一种新型选择性堵水技术及其现场应用

采用分别以重铬酸盐十还原剂和有机铬酸盐为交联剂的两种聚合物铬冻胶为堵水剂，依据在温度75℃、矿化度19227mg／L条件下测绘的成胶时间等值图和突破真空度(强度)等值图选择冻胶堵水剂配方，要求冻胶强度达到Sydansk相对强度代码H级。将不同成胶时间的冻胶设置在高渗透条带不同住置，实施油井选择性堵水。1966年投入注水开发的胜二区22N169井，地层温度70～75℃，地层水矿化度16～17g／L，含Ca^2 Mg^2 385mg／L．到2003年3月已被水淹，但数值模拟得到的剩余油饱和度分布表明该井仍有生产潜力。采用上述堵水技术从油套环空注入堵水剂585m^3，其中近井地带(半径3～6m)64m^3，过渡地带(半径6～9m)107m^3，远井地带(9～16m)414m^3。使原油产量由1．3t／d增至9．6洲，含水由96．9％降至36．0％，到2003年10月该井仍处于增产有效期。图6表1参6。     

化学隔板堵水技术在涠洲11-4油田的应用

针对涠洲11-4油田高含水油井采用砾石充填防砂完井的状况,开展了化学隔板堵水研究。在剩余油分布特征研究的基础上,选取A15井进行堵水以控制底水锥进;确定了堵水位置,通过数值模拟预测了堵水效果,并优化了隔板位置和隔板半径;通过室内实验选择出适宜的暂堵剂和堵剂及多级段塞封堵方式。成功实施了A15井的化学隔板堵水作业,取得了较好的增油效果,为海上油田堵水提供了研究思路和现场作业经验。     

高含水油田微生物调剖技术

报道了吉林油田分公司与日本国石油公团石油开发技术中心在吉林挟余油田东十八九站联合开展的微生物调剖堵水研究和矿场先导性试验情况。所用菌种筛选自某油井采出水，为大肠杆菌Enterobacter sp近缘种，兼性厌氧、嗜温，利用糖类代谢产出一种长链生物聚合物，生物聚合物在水中形成凝胶，凝胶被水流压缩生成生物膜。在室内实验中将菌液和糖蜜共3PV注入长10m的10段串连填砂岩心，岩心渗透率由2．5μm^2下降到2．2μm^2，关闭5d后注水45PV使渗透率从0．8μm^2下降到0．05μm^2，注入纤堆素酶使渗透率恢复到1．6μm^2；由渗透率2～20μm^2的20段岩心组成的三入口三出口填砂岩心网，注入菌种和糖蜜并产出生物聚合物后，高渗段渗透率下降40％～85％，低渗段渗透率下降5％～25％；在天然岩心上，依次注入菌液1．5PV、2％糖蜜3．0PV后关闭5d，继续注水。采收率在水驱残余油基础上提高9％。在包括2口注水井和10口采油井、地温28℃、综合含水88．3％的调剖试验区，第一阶段随注水连续注入菌液28m^3和糖蜜300m^3，在11个月内综合含水下降10．6％。平均日增产原油9．1t；在第二阶段每日以小段塞注入菌液，共注入25m^3菌液和225m^3糖蜜，在10个月内综合含水下降5．6％，平均日增产原油4．8t。在4口采油井实施微生物堵水，菌液以小段塞式或连续式随糖蜜注入，关井10d，油井含水下降14％～37％，单井产油量平均增加129．2t，最高达647t。认为高纯度、高浓度、充足量目的菌种的注入，是微生物调剖堵水成功的关键。图3表1参9。     

大庆油田水平井找堵水试验成功

2008年8月18日，大庆油田第一口水平井找、堵水工艺在采油八厂肇59-平55井试验成功，产液量由堵水前的10．6t/d降至7．9t／d，含水率由75．6％降至19．0％，日产油量由2．6t增至6．4t，见到明显的降水增油效果，填补了大庆油田水平井找、堵水技术的空白。这次试验的成功，将对加快大庆外围油田增储上产起到推动作用。     

海上油田水平井底水脊进控制技术

对南海涠洲11-4油田C4水平井底水脊进的原因进行了分析,提出利用选择性堵剂和选择性注入及过顶替的方法来控制底水脊进.根据涠洲11-4油田的地层条件,选择性堵剂可选用廉价的具有不同成冻时间及不同强度的冻胶型堵剂并利用地层渗透率的差异和相渗透率的差异进行选择性注入,即堵剂优先进入高渗透层,水基堵剂优先进入出水层;过顶替是用粘度与堵剂粘度相当的流体将堵剂顶替至水平井的油水界面,从而为原油留下更好的产出通道.现场试验证实,该方法应用效果很好,C4井有效期超过一年;该平台其他3口井也相继投产,平台最高产油量达到147.1m³/d.截止到2004年8月,累计产油12913m³,投入产出比为1:16.     

