试验结果表明,微球调驱取得较好效果,注入微球后整体油藏B1储层注入压力由11.6 MPa上升到11.8 MPa,B2储层注入压力由11.6 MPa上升到11.9 MPa;吸水状况变好,整体吸水指数由107.0 m³/(d·MPa)下降到80.9 m³/(d·MPa);整体月度递减率由0.98%下降到0.55%,月度含水率上升幅度由-0.10%上升到-0.07%;整体见效比例为82.1%,其中增油型占53.1%,降递减型占46.9%;西部清水区域微球调驱效果较好,月度含水率上升幅度由0.61%下降到-0.73%;B2储层物性较好,调驱效果更佳。     

姬塬油田H3区块清防垢技术研究

姬塬油田位于鄂尔多斯盆地西部,属多层系开发油田,地层水矿化度高,主要为Ca Cl2水型,洛河层注入水为Na2SO4水型,注入水与地层水不配伍,导致系统结垢日趋严重。为了解决多层系开发中的结垢问题,以姬塬油田最具代表性的多层系H3区块为研究对象,进行地层、井筒及地面集输系统结垢机理及防垢技术研究,探索极为有效的清防垢技术。     

孤岛油田东区1-14井组聚合物微球技术调驱矿场试验

研究了孤岛油田东区聚合物微球技术调驱矿场试验区的油藏地质特征及开发概况．试验区包括1口注水井和11口对应采油井。注入时设计了4段段塞的注入方法．自2004年12月2日开始注入微球乳液,2005年4月5曰后转水驱,11口对应井中8口在注入微球后3～4个月见效,水井的剖面有很大的改善。且累计增油千吨。     

濮53块表面活性剂／聚合物微球复合驱技术研究

针对濮53块油藏开发中出现的含水高、递减快和常规工艺措施难以解决注入水沿高渗条带突进等问题,提出了利用表面活性剂与聚合物微球复合进行深度调剖,并利用界面张力法和真实砂岩模型对该体系的注入方式和表面活性剂/聚合物微球的驱油效率进行了研究。研究表明,分开注入聚合物微球和表面活性剂可使非均质性得到改善,驱油效率也得到大幅提高。这种复合调剖体系具有良好的调剖效果,既提高了波及系数又能提高洗油效率。     

交联聚合物微球深部调驱技术及其应用

交联聚合物微球的颗粒粒径和溶胀性能是影响调驱效果的主要因素.为提高交联聚合物微球在高含水、强非均质性油藏深部调驱中的应用效果,通过粒径实验、岩心驱替实验等对交联聚合物微球分散体系的性能进行了评价.结果表明:交联聚合物微球在60℃条件下、用孤岛回注污水溶胀10d后,粒径中值增大了34倍;交联聚合物微球分散体系的单管封堵率大于92%,双管岩心驱油实验提高采收率大于11%,交联聚合物微球分散体系完全能够满足孤岛油田高渗透油藏深部调驱的要求.在GD2-24斜516井组实施了交联聚合物微球分散体系深部调驱现场试验,注水井油压上升了2.9MPa,对应一线油井见效高峰期含水率下降了5.6%,单井平均增产原油5t/d.表明交联聚合物微球深部调驱是改善注水剖面和降低油井含水率的有效方法.     

聚合物微球调驱技术在长庆油田的应用

针对长庆低渗透油田水驱开发中平面和纵向矛盾大,水驱效率低的问题,对合成聚合物微球进行了室内性能评价及现场试验。实验表明,初始平均粒径为305.7 nm的微球,在矿化度10×104mg/L的模拟污水中恒温(55℃)放置5 d后,微球的粒径增至4μm左右;放置20 d后,微球的形貌为类球形,经组织粉碎机高速剪切后,仍为类球形。用平均渗透率为425×10-3μm2填砂管进行封堵实验,封堵效率为93.6%,残余阻力系数为15.5。分两个阶段进行了6个试验井组的现场注入试验。试验后注水井出现了一定的压力上升,高含水井的液量、含水下降,低产井的产液量、产油量上升。     

