泡沫堵水技术在高含水油田研究应用

目前,海上油田多采用大段防砂和强注强采的开发模式以满足“少井高产”技术需求,但经过长期强注强采,加之储层非均质性强、油水流度比大等因素,导致部分生产井防砂段内层间矛盾突出、层间干扰严重,含水率上升快、产量递减迅速。以渤海油田为例,目前含水率高于80%的井占生产井总量的比例高达39.9%,改善注水开发效果迫在眉睫。现有油井堵控水方法主要分为机械堵水和化学堵水,但机械堵水只能解决层间矛盾,且作业难度大、施工成本高,因此一般以化学堵水手段为主。

高强度堵剂优化及其在高含水油藏靶向调堵中的应用

针对河南油田高渗高凝特高含水砂岩油藏,对双激发无机堵剂的配方优化、耐温耐盐性能、封堵性能、耐冲刷性能、粒径匹配等多方面进行系统研究。结果表明,缓凝剂和离子平衡剂是控制体系凝固时间的主导因素,随着主剂与激发剂浓度以及温度的增加,双激发无机堵剂固结速度增大。配液水中矿化度较高时,硫酸根和氯盐会加快体系固结时间。双激发无机堵剂封堵能力强,耐冲刷能力和深部液流转向效果较好,可对高渗透层大孔道有效封堵,提高低渗岩芯分流率,其封堵率高于98.5%。现场应用效果证实,双激发无机堵剂能够实现深部靶向封堵,具有强度高、有效期长、成本低等优点,调堵后含水率大幅下降。

石油开采井下作业堵水技术的实践探讨

石油开采过程中,随着井下开采深度持续增加,可能会出现注水突进、窜槽和水淹等安全问题,影响到石油井下开采作业效率和安全。针对上述问题主要对开采井下作业堵水技术内容展开论述,在分析油井出水的原因和危害基础上,把握井下作业堵水技术要点,实现石油资源高效开采和利用。

油井化学堵水效果评价方法及应用

我国油田堵水调剖技术已经历60多年的发展历程,油井堵水、注水井调剖、调驱以及深部液流转向等技术经历了起源、试验、发展、成熟、更替的过程,取得了很好的增油效果。大多学者重点关注堵水技术和方法的研究,堵水效果如何评估研究较少。为此,将油井化学堵水波及油层分为内、外两区域,增加的原油产量在达西渗流线性系统中理论上无限叠加,以内区、外区、交界面等3个产出液流动控制方程为理论依据,基于Duhamdl原理的反褶积算法,建立油井井口压力模型、有效渗透率模型、产油量计算模型等评价油井化学堵水效果。在50多口油井应用后,评价符合率达到95%以上,消除了技术人员习惯直接利用堵水前后产油量的差值判断堵水效果所带来的不确定性,为油井化学堵水效果评价提供了一种新的方法。

堵水调剖在低效水驱油藏中的发展与应用

目前油田存在含水较高的现象,为了保障石油开发开采能力,加快对油田化学堵水调剖技术的研究十分重要。首先调研了国内油田应用的堵水调剖技术与各类堵水调剖剂的性能、作用机理研究以及在油田的应用现状,重点介绍了化学堵水调剖剂,然后进行实际应用。通过油藏的地质特征、高渗透层的窜流特征,开展井组筛选标准、堵剂优选、方案优化的深入研究,在现场试验取得良好增油效果,能够有效提高水驱控制程度和采出程度,为低效注水开发区块提供了重要的借鉴意义。