体膨颗粒深部调剖技术及其在大庆油田的应用

大庆三大主力油田已进入高含水、高采出程度开采阶段，油藏内已出现高渗透大孔道，必须进行封堵。选用交联聚合物颗粒作为深部调剖剂。从三种颗粒剂中筛选出的颗粒剂WT，在自来水中24h膨胀倍数为80～90，抗压强度为0．8～1．2MPa，可形成胶结体，在渗透率3～3．5μm^2的岩心中突破压力梯度为10．7MPa／m，在油田污水中膨胀倍数下降至60～80，抗压强度基本不变。所用颗粒剂的粒径由区块典型井和选定的施工井现场试注压力-时间曲线求得，为2～5mm.介绍了在杏北油田3口注水井实施颗粒剂WT深部调剖的工艺和结果。颗粒剂用注入水携带，连续注入注水井。在X7-2F35井，颗粒剂在注入水中的质量浓度为5．3kg／m^3，总注入量为6093m^3，设计调剖半径21．5m。实施深部调剖后3口注水井在平面和纵向上的吸水剖面都获得了很大改善，一些连通油井产油量增加．含水量有所下降。图6表4.     

保护高含水油井剩余油富集层段的多种堵剂组合堵水技术

江汉王场潜四段中区南部油藏高温(80～95℃)高矿化度(300～350g／L)厚油层油井已经或接近水淹。但一些层段仍有富集剩余油，为此开发了题示堵水技术。介绍了所选择的各种堵剂：有机冻胶JG-1，75℃下3～4h破胶。前置暂堵剂；无机／有机凝胶颗粒悬浮液，在地下48h内形成高强度耐盐(300g／L)耐温(130℃)整体凝胶。主体堵剂；聚合物铬冻胶(用于中温油藏)或耐温耐盐树脂冻胶(用于高温油藏)，与主体堵剂交替注入可提高堵剂在裂缝中的充满度。介绍了用中子寿命法测定的4口井厚产层纵向上剩余油分布。现场堵水施工中采用多段塞注入工艺：暂堵剂-颗粒凝胶-树脂冻胶-颗粒凝胶-树脂冻胶-清水。在含水分别为92．0％和98．1％的2口油井注入各种堵剂共126和115m^3，处理半径5．20和7．75m，作全井段堵水。堵后复射含剩余油为51．69％和38．6％的层段。投产后获得显著的增油减液减水效果。图2表3参3。     

中心管采油技术在水平井开发底水油藏中的应用

渤海油田因FPSO处理液量能力受限,高液量生产井(尤其是水平井)会因生产需求被迫关停,同时水平井在开发中后期,底水锥近严重导致开发效果变差。为改善开发效果,渤海QHD32-6油田首次利用了中心管采油技术,实现了水平井选择性堵水,将长期限液停产井成功复产。A25h井实际应用中心管采油技术后,日产液量下降351 m³ ／d,含水下降5．9％ ,增油24 m ³／d,该技术为渤海油田水平井增油控水工作提供了技术方向。     

复合解堵工艺的研究与应用——以涠洲11—4油田为例

针对涠洲11—4油田B井储层存在的聚合物堵塞及微粒运移造成的储层矿物堵塞,通过大量室内研究,形成了HRS复合解堵剂（简称HRS）与改性硅酸复合解堵工艺。HRS在1h内可完全降解抑砂剂中聚合物,在井下生成二氧化氯克服了C1O2气体逸出易造成爆炸使人员受伤害等缺点。改性硅酸体系能够有效溶蚀B井储层岩屑,不破坏岩石骨架,具有较好的防腐、降低表面张力、破乳、抑制二次沉淀的效果。现场应用表明：采用HRS与改性硅酸复合解堵工艺,有效地解除了B井近井地带堵塞,使产液量由90m^3／d}升军340m^3／d,获得了很好的解堵效果。     

