水平井堵水的背景、现状及发展趋势

从中国石油水平井生产简况、应用的油藏类型、完井方式、出水类型及产水危害等几个方面介绍 了水平井堵水的背景,从水平井底水脊进机理、堵水剂、堵水工艺的研究以及油藏动态研究、水平井产 出剖面测试、新型化学剂、物理模拟实验等方面论述了水平井堵水的现状及存在的问题,指出水平井堵 水技术研究重点是选择性堵水剂和选择性注入工艺。

以丙酮作溶剂合成烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐

提出了用丙酮作溶剂 ,由烷基酚聚氧乙烯醚 (OP 4 )与氯乙酸 (CEA)和氢氧化钠 (NaOH)反应合成烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐 (APEC m ,m为氧乙烯聚合度 ,分别为 2、 4、 6、 8)表面活性剂的方法 ,认为其反应历程是先碱化 ,再进行SN2亲核取代反应。采取原料配比n (OP 4 )∶n (CEA)∶n (NaOH) =1∶2∶4和溶剂比n (Acetone)∶n (OP 4 ) =5∶1,在 4 5℃下反应 4h ,APEC 4产率达到 85 %。此方法与不加丙酮的方法相比 ,其APEC 4的产率提高了 15 % ,反应温度降低了 4 0℃ ,反应时间减少了 4h。模拟驱油实验结果表明 ,APEC 4具有较好的抗盐、降低油 水界面张力的能力 ,大幅度地提高了原油的采收率。

区块整体调剖的压力指数决策技术

根据注水井试井公式，演化、推导出注水井压力指数ＰＩ（Ｐｒｅｓｓｕｒｅｉｎｄｅｘ）计算公式，并进行了室内岩心试验．室内试验结果证实，ＰＩ值与流量成正比；与渗透率具有双曲线关系；与注入截面面积反相关．这些规律与推导出的注水井ＰＩ值公式所表示的变量间关系一致．此外，室内试验还证实了平行管岩心复合ＰＩ值同其中高渗透率岩心的ＰＩ值接近；平行管中两个岩心的ＰＩ值、渗透率，随着调剖次数的增加各自向同一的ＰＩ值、渗透率值靠拢；调剖后随注水量的增加，岩心ＰＩ值先升高，后降低．该项技术已用于广利油田莱３８等区块．

常规冻胶在高温高盐环境中的变化及应用方法研究

分别用一种油田回注污水(矿化度1.07×105mg/L,其中Ca2+2.73×103mg/L,Mg2+331mg/L)和一种清水(矿化度2.17×104mg/L,Ca2+565mg/L,Mg2+183mg/L)配制Cr3+ HPAM和醛醛树脂 HPAM成胶溶液,密闭状态下在85℃放置90d,观测形成的冻胶形态变化并测定冻胶强度。这些冻胶在高温高盐环境中20～30d开始脱水,60～75d停止脱水,强度逐渐降低,但酚醛冻胶特别是清水酚醛冻胶脱水量小,强度下降幅度也小。在具纵向高渗透条带的人造岩心上,用回注污水驱油后直接或在清水前置段塞(0.2PV)之后注入0.2PV冻胶,用污水驱替,测定采收率,对于两种冻胶,采用清水前置液+清水冻胶方式时采收率都最高,其中酚醛冻胶调剖的采收率又高于铬冻胶调剖。在采用清水前置液+清水酚醛冻胶方式调剖之后,注入0.1PV3000mg/L表面活性剂A6溶液,采收率提高7%。冻胶强度用自制的筛网式测量装置GSD 100测定,介绍了装置的结构。图7表2参8。

国内堵水调剖的现状及发展趋势

简要叙述了堵水调剖的意义和中国堵水调剖五十年的发展历程,从堵水调剖的油藏工程研究、化学剂应用、物理模拟实验、施工工艺、效果评价方法、堵水调剖软件的研发等方面总结了国内堵水调剖的现状,列举了水平井、高温深井、底水堵水及合理用量设计、放置技术等当前堵水调剖技术上的难点,指出高含水油藏深部液流转向技术、基于分子设计的延迟膨胀调剖剂技术、具有工业意义的选择性堵水剂技术、简洁实用的堵水调剖设计软件开发等是堵水调剖技术的发展趋势。堵水调剖将成为油藏经营管理的一项重要内容。