油井选择性堵水剂研究进展及作用机理

随着油田水驱开发的进行,油井高含水是油田后期普遍面临的问题,针对油井高含水的治理难题,分析调研了目前研究与应用较广泛的油井选择性堵水剂,根据作用机理的不同,可以分为聚合物类堵水剂、泡沫与稠化油堵水剂、体膨类堵水剂、乳化沥青堵水剂以及纳米乳液堵水剂,介绍了5类选择性堵剂的构成,总结了堵水剂的室内研究情况与油田的实际应用效果,详细分析了5类选择性堵剂的作用机理,主要包括吸附、捕集和堵塞机理、贾敏效应、膨胀以及架桥和黏连封堵,对比了每种堵水剂适用的油藏条件,展望了堵水剂的发展趋势,以对油田的选择性堵水研究理论与应用提供参考。

Intelligent responsive self-assembled micro-nanocapsules:Used to delay gel gelation time

In the application of polymer gels to profile control and water shutoff,the gelation time will directly determine whether the gel can"go further"in the formation,but the most of the methods for delaying gel gelation time are complicated or have low responsiveness.There is an urgent need for an effective method for delaying gel gelation time with intelligent response.Inspired by the slow-release effect of drug capsules,this paper uses the self-assembly effect of gas-phase hydrophobic SiO_(2) in aqueous solution as a capsule to prepare an intelligent responsive self-assembled micro-nanocapsules.The capsule slowly releases the cross-linking agent under the stimulation of external conditions such as temperature and pH value,thus delaying gel gelation time.When the pH value is 2 and the concentration of gas-phase hydrophobic SiO_(2) particles is 10%,the gelation time of the capsule gel system at 30,60,90,and 120℃is12.5,13.2,15.2,and 21.1 times longer than that of the gel system without containing capsule,respectively.Compared with other methods,the yield stress of the gel without containing capsules was 78 Pa,and the yield stress after the addition of capsules was 322 Pa.The intelligent responsive self-assembled micronanocapsules prepared by gas-phase hydrophobic silica nanoparticles can not only delay the gel gelation time,but also increase the gel strength.The slow release of cross-linking agent from capsule provides an effective method for prolongating the gelation time of polymer gels.

基于主客体识别作用的油藏深部调剖体系

油藏深部调剖作为一类改善开采效果、提高采收率的重要技术,已广泛应用于非均质油藏水窜治理。为改善水窜治理过程中调剖剂注入性与深部封堵这一矛盾,基于主客体识别作用,提出自组装深部封堵技术。首先,以丙烯酰胺、N,N'-亚甲基双丙烯酰胺、烯丙基-β-环糊精和苯乙烯为原料,通过乳液聚合法制得粒径为170 nm、表面含有β-环糊精基团的主体纳米颗粒;然后,以十六烷基二甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺为原料,通过可控自由基聚合法制得数均分子量低于4000、分子量分布为1.1~1.4的客体聚合物。通过主体纳米颗粒和客体聚合物,构筑具有自组装性能的调剖体系。通过调剖体系的黏度来评价纳米颗粒与聚合物的自组装性能;通过岩心驱替实验,评价了调剖体系的注入-封堵性能。结果表明,由于客体聚合物分子中的疏水烷基链与主体纳米颗粒表面的β-环糊精基团具有主客体识别作用,β-环糊精基团包合疏水烷基链形成包合物,客体聚合物发挥“桥连”作用,纳米颗粒自组装聚集形成团粒簇,使调剖体系黏度缓慢增至约90 mPa·s。0.1%纳米颗粒与0.2%聚合物组成的调剖体系的注入性良好,阻力系数为2.0;待自组装后进行后续水驱,残余阻力系数为3.42,封堵率为70.7%。该研究为缓解调剖剂注入性与深部封堵的矛盾提供了新的思路。