中海油南海2个油田新项目投产

正近日,中海油有限公司宣布涸洲12-2油田联合开发项目及涠洲11-4北油田二期项目已投产。涠洲12-2项目位于南海北部湾海域,平均水深约36 m。该项目包括涠洲12-2油田、涠洲12-1西油田及涠洲11-2油田北块三个油田,主要生产设施包括3座井口平台及18口生产井。该项目全部生产井均已投产,原油产量约16 000 bbl/d,已达到ODP设计的高峰产量。涠洲11-4北项目位于南海北部湾海域,平均水深约40 m。该项目依托周边现有生产设施生产,新建     

南海油气又有新发现

近日在我国南海西部海域的涠洲6-10-1井获得新的油气发现。涠洲6-10-1井距涠洲岛西南方向约35km.经测试,该井可日产原油近1900桶,天然气约1.5×104m3,这是中海油在涠西南凹陷得到的新发现。去年9月,中海油在南海西部海域钻探出涠洲11—1北油气井,该井日产油3000多桶、天然气1×104m3.涠洲6-10-1井的发现有望提高中海油在南海的油气储量。南海油气又有新发现@本刊编辑部     

化学与机械联合堵水技术在涠洲11-4油田的应用

为了提高油田的开采效果,减缓平台的污水处理压力,对涠洲11-4油田开展了堵水技术研究。该油田油井大部分采用砾石充填筛管完井方式,砾石充填处产层上下连通,堵水难度较大。通过对油田油水分布的研究,结合以往该油田堵水的经验,最终确定在A15井开展化学与机械联合堵水的方案。通过在A15井下入带有封隔器的堵水管柱,在筛管内封隔上部未水淹层,从环空注入暂堵剂,在地层中形成隔板,在筛管外保护上部未水淹层,然后从堵水管柱中注入堵剂,堵后堵水管柱脱手留在井下,实现化学与机械联合堵水。现场实施后,含水下降25%,累计增油1233 m3,减少污水处理量9×104 m3。该技术的成功应用表明在一定地质条件下,底水整体托进且采用砾石充填完井的油井中,采用机械与化学联合堵水的方式是可行的,为类似油田提高采收率提供了一条新思路。     

选择性堵水剂JCT及其在桩106-18-2井的应用

针对含水100%、油层出水的桩106-18-21井,研制了选择性堵水剂JCT。该剂由聚合物组分、改性氨基树脂组分、Cr3 交联剂(重铬酸盐 硫代硫酸盐)、水配制而成,其中聚合物组分为未分离的丙烯酰胺反相乳液聚合反应产物,是JCT具有封堵选择性的主要因素。讨论并介绍了各组分的组成、配方及制备方法。筛选出了形成的凝胶强度和弹性均好,成胶时间在20~26小时范围,聚合物组分 树脂组分质量分数递增(3% 3%~6% 6%)的4个堵水剂配方,作为桩106-18-21井堵水施工的4个段塞,设计注入量分别为22、20、101、0m3。该井实施堵水施工后1.5个月,产液量和产油量达到45t/d和15t/d并维持4.5个月之久。介绍了堵水施工工艺。表2参4。     

DL-V液压调层机械找堵水工艺管柱

研制了一种液压调层机械找堵水一体化管柱。介绍了该管柱的结构组成、工作原理等。该管柱可实施不动油管多级分层、找水、堵水、调层生产等工艺。现场试验井6口。其中调层生产井5口。工艺成功率100％，有效率100％，累计增油2816t。累计降水1883m^3，减少作业5井次，取得了良好的经济效益和社会效益。     

单液法硅酸凝胶堵水剂FH-01研究及其应用

所报道的单液法硅酸凝胶堵水剂FH-01,由75％～95％水玻璃、0．9％～1．05％复合电解质胶凝剂,8％～12．5％包覆剂组成,常温下为淡黄色液体,在地层条件下经10～15小时固化。简介了硅酸钠在氢离子作用下生成单硅酸,再聚合成多聚硅酸并形成凝胶的原理。将有效成分含量30％的堵剂0．3PV注入渗透率分别为3、2、1μm^2的孤岛油田产出砂填充管,在70℃固化后封堵率达92．9％、93．6％、95．7％,堵剂有效成分含量增大时封堵率增大,注入并联高、低渗（3．1和0．95μm^2）填砂管时,使分流率由90％和10％变为30％和70％。在孤岛中二北馆5单元的4口经多轮次蒸汽吞吐的热采井中,将该堵剂放置于距井眼6m的近井地带,平均单井用量110m^3,关井候凝后开井生产,产出液含水由94．3％～96．5％降至69．2％～88．5％,周期产油量大幅增加。图1表2参2。     