无机盐对APEC(Na)微乳相图的影响

为寻求可用于高温高盐油藏提高采收率的表面活性剂,在30℃,60℃和90℃下研究了4种无机盐分别对烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐APEC(Na)形成微乳液相图的影响。APEC(Na)中烷基为辛基,氧乙烯基数为6。实验用水相体积5mL,含APEC(Na)0.4g,异丁醇0.8g及一种无机盐,油相为相同体积的煤油。得到了4个油水体系在3个温度下的相图共12幅。在30℃时4个体系均不形成中相微乳液。在60℃时在很宽的盐含量范围形成中相微乳液,对于含NaCl、KCl、CaCl2、MgCl2的油水体系,最佳含盐量分别为130、115、230、182g/L,在低含盐量下出现下相微乳液。在90℃时形成中相微乳液的体积分数增大,含盐量范围变窄,最佳含盐量分别为100、85、100、75g/L,在低和高含盐量下分别出现下相微乳液和上相微乳液。这一结果说明APEC(Na)具有优异的抗Na+、K+、Ca2+、Mg2+的能力,可耐受的温度应在90℃以上,因而可用作高温高盐高硬度油藏驱油的表面活性剂。根据本实验结果,在测绘微乳液相图时温度是一个必须考察的因素。图12参7。

砂砾岩油藏水平井选择性堵水剂研究及矿场试验

昆北油田砂砾岩储层厚度大,平面、层间、层内非均质性强,开发初期水平井即表现出产量递减大、含水上升快的特点,迫切需要治水。基于该油藏特征及开发生产特点,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基二烯丙基氯化铵为原料,制备了三元共聚物水平井选择性堵水剂。研究了交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺对堵水剂强度和溶胀率的影响,考察了堵水剂的注入性能和封堵能力。在室内研究和矿场生产特征分析的基础上,在昆北油田开展了6口水平井堵水矿场试验。结果表明,交联剂加量对堵水剂强度和溶胀率的影响较大。交联剂加量为单体总质量的1.5%时,形成的堵水剂强度适中,可进行拉伸,溶胀率达到最高。堵水剂平均粒径为420μm,可在昆北储层裂缝中形成有效堵塞。填砂管注入堵水剂后,后续水驱注入压力提高了5.06倍,水驱封堵率为83.5%,油驱封堵率为20%,油水选择性良好。堵水剂在昆北油田进行了现场应用,增油降水效果较好。

岩心PI值试验研究及应用

主要论述了在多功能采油化学用剂评价仪上进行的岩心ＰＩ值试验的步骤，现象及结论。重点考察了岩心ＰＩ值与渗透率、流量及注入截面面积的关系；平行管岩心复合ＰＩ值和其中单管岩心ＰＩ值的关系。

压力梯度分布图的研究及应用

在油藏平面径向稳定渗流理论基础上,建立了油层中流体压力梯度分布的数学模型,作出了压力梯度分布图,依此确定调剖剂和堵水剂过顶替量。该技术是对调割和堵水工艺设计的改进,在濮城油田油田应用效果良好。

中国堵水调剖60年

记述了中国油田油井堵水、注水井调剖,以及调驱、深部液流转向等技术的起源、试验、发展、成熟、更替的过程。在这60年中,油井机械封隔器分层堵水技术、水玻璃-氯化钙化学堵水技术、聚丙烯酰胺-黏土注水井调剖技术、膨胀颗粒深部调剖、弱凝胶调驱技术、聚合物微球深部液流转向技术、区块整体调剖PI、RE、RS决策技术,以及近十年发展的水平井化学及机械控水技术、选择性堵水技术等是具有里程碑意义的技术。随着油气田开发程度的加深,高温、深井、裂缝、海上等油藏的堵水调剖技术,水平井、气井的堵水技术,以及智能化学剂技术、高效选择性堵水技术、聚驱后的调驱技术等将会成为研究的重点。