缝洞型碳酸盐岩油藏大漏失水平井颗粒吞吐控水技术

南海东部某缝洞型碳酸盐岩油藏大漏失水平井见水早、上水快,在缝洞网络沟通底水的影响下,传统的机械化学控水方法均无法解决该油藏的油井出水问题。为此,提出了一种颗粒吞吐控水技术,利用碳酸盐岩地层缝洞网络的漏失作用,先“吞入”大量以树脂为主体的物理化学性质稳定的低密度颗粒(密度为1.05 g/cm^(3)),以改善地层的非均质性。投产后,缝洞网络中的部分颗粒再逐渐“回吐”至井筒环空及近井地带,以改善环空及近井地带的水窜问题。室内颗粒吞吐过程模拟试验结果表明:当流速大于0.0033 m/s时,颗粒可进入试验裂缝模型;当流速大于0.0090 m/s时,颗粒可从试验裂缝模型中“回吐”,颗粒吞吐条件在矿场易实现。该技术在某缝洞型碳酸盐岩油藏3口新井及1口老井中进行了现场试验,投产后应用井相较于邻井或措施前含水率降低了5~10百分点,单井累计增产油量(3~8)×10^(4)m^(3),具有明显的控水增油效果。该颗粒吞吐技术为缝洞型碳酸盐岩油藏大漏失水平井的出水问题提供了一种新的解决方案。

裂缝性礁灰岩油藏微粒充填控水效果定量评估方法研究

L油藏为天然裂缝十分发育的强底水驱礁灰岩油藏,经20多年开发已整体处于特高含水期,水平井投产初期高含水。为改善开发效果,近几年采用自行研发的微粒充填控水工艺控水增油成效显著。为定量评估增产油量,在微粒充填控水工艺已有的机理认识基础上,通过建立模拟井区裂缝分布的控水井双重介质模型、表征裂缝充填过程的数学模型,经迭代拟合井口泵注压力建立裂缝充填动态模拟数值模型,形成了控水和未控水井生产动态预测方法,实现了控水生产井累增油量定量预测。经现场井例验证,预测结果与实际生产动态吻合较好。研究成果为微粒充填控水工艺大规模推广应用提供了依据。

一种智能纳米复合剂堵水调剖体系的研究

为解决高温高盐碎屑岩油藏含水率高、封堵难度大以及采收率低等问题,研究了一种ALT智能纳米复合剂堵水调剖体系,通过Zate电位仪和SCZL203全自动张力仪对该调剖体系的粒径和界面张力进行测定,并采用耐高压微观驱替装置进行体系封堵性能评价。结果表明:ALT智能纳米复合剂在水中具有良好的溶解性,可有效改善储层润湿性,且具有很好的洗油效果;同时,复合剂堵水调剖体系颗粒粒径小,容易进入储层微小孔喉,在油藏条件下封堵效果好,具有良好的油水选择性,堵水率高达88.1%,总采收率达56.9%。

水平井拖动管柱找水电控封隔器的研制与现场试验

针对长庆油田长水平段水平井应用拖动管柱找水工艺时存在配套的机械式封隔器坐封压力控制难度大、反复坐封密封胶筒损伤导致封隔器稳定性大幅度降低等问题,研制了可定时或实时坐封解封、可实现任意层段封隔的水平井电控封隔器。该封隔器在设计时充分考虑了水平井段重复坐封次数及密封件的承压性能,尤其是驱动机构动力输出部分采用直流电机+行星减速器、运动转换部分采用丝杠螺母机构方式,确保在许用套管空间内可实现输出扭矩最大化及封隔器胶筒的压缩坐封。通过室内试验评价了电控封隔器的耐温耐压、输出力矩和坐封推力等性能,相关性能指标均满足设计要求。水平井找水电控封隔器在长庆油田3口井进行了现场试验,试验结果表明,该封隔器可最大程度地降低工程条件的影响,提高作业成功率及测试质量,使拖动管柱找水测试工艺更简便、费用更低。

