聚合物溶液浓度均匀性对注入压力的影响研究

针对注聚井注入压力异常现象,通过聚合物溶液稀释程度、聚合物溶解程度对聚合物溶液注入压力的影响实验,展开聚合物溶液浓度不均匀对注入压力的影响研究。研究表明,依次注入稀释程度在100%、50%、0阶段的1500mg/L的SNF3640C聚合物溶液时,注入压力波动现象越来越明显,稀释程度为0时,注入压力波动差值为0.19MPa;依次注入溶解程度为100%、50%、0的1500mg/L的SNF3640C聚合物溶液时,注入压力显著上升,并且波动范围变大,注入溶解程度为0的聚合物溶液时,注入压力波动差值为1.48MPa。结果表明,聚合物溶液从母液到目标液的稀释程度和聚合物溶解程度越低,聚合物溶液注入压力波动现象越明显。

注聚井注入压力优化控制策略研究

在注聚井的注入过程中,合理控制注入压力是保障注入效果和井筒安全的关键。传统的注入压力控制方法难以适应复杂油藏的动态变化,容易导致压力波动和能量损耗。应对这一挑战的关键在于推进智能化压力注入调控技术的研究,提高注聚井的作业效率以及原油的采集效率所带来的成果,本项研究着眼于提升注聚井压力注入的效率,探讨了基于智能算法、模型预测控制和专家系统的优化控制策略及其应用。

以渤海A油田为例分析聚合物驱注入压力

注入压力上升是聚合物驱水井最重要的变化,因此需要重点分析压力动态,治理高压井和低压井,保证注入压力合理上升。文中根据渤海A油田聚合物驱注入井井口压力的变化数据得到了其曲线变化图,并对这些注聚井注入压力的变化趋势进行了归类分析,提出了注入压力不同情况下必须采取的对应策略,总结了一些高压井、低压井出现异常压力的原因和治理措施,最后以某个注聚区为例介绍了治理低压井的方法和措施效果。综合分析渤海A油田10口注聚井的压力变化情况,可将其分为缓慢上升、快速上升、先升后降再升、逐步下降后再缓慢上升等4种类型。当井无法完成配注量时,应及时提高注聚系统压力或降低聚合物的相对分子质量;发现注聚后压力下降时,应及时提高聚合物的质量浓度或配注量,采取有效的调剖措施,或使用更高相对分子质量的聚合物。

渤海S油田注聚井注入压力界限潜力

渤海注聚油田的井口注入压力界限是在油田早期注水时计算得到的,开始注聚后,由于注入流体的性质发生改变,原有的井口注入压力界限已不适用当前的注入状况,在一定程度上影响了配注。采用压力节点分析方法,优化计算参数,对注聚井井口注入压力界限潜力进行分析研究。结果表明,S油田注聚井井口注入压力界限较原给定的井口注入压力界限(10 MPa)提高幅度可达23.2%~52.3%。研究成果为适时调整注聚阶段的井口注入压力界限、提高配注提供了理论依据。

鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组低孔低渗砂岩物性与石油临界注入压力关系实验研究

岩性油藏的形成受到石油流体动力及储层物性等因素的控制。岩性油藏理论分析和勘探实践表明,成藏期当砂岩体孔隙度和渗透率过低或石油充注动力不足时,石油往往无法充注其中。本文采用砂岩样品石油充注临界条件实验测量了不同围压条件下石油进入砂岩样品的最小注入压差,定量研究了已知不同物性砂岩样品的临界石油注入压差与埋深的关系,并建立了镇泾地区延长组低孔低渗砂岩体成藏解释图版。石油充注临界条件实验表明:镇泾地区延长组低孔低渗砂岩体石油充注临界孔隙度约为10.5%,小于该临界值时,石油难以注入砂岩样品;该地区低孔低渗砂岩体临界注入压差受储层埋深和物性的双重控制:相同物性不同埋深的砂岩样品临界注入压差随深度增加而迅速增大,表明随深度增加石油需要更大的充注动力才能成藏;而相同深度时不同物性的砂岩样品临界注入压差随物性条件变好迅速降低,即同一深度不同物性时较好物性的砂体更容易发生石油充注。应用成藏图版解释研究区长8低孔低渗砂岩体成藏条件,发现成藏期石油充注压差大于临界压差者为高产油井,充注压差等于或者小于临界压差多为低产油井或者水井,解释结果与油田实际试油结果有一定吻合。