用柠檬酸还原的Cr^(3+)-HPAM胶态分散体冻胶性能研究

研究了柠檬酸与重铬酸钠的反应历程、生成螯合物的结构以及Cr3+ HPAM胶态分散体冻胶的性能。在75℃下用柠檬酸将重铬酸钠中的Cr6+还原为Cr3+,同时与Cr3+发生螯合反应,生成柠檬酸铬螯合物。这种螯合物在一定条件下释放出Cr3+,它与HPAM交联形成胶态分散体冻胶。实验表明,柠檬酸铬 HPAM胶态分散体冻胶体系最长的成冻时间为40d,最大强度为0.036MPa。用平行管岩心模型考察了冻胶的液流转向作用,调剖后高渗透层流量减小,液流转向低渗透层。

计算调剖堵水过顶替量的新方法

基于油藏渗流理论 ,通过对油层中流体压力梯度分布的研究 ,建立了调剖剂和堵水剂过顶替量的新方法。该方法在油田应用效果良好 。

水平井化学控水技术研究与应用

针对水平井开发后期的出水问题,结合水平井完井及出水特点,提出了HWSO选择性堵水及ACP控水两个技术思路。研究以及矿场实践表明,对于出水层位不清,或出水层段不能封隔的水平井应用HWSO选择性堵水技术;ACP材料在强度等性能上满足环空充填的需要,可作为直接堵水、管外环空封隔的手段,辅助实现分采、地层注胶堵水等工艺。

储层岩石溶蚀机理及其水通道尺寸的计算

在分析储集层岩石溶蚀机理的基础上，建立了油层中水通道尺寸计算公式，最后在边界条件下给出了储集层岩石在注入水、二氧化碳、采油化学用剂作用下的计算水通道尺寸的具体表达式。

高含水油田深部液流转向技术研究

提出了提高高含水注水油藏水驱效率的战略思想：通过深部液流转向改变注入水的流场，遏制注入水通过高渗强水洗部位的无效循环；提出了深部液流转向剂的研究思路：①该剂应是变形剂，具有5个基本特征：自适应性，在高渗部位产生动态沿程阻力，抗剪切，不进入低渗层，耐温耐盐耐老化；②该剂为柔性剂，在大孔道中的运移类似蚯蚓蠕动，具有6个特征：任意变形，环境赋形，强黏附性，强拉伸柔性，化学性稳定，具二次黏结能力。由34％柔性单体、60％共聚单体、5％增韧剂、1％引发剂合成了微粒型胶状柔性深部液流转向剂SR-3，产品为50％的防黏结水悬浮液。SR-3的密度略大于1g／cm^3。可根据注入水密度调节，粒径按油藏大孔道和裂缝确定。力学测试表明SR-3具有很高的弹性、柔性和强度，抗拉强度为28．44kPa。拉伸断裂延伸率为676．8％；在温度45～140℃、矿化度4—93g／L的大庆、胜利、大港、华北、玉门等油田模拟污水中浸泡1年，未见任何破坏现象。吉林油田包括9口油井的G2-1井组注水井，经4次调剖，效果甚微（井组增油25．3t），2005年11月25-26日分3个段塞注入SR-3共8t，悬浮液300m^3，施工注入压力由5．5MPa升至7．0MPa。注入后7个月内井组产油量不减而含水量略降，一口低产井截止2006-04-12共增产油102t。该刑的应用包括：深部液流转向，高温高盐油井堵水，聚驱/复合驱防窜，酸化暂堵，防深部蒸汽窜，钻井修井堵漏防滤失。图2参6。

二次采油与三次采油的结合技术及其进展

二次采油与三次采油的结合技术 (简称“2 +3”提高采收率技术 )是指在充分调剖 ,充分发挥二次采油作用的基础上进行有限度三次采油的技术。该技术由两项技术组成 ,即充分调剖技术和有限度三次采油技术。前者有两个技术关键 :一个是调剖充分程度的判别 ,另一个是堵剂系列的建立。后者也有两个技术关键 :一个是高效驱油剂配方的筛选 ,另一个是驱油剂用量的优化。文中重点介绍了上述技术关键的研究结果 ,其中特别重要的是提出了用注水井井口压降曲线充满度判别调剖充分程度的标准和在有限度三次采油中注入 0 .0 2 Vp 的量化指标。此技术已在老河口油田的试验井组和蒙古林油田的试验区中取得了较好的结果 。