模块钻机与油田电网双向供电技术的应用

模块钻机是海上石油平台钻井作业的重要组成部分,与平台电网相互独立,作业时主要由自带的柴油发电机组供电,而这种传统的由柴油发电机组供电的方式,存在能耗利用率低、生产成本较高、环境污染严重等问题,制约着海洋石油平台的可持续性发展。针对以上问题,基于涠洲油田群电力组网,通过测算模块钻机钻完井作业用电量,提出模块钻机的供电系统改造方案,成功实现涠洲11-4NB模块钻机与涠洲电网的双向供电,有效降低了涠洲11-4NB模块钻机的钻完井作业成本,降低了作业噪音,改善了工作环境,可为其他海上石油平台模块钻机与油田电网之间的互联互通改造提供借鉴。     

倒置式潜油电泵井下增压注水技术研究与应用

涠洲12-1N油田是注水开发油田,地饱压差大。该油田注水水源由涠洲12-1A平台提供,管网注水压力14 MPa,在该注入压力下,注水量有限,注采比仅为0.25。为满足注采要求,必须进行增压注水(净增压值7 MPa),但由于受平台空间的限制,地面增加设备非常困难。提出了运用潜油电泵"倒置"于注水井井筒中,将14 MPa注水源增压至21 MPa来实现增压注水的方案。现场实验结果表明,涠洲12-1-B15井注水量由330 m3/d增加至1100 m3/d,满足了注采要求。该研究成果填补了国内海上油田井下倒置式潜油电泵增压注水的空白。     

涠洲油田群强水敏储层钻井完井液伤害分析及解堵技术应用

针对涠洲油田群强水敏储层投产后达不到配产要求、采液指数很低、表皮系数较大等问题,选取典型井WZ11-1N-A12Sa作研究对象,找出了储层损害原因,研制了水基乳液复合解堵液HJD-S并对其进行评价,得出该解堵液对油基泥浆滤饼有较好的分散、清洗能力,防破乳能力强,与地层流体、岩石的配伍性好,解堵液对钻完井液污染后的岩心具有较好的解除效果,渗透率恢复值大于100%。现场应用表明,解堵液能有效解除该井涠洲组的堵塞,实现日增油208m3,2012年增油量达4.52×10^4m^3。     

高含硫气井过油管堵水技术

普光气井采用一体化完井管柱,动管柱作业难度大,套管内堵水和化学堵水等难以实施。鉴于此,研制了高膨胀率桥塞,研发了耐腐蚀胶乳防气窜水泥浆体系,设计了膨胀桥塞过油管堵水工艺。该工艺主要通过过油管下入高膨胀率桥塞,坐封在出水层上部并封堵水层;然后从桥塞上连续注塞,形成"桥塞+水泥塞"双重封堵,增强堵水效果。膨胀桥塞过油管堵水工艺在P103-1井堵水后,在日产气20万m~3不变的情况下,出水量由堵水前的300 m~3/d降至2.6 m~3/d,下降99.2%。该工艺对于高酸性气田出水井治理具有一定的参考价值。     

胶束微膜选择性堵水技术在卫75-4井应用

卫城裂缝砂岩油藏在水驱过程中,因采油速度过快造成层内水线突进,表现为在短时间内,含水突然上升,日产油量迅速下降;层内剩余油富集,层内矛盾突出,影响油藏经济开发效果。针对上述问题,在卫75-4井上应用胶束微膜选择性堵水技术,该井堵水前日产液40.7m³,日产油1.5t,含水96.2%,动液面1140m;堵水后平均日产液22.0m³,日产油4.0t,含水81.7%,动液面2062m,含水下降12.5个百分点。截止2013年6月底,该井累计增油489t,累计降液4529m³,有效期达302d,试验表明胶束微膜选择性堵水技术增油降水效果明显。