聚合物驱注入压力探讨

该文以理论结合实践，探讨了聚合物驱注入压力的变化规律，分析了影响聚合物驱注入压力的五大因素，即聚合物水溶液本身、注采井距、注入强度、注入速度及油层条件对聚合物驱注入压力的影响。理论和实践都证明：聚合物分子量、注采井距、注入强度、注入浓度及注入速度等参数值越大，聚合物驱注入压力就越高；尤其注采井距对聚合物驱注入压力影响更明显，与注水相比，其压力升值正比于注采井距平方的数倍，而地层系数越大，则注入压力越低。文章还提出适于大庆油田聚合物驱的各参数初步推荐值：聚合物分子量不超过２０００万，注入速度不超过０．２ＰＶ／ａ，注入浓度不超过１５００ｍｇ／Ｌ和注采井距不超过４００ｍ（最好２５０ｍ）。这些认识对生产实践，特别是对大庆油田今后聚合物驱大规模工业化应用具有重要指导意义。

基于R/S分析法的调剖注入压力动态变化特征量化评价

运用R/S分析法和分形理论计算调剖注入压力时间序列的Hurst指数及分形维数。对王窑长6油藏的6口井弱凝胶调剖注入压力曲线进行了实例计算。结果表明,调剖注入压力序列Hurst指数均大于0.5,平均值0.956 2,对应分形维数1.043 8。分段拟合时第一阶段Hurst指数平均值0.718 3,中后期0.969 4,对应分形维数分别为1.281 7和1.030 6,调剖注入压力变化具有明显的阶段性,中后期注入压力上升的概率远高于初期,与分析堵剂在地层运移规律具有一致性。R/S分析法量化评价调剖注入压力是可行的。

高质量浓度聚合物溶液注入压力的降压效果

为实现注聚井注入高质量浓度聚合物溶液,开展了用表面活性剂体系降低聚合物溶液的注入压力实验.利用旋滴界面张力仪,进行了表面活性剂体系界面张力、界面张力稳定性能研究;利用岩心驱油模拟装置,在岩心上进行了表面活性剂体系降低驱替压力实验.结果表明:表面活性剂体系与大庆原油形成的界面张力可达到10-2mN/m数量级,与其他助剂复配形成体系的油水界面张力可达到10-3mN/m数量级;在表面活性剂体系驱替1.0倍孔隙体积后,后续高质量浓度聚合物溶液驱替压力降低47.86%~67.01%;连续注入90.0倍孔隙体积后,注入压力不上升;高渗透率(大于等于0.890μm2)油层可以实现高质量浓度聚合物的连续有效注入.

注水井调剖注入压力预测方法

合理的注入压力可减少对非目的层的污染,提高调剖措施的有效率。针对目前调剖措施注入压力预测方法存在的问题,优化措施工艺参数,从注水井注入系统压力平衡角度出发,以排量设定法为基础,提出了一种预测调剖施工爬坡压力的方法。应用实例效果分析表明,该方法可简便快捷地预测注入压力,优化工艺参数。

表面活性剂降低高浓度聚合物溶液注入压力的研究

针对高浓度聚合物溶液注入压力高的实际情况,开展了表面活性剂降低高浓度聚合物注入压力的研究.室内岩心降压模拟实验表明,在表面活性剂体系驱替1PV后,使后续高浓度聚合物溶液驱替压力降低的幅度在47.86%～67.01%之间,连续注入90 PV左右后,注入压力不上升.现场试验结果表明:采取表面活性剂措施可以实现高浓度(2 000～2 500 mg/L)聚合物的连续有效注入.