新型选择性堵水剂的研究与应用进展

生产井特别是水平井和分支井采用笼统注入法实施堵水作业时,堵剂的选择性对预防产层伤害十分重要。综述了国内外主要是国外近期选择性堵水剂的研究和应用进展。选择性堵水剂按作用原理分为两类。一类是聚合物类相渗（透率）调节剂,通过大分链在水相中伸展、在油相中收缩降低水相渗透率,包括以DMDAAC为阳离子的两性聚合物poly-DMDAAC和性能更好的乙烯基单体/酰胺三元共聚物（后者在60℃、6.89-27.56 kPa压降下水、油相流动阻力比高达270-13）,实施堵水作业后油井产油能力逐渐提高。另一类是选择性水相封堵剂,除硅酸盐类、沥青类、乳化稠油外,主要介绍了由阴离子表面活性剂、反离子盐（钾盐）、缓冲溶液组成的黏弹性表面活性剂（VEAS或VAS）体系,该体系一般与相渗调节剂共同使用。介绍了两类选择性堵水剂在国外一些油田的应用情况。讨论了选择性堵水效果评价问题和选择性堵水剂研发方向。图2表1参12。

柔性转向剂性能及作用机理研究

为了遏制水驱油藏注入水通过高渗透部位时出现无效循环,研制了柔性转向剂(代号SR-3),用于改变油藏中水的流场及实现深部液流转向。这种柔性转向剂可随机发生形变,具有韧性好、不易破碎和断裂以及化学稳定性高的特点。室内物理模拟显示:SR-3转向剂能在地层高渗透率区大孔道中运移,可实现沿程调剖,SR-3在地层"大孔道"中流动遇阻时发生形变并产生堵塞压力。随压力的升高,SR-3蠕变并出现突破压力,然后又降至流动压力并趋于平衡;再遇阻又发生形变并产生堵塞,如此反复地在地层深部产生动态堵塞。大庆油田东部萨尔图和葡萄花油层的柔性转向剂现场试验验证了此机理,也说明了无裂缝砂岩油藏经长期注水开发,在水驱主流道可能冲刷出了大孔道高渗透带。对这些大孔道进行沿程堵塞,可以大幅度地改善水驱波及系数。

割缝衬管水平井堵水技术现状及发展趋势

割缝衬管是目前国内外水平井完井的主要方式,该类复杂结构井的堵水工作对于其整体开发效果的提高具有重要意义。对相关堵水技术现状进行了分析,指出环空封隔(ACP)定位注入技术可有效克服堵剂笼统注入的局限及风险,是适合割缝衬管水平井结构特点的堵水新思路。但目前环空封隔材料的性能尤其是触变性制约了该技术的进一步发展。在总结探讨存在问题的基础上,提出应结合国内水平井结构及施工工艺特点,建立相应技术标准,开发高性能环空封隔材料,进而为割缝衬管水平井堵水技术的发展、突破奠定基础。另外,应结合国内水平井所处油藏条件苛刻的实际,进一步开展抗温抗盐、选择性堵剂的研究。

用于延缓交联的多重乳液体系的热稳定性及运移行为

有机延缓交联及油包水乳液延缓交联方法在实现凝胶深部调剖、改善开发效果方面存在一些不足,为此制备了多重乳液延缓交联体系,研究了其热稳定性及运移行为。这种交联体系是在柴油为油相、Cr(AC)3交联剂为内水相、聚氧乙烯失水山梨醇单月桂酸酯(T20)为水包油乳化剂、聚异丁烯基丁二酰亚胺(T161)为油包水乳化剂的条件下制成的多重乳液延缓交联体系,具有更高的热稳定性。此外,传统Cr(AC)3经多重乳液包覆处理后,在多孔介质中的运移能力提高2.12倍。可作为较高油藏温度条件下高含水率、高采出程度注水开发油田实施深部调剖措施的有效手段。