渤海特高孔渗储层控水防砂一体化完井技术

渤海BN油田的特高孔渗疏松砂岩油藏储层非均质性强,生产井出水、出砂问题严重,而现有各自独立设计实施的控水和防砂工艺存在设计实施繁琐、控水防砂效果差等问题。为此,在连续封隔体控水完井技术的基础上,根据地质工程一体化的思路,给出了优选连续封隔体颗粒粒径、设计ICD筛管控流强度及优化配置ICD筛管的方法,形成了适用于渤海特高孔渗储层的防砂控水一体化完井技术。BN油田3口井进行了控水防砂一体化完井技术试验,与邻井相比,单井无水采油期平均延长187 d,初期含水率远低于预期含水率,井口无砂时间明显增长,其中BN-D4H1井井口无砂时间长达889 d。现场试验结果表明,防砂控水一体化完井技术可以满足BN油田控水、防砂的双重需求。

超低渗油田环氧树脂新型堵剂研制与应用

针对鄂热多斯某低渗油田水平井对堵剂特殊要求,通过对不同稀释剂、增韧剂和固化剂、促进剂复配组合配方探讨,筛选了一种高柔韧性、黏结性能和初凝时间等性能适合于该油田水平井的理想堵剂,其优化配方为:添加树脂质量10%的稀释剂669、8%的增韧剂678以及固化剂促进剂GA-1。在该条件下树脂堵剂性能指标:25℃黏度为1220 mPa·s,剪切强度为17.4 MPa。50℃黏度为275 mPa·s,剪切强度为18.7 MPa,固化时间5 h;明堵剂耐盐性能良好。现场应用效果表明,该堵剂堵水效果良好,增产效果明显。

井间单套缝洞型油藏橡胶颗粒调剖堵水实验

以塔河油田井间单套缝洞型油藏为模型基础,设计了橡胶颗粒调流剂堵水物理模拟驱替实验,对水驱规律进行了分析,并探讨了不同的封堵位置、橡胶颗粒用量、粒径、密度以及注水速度对驱替效果的影响。研究结果表明:(1)模拟实验设置模型长度为40 cm,宽度为30 cm,厚度为5 cm,裂缝开度为4~20 mm,溶洞直径为2~4 cm,井筒宽度为10 mm,模型缝洞体积为175 mL,在温度为25℃、常压时,以10 mL/min的速度注水驱替至采油井含水率达到98%时的最终采出程度为43.83%;由于重力分异作用,注水驱替后存在大量的阁楼油和绕流油,阁楼油主要集中在横向顶部通道,绕流油主要集中在横向中部通道和横向底部通道的高位,油水界面与横向中部通道的高位缝齐平。(2)模拟实验中同时封堵横向底部通道和横向中部通道,橡胶颗粒采用混合粒径,颗粒密度和模拟地层水密度一致,用量越大,注水速度越大,调流效果越好;橡胶颗粒用量为0.04 PV,粒径小于1 mm和2~4 mm的颗粒各半,注水速度为15 mL/min时,采出程度提高了18.45%;同时注入水以及与水等密度的橡胶颗粒,可有效封堵优势通道,效果较好。(3)在TH25X井进行橡胶颗粒调剖堵水现场实验中,设置前置段塞橡胶颗粒粒径为2~4 mm,后置段塞橡胶颗粒粒径小于1 mm,颗粒密度为1.13 g/cm3,以50 m3/d的速度同时注入水和橡胶颗粒共920 m3,堵水后累计增油1 200 t,含水率下降15%,取得较好封堵效果。

适用于高温油藏的堵水体系优化与性能评价

针对常规堵剂在高温下存在封堵强度降低、稳定性差等问题,以W油藏为研究对象,开发了一种在高温环境下能自发固化形成具有较高的强度和稳定性的三维网状结构的酚醛树脂体系,能完全满足油藏的封堵要求。试验结果表明,该体系常温条件下为液态,在高温下开始固化,并随着温度的升高,固化速率逐渐加快,在120℃下固化时间为3.5~6 h,固化后抗压强度为3.0~4.8 MPa,且具有较好的耐盐性和长期稳定性,120℃下恒温老化180 d后强度仍较稳定,该研究可为提高油藏注水开发效果提供技术支撑。