温度和注入压力对二氧化碳驱油效果的影响规律实验

二氧化碳驱油过程中通过二氧化碳在原油中的溶解而改变原油物性,从而提高采收率,但温度和注入压力对二氧化碳驱油效果及驱替过程中原油物性的影响规律有待深入研究。通过岩心驱替实验及原油物性测试实验对其进行了研究,结果表明,在22℃条件下,原油采收率随注入压力的增加变化较小;在60℃条件下,当二氧化碳为气态时,注入压力对原油采收率影响较小,当注入压力升高使二氧化碳处于超临界状态时,原油采收率会大幅度提高,但换油率迅速下降,而当注入压力高于最小混相压力时采收率增幅变缓。见气时注气量对比结果显示,气态二氧化碳驱比超临界或液态二氧化碳驱更容易发生气窜。产出原油物性分析结果表明,二氧化碳驱过程中,随着生产时间的增加,产出原油组分越来越轻,原油密度和粘度也逐渐减小;相同温度下,随着注入压力的升高,产出原油密度和粘度减小。

大庆油田三元复合驱注入压力变化规律及预测

针对大庆油田三元复合驱注入压力变化速度快、幅度大,严重制约方案设计,影响跟踪调整的问题,综合运用矿场资料、物理模拟实验结果及油藏工程方法,研究了三元复合驱注入压力变化规律,确定了三元复合驱注入压力上升幅度预测方法。研究结果表明:大庆油田三元复合驱注入压力呈对数式上升,分快速上升、缓慢上升和基本稳定3个阶段;注入压力上升幅度受压力准数(空白水驱采油井组的注入井地层压力与采油井地层压力之差)、流度2个因素影响,上升幅度与压力准数呈正相关,与流度呈负相关;在此基础上建立了依据压力准数、流度的注入压力上升幅度预测方法,现场验证相对误差小于8%。研究成果对改善三元复合驱开发效果具有重要意义。

表面活性剂降低注水井注入压力室内实验研究

针对外围油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加等情况,开展了表面活性剂降低注水井注入压力室内实验研究。室内实验表明,55℃表面活性剂体系油水界面张力达到10^(-2)mN/m数量级,且具有较好的界面张力稳定性。岩心驱油降压模拟实验表明,表面活性剂体系驱替0.5倍孔隙体积(PV),后续水驱替压力下降48％左右。注入表面活性剂体系后,油水界面张力降低,残余油饱和度下降,水相相对渗透率上升,注入压力下降。

绥中36-1油田注聚井注入压力高原因分析及增注措施

绥中36-1油田注聚井注入压力高导致欠注井的比例占到35%。造成注聚井注入压力高的原因主要为:储层岩石胶结疏松、泥质杂基含量高,微粒易运移;早期注水已使储层遭受一定程度的污染;聚合物的吸附滞留造成近井地带堵塞;现阶段井口平台注入水水质不达标;高浓度聚合物母液与配注用生产污水不完全配伍;过滤系统精度不够,大颗粒絮团或聚合物鱼眼随注入水进入地层。可通过严格控制注入水水质、确定最佳清污混注比例以及在注聚系统加多重滤网过滤消除注聚井外来物质堵塞,并采用复合型化学解堵剂进行解堵,从而达到增注目的。