姬塬油田L257区侏罗系油藏储层敏感性分析

针对储层特征,通过岩心流动实验对姬塬油田L257区侏罗系储层敏感性进行评价。实验结果表明,研究区侏罗系储层中等弱速度敏感、水敏性强、弱酸性敏感、强碱性强,为油田注水开发提供了重要的地质依据。     

古城油田B125区块稠油油藏超高分子量聚合物驱技术

古城油田B125区块普通稠油油藏储层非均质性严重,原油平均黏度达1 000 mPa·s以上,进一步提高采收率难度大。为此,通过增黏性、流变性和驱油试验,评价了超高分子量聚合物提高普通稠油采收率的技术优势,考察了含硫污水对聚合物溶液性能的影响。试验表明,超高分子量聚合物增黏性优越,相同质量浓度下较常规聚合物溶液黏度高40%以上;黏弹性强,相同黏度下较常规聚合物采收率提高3.4百分点以上;含硫污水会造成聚合物溶液黏度降低10%以上、弹性明显减弱和采收率提高幅度降低3.0百分点。B125区块部署注聚井22口,截至2018年底,累计注入0.22倍孔隙体积的聚合物溶液,注入压力上升3.5 MPa,日产油量增加45.0 t,含水率降低9.0百分点,累计增产油量1.84×104 t,阶段采收率提高1.19百分点。研究与应用表明,超高分子量聚合物驱技术可以大幅提高较高黏度普通稠油油藏的采收率。      

姬塬油田L1井区合理井网形式研究

L1井区油藏为低孔特低渗透油藏,水平井压裂改造技术是L1井区水平井主要投产方式,为了取得更好的开发效果,需要对其井网形式进行研究。基于L1井区实际地质模型,建立了10种联合井网数值模型,对比不同井网形式下的开发指标发现：直井注压裂水平井采的五点法井网是L1井区首选联合井网。     

中原油田文25东块聚合物微球调驱研究与应用

针对中原油田高温高盐油藏开发后期的剩余油挖潜,提出了聚合物微球深部调驱的技术设想。通过调整水相比、交联剂比例和耐温抗盐单体共聚,研制出了适用于文东试验区孔喉尺寸及油藏特征的系列调驱微球;在高温高盐油藏条件下,评价了微球的膨胀性能、抗剪切强度和稳定性;采用均质和非均质填砂模型,模拟了微球质量浓度、注入量和注入模式对调驱效果的影响。在文25东2个层系9个井组进行了微球调驱试验,通过＂PI技术＂的动态调整,共注入各类调驱微球276.47 t,总体达到了升高注入压力、提高波及体积和明显增油的目的。通过微球调驱,区块自然递减显著下降,油田稳产基础进一步得到增强。     

孤岛油田聚驱后聚合物微球调驱提高采收率研究

在模拟孤岛聚驱后油田条件下,在70℃考察了两种聚合物微球在10g/L盐水中的形态变化及岩心封堵、调驱性能.一种是乳液、微乳液聚合法制备的纳米级聚合物微球(纳米球),在盐水中浸泡14天后粒径增至100～1200 nm.另一种为用分散聚合法制备、具核壳结构的微米级阳/阴离子聚合物微球(微米球),在盐水中初始粒径2～5 μm,7天后形成几十至几百微米的微粒聚集体.分别在高、中、低渗岩心中注入0.3 PV用孤岛污水配制的1.5g/L纳米球液,在低渗(0.42 μm2)岩心中注入溶胀15天的纳米球液时封堵率最高(40%).相同浓度的一种微米球液在中渗(1.7 μm2)、高渗(4.8 μm2)岩心的封堵率为76%(0.3 PV)、86%(0.4 PV).注入0.3 PV溶胀15天的0.5g/L纳米球 1.5 g/L微米球污水液后,并联高渗(5.3μm2)、低渗(1.2μm2)岩心组中高渗岩心分流率由82%逐渐降至10%.用此复合微球液驱替水驱、聚驱后岩心剩余油,浓度0.5 g/L 2.0 g/L、注入量0.3 PV时提高采收率13.54%,浓度或注入量增大时提高采收率幅度增大.此体系的试验已在有8口油井的井组顺利实施.图7表1参6.