高强度乳液冻胶体系的研究与应用

为解决传统冻胶体系现场溶解困难和针对大孔喉的封堵效果差的问题,研究了一种可快速溶解的水溶性乳液聚合物为主剂的高强度冻胶堵剂体系,并评价了该体系的稳定性和封堵性能。实验结果表明,配方为5000 mg/L HPAM类聚合物乳液主剂+500 mg/L交联剂+1500 mg/L pH调节剂乙酸的体系,在60℃下可形成黏度为130 Pa·s以上的高强度冻胶,该冻胶体系具有良好热稳定性和针对大孔道的封堵能力,对大孔隙和裂缝的封堵率高达89.36%。此外,通过玻尔兹曼拟合建立了交联剂浓度与交联反应进程间的显函数关系,首次从理论上提出了一种通过调整交联剂浓度来控制冻胶体系黏度变化的方法。

聚合物堵剂对窜槽的封堵效果

随着油田深入开发,受增产、增注措施和储层物性影响,水泥环窜槽井数逐渐增多。窜槽打乱了原有开发层系,造成严重层间干扰。分析聚合物堵剂在窜槽中的封堵规律是实现高效封堵的关键。利用水泥环窜槽封堵物理模拟装置,以窜槽模型的突破压力、微观结构及岩心的分流率作为评价手段,从窜槽结构、注入轮次、注入速率3个角度分析水泥环封窜规律。研究结果表明,在一定的实验条件下,窜槽模型的结构直接影响了封窜效果,窜槽裂缝宽度越宽,封堵效果越差,窜槽内的堵剂会出现无法紧密贴合缝壁或断裂等情况,当窜槽裂缝宽度为1.5 mm时,突破压力仅为11.46 MPa;大部分堵剂流经裂缝进入了高渗层,分流率大于80%。注入轮次也是影响封窜效果的重要参数之一,对于结构复杂的窜槽则需要多轮次的封窜才能保证效果,当注入轮次提高到3次时,突破压力达到了14.33 MPa。降低注入速率可以改善堵剂对低渗层的污染,当注入速率为0.25 mL/min时,低渗透岩心的分流率可降低至10.8%。本文探索了聚合物堵剂对水泥环窜槽的封堵规律,对窜槽井的封窜具有重要的指导意义。

地下成胶堵水体系在海上油田的适应性及先导性试验

为了控制海上油田油井过量产水,评价了地下成胶堵水体系(1%功能微球+3%功能单体+0.8%促胶剂)在海上油田的注入性、封堵性、选择性、耐水冲刷性等性能,并进行了堵水先导性试验。研究表明,地下成胶堵水体系从A级到I级强度的成胶时间长达134 h,能满足现场施工对成胶时间的要求;体系具有良好的注入性,在渗透率为1020×10^(-3)μm^(2)的填砂管中,注入压力仅为0.28 MPa,且随渗透率的增加而降低;体系具有良好的选择性、封堵性及耐水冲刷性,能优先进入高渗窜流区域,成胶后对高渗窜流区域的封堵率达90%以上,连续用水冲刷100PV,封堵率仅下降约5.0%;体系成胶后具有良好的耐候性,在65℃下浸泡60 d后强度损失率仅为4.1%。现场先导性试验结果表明,地下成胶堵水体系堵水效果明显,能有效控制目标井复杂来水,实现目标井的“降水增油”。

一种水平井见水后分析及治理的新思路

水平井是目前油田规模建产的主要井型,随着开发时间的延长,问题逐步凸显,主要是受特低-超低渗透油藏天然裂缝和储层非均质性影响,水平井见水风险高,见水后依然采用的是定向井的分析和治理思路,未形成有效的技术体系,开发效果不理想。通过从见水的本质出发,应用测井、试井、双向调堵等技术,弥补目前水平井见水分析和治理方法的不足,从而提高整体开发效果。