分子沉积膜剂HB降低聚合物注入压力实验研究

优选出了分子沉积膜剂HB室内最佳配方:两种长链季铵盐(总质量浓度95g/L)及天然高分子、渗透剂、润湿剂、缓蚀剂的水溶液。在经盐水预冲洗的大庆砂岩洗油岩心中注入膜剂HB2PV,在45℃放置48h令岩心孔隙内形成有序分子沉积膜,在45℃下连续注入1000mg/L的HPAM溶液160PV,再改注盐水20PV。与未注入膜剂HB的空白实验相比,岩心内形成分子沉积膜后HPAM溶液最高注入压力梯度由158.4kPa/cm降至64.6kPa/cm,聚合物堵塞被突破后的最终稳定注入压力梯度由141.4kPa/cm降至80.8kPa/cm,改注盐水后的残余阻力系数由8.26降至3.27。岩心内形成分子沉积膜后,流出的HPAM溶液中膜剂HB(以两种季铵盐总量计,下同)的质量浓度随HPAM注入量的增加而减小,注入量达10PV后降至零,由此计算出膜剂HB在岩心内的吸附量为0.0237mg/g岩心。HB形成的分子沉积膜耐冲刷,具有显著的保护储层,降低聚合物注入压力的作用。图1表2参3。

气体注入压力激励法测量卫星液体推进剂剩余量的热力学模型

通过对气体注入压力激励法测量卫星液体推进剂剩余量系统的详细热力学过程分析,建立了能满足实际测量需求的等温和绝热两种热力学模型,对具体测量模型的选用及相关问题进行了分析。

聚合物驱注入压力数值模拟研究

注入压力上升是聚合物驱水井最重要的动态变化,但是在利用ECLIPSE数值模拟软件进行聚合物驱数值模拟历史拟合的实际工作中发现,有一些注聚井的注入压力会发生异常,注聚后注入压力会上升几十个兆帕,这会造成计算的不收敛,计算中断,从而影响聚合物驱效果的评价和开发指标的预测。为此,分析了产生这种问题的原因,然后利用渤海A油田的地质模型,研究了注入压力与渗透率、传导率、射孔因子、PI指数等参数的关系,利用灰色关联方法对这些影响因素进行了排序,最终提出了解决数值模拟中遇到的注入压力上升过高的方法,并取得了较好的应用效果。

热采井注入压力影响因素灰色关联分析

海上稠油油田采用多元热流体热采技术取得了显著的效果,但有些热采井注入压力高、注入速度低,无法按工艺设计要求实现注入,因而需对目前认识尚不清楚的注入压力影响因素进行研究。文章结合工程实际,通过对现场7口典型井的注入压力及相关数据统计,包括黏度、渗透率、孔隙度、注入速度、静压、水平段长度共6项因素,运用灰色系统理论中的关联分析原理,分析了影响注入压力的各种因素的关联度。对相关的6个影响因素的分析表明,油藏本身的物性条件,如孔隙度、渗透率对注入压力的影响非常大,注入流体的速度和水平段的长度也明显影响注入压力,研究成果为下一步优化多元热流体注入能力提供了技术依据。

胜坨油田超高分缔合聚合物驱注入压力高的原因分析及对策

胜坨油田进行先期超高分子缔合聚合物的单井试注试验,单井试注效果较好,于是又开展了的井组试验。井组试验开始注入以后,部分注入井压力快速升高,被迫降低配注量,甚至停注。针对胜坨油田超高分缔合聚合物驱先导试验注入压力高的情况,本文对其进行原因分析。研究发现超高分缔合聚合物具有较常规HPAM注入压力高的特性;粘土、机杂和铁化合物与超高分缔合聚合物形成混合体造成近井地带堵塞。本文提出注聚站增加过滤装置、注入井深部解堵返排后进行强力注水冲刷,注入困难的注入井采取增压泵增压等措施。矿场实施上述措施后效果明显。

基于有限元建模技术确定注水井安全注入压力

针对气田水回注过程中,注入压力过高容易诱发套管损坏、水泥环破裂、注入水窜漏等安全、环保问题,开展了气田水回注安全注入压力计算方法研究。通过对注水过程中套管、井壁水泥环和地层受力分析,结合岩石力学实验获得的弹性模量、泊松比、抗压强度等力学参数,利用有限元法,建立考虑流固耦合的注水井有限元模型,模拟注水条件下套管、水泥环与地层的应力分布,综合确定注水井理论安全注入压力;该方法在四川盆地川中地区气田水回注井生产管理中得到了应用,可以为回注井规划部署提供重要依据。