二次采油与三次采油结合技术在胜坨油田坨11南的应用

二次采油和三次采油结合技术 (简称“2 +3”提高采收率技术 )是指在充分调剖的基础上进行有限度的三次采油。介绍了该技术在胜坨油田索 11南的先导试验情况。以铬冻胶和水玻璃 氯化钙为调剖剂 ,对试验区北部的注水井进行了四轮次的充分调剖 ;随后注入牺牲剂段塞、驱油剂段塞和流度控制段塞 ,恢复注水驱油。调剖和驱油阶段 ,试验区相关指标明显改善。通过对试验区的采油曲线和水驱曲线的分析 ,截止到 2 0 0 1年 11月底 ,试验区累计增油 5 493.0t,预计最终采收率将提高 7.1%。提出了试验区目前存在的问题及下一步的工作构想。

多轮次调剖的室内实验研究与现场应用

采用沿一条对角线设置高渗区、两端设注入、采出口的厚平板模型和可视化薄平板模型及高、中、低渗三填砂管并联模型,实验研究了水驱后(含水95%)多轮次调剖的效果。在厚平板模型上用水玻璃/氯化钙堵剂调剖三轮次,在薄平板模型上用聚合物铬冻胶调剖八轮次,均出现了调剖效果(采收率增值)递减现象。提出了效果递减的五个机理及相应对策:①前后两次调剖注入的堵剂影响面部分重叠,应使用强度不同、凝胶化时间不同的堵剂,建立多轮次调剖堵剂系列;②堵剂的作用随径向距离增加而减弱;应逐轮次增加堵剂量;③封堵时机不当,含水越低则调剖效果越好;④注入压力欠当,高注入压力下堵剂可进入欲启动层;⑤注入的堵剂部分失效,如有机冻胶发生氧化降解,粘土内滤饼被冲刷。在综合含水高达96.3%的坨11南沙二11-3试验区,采用PI和FD决策技术选调剖井,选择堵剂并优化堵剂配方,从1999年10月到2002年10月对全区6口注水井进行5轮次共21井次调剖,使试验区年自然递减率(1999年为11.65%)大幅度减小,含水受到控制(2003年8月为96.1%),采收率提高2.0%,可采储量增加。图5表3参3。

糠醇-脲-甲醛树脂固砂剂防砂工艺及其在胜坨油田的应用

糠醇-脲-甲醛树脂固砂剂是为满足胜坨油田高含水、严重出砂油井防砂而开发的。2002--2007年，胜坨油田已有227口油井使用该固砂剂防砂，成功率为83．3％。据135口井统计，防砂施工后动液面下降104m（地层受到一定伤害），原油含砂由0．119％减至0．063％，油井免修期由105天延长至296天。利用大量油井的数据讨论了影响防砂效果的因素。油层黏土含量高，则防砂有效期短甚至无效。油层有漏失时先预充填再实施防砂，则有效率从35．5％增至87．0％。油井出砂速度〈50m／月时防砂有效率较高。射开厚度增大或防砂层教增大，则防砂有效率减小。防砂有效率与油井含水率的关系较复杂，防砂施工前清洗油层可提高防砂有效率，但含水率〉95％的油层除外。油井提液强度适中（5-15m^3／m·月）的油井，防砂有效率较高。近几年来采用了先用覆膜砂充填，再挤入树脂固砂荆的防砂工艺。表8参5。

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+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19227 mg/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位置,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16～17 g/L,含Ca2++Mg2+ 385 mg/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585 m3,其中近井地带(半径3～6 m)64 m3,过渡地带(半径6～9 m) 107 m3,远井地带(9～16 m) 414 m3,使原油产量由1.3 t/d增至9.6 t/d,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.

糠醇-脲-甲醛树脂固砂剂

该固砂剂是为满足胜利胜坨油田高含水、严重出砂油井的防砂而开发的。所研制的糠醇 脲 甲醛树脂活性高 ,水分散性良好。通过组分筛选和配方优化 ,得到固砂液的基本配方为 :5 .0～ 8.0 %树脂 ,2 .5～ 5 .0 %潜在酸固化剂 ,0 .2 %～ 0 .5 %商品偶联剂HK 5 5 0 ,用清水配液。实验固砂液与粒径 0 .4～ 0 .8mm的石英砂在 6 0℃反应 2 4小时形成的固结砂 ,抗压强度大于 5MPa ,渗透率保留率大于 80 % ,适用温度下限 6 0℃ ,上限至少为 90℃ ,在油田污水、煤油、10 %盐酸、10 %硫酸、10 %NaOH碱液中浸泡 90天强度基本不变 ,在 10 %KMnO4溶液中浸泡 10d后解体。石英砂中含有粘土时固结砂抗压强度急剧降低 ,≤ 1%时抗压强度 >5MPa。石英砂粒径减小使固结砂渗透率保留率降低。简介了在胜坨油田 12口严重出砂井和 9口一般出砂井用该固砂液固砂的结果。图 5表 6参 5。

分层多种示踪剂井间监测技术在坨11南断块的应用

简介了题示示踪剂井间监测技术的原理、示踪剂用量设计及所得资料解释方法。在胜坨油田11南断块沙二8砂层组,相隔22或23天,将3组不同的非分配型+分配型示踪剂分别注入3-9-271注水井的沙二81、沙二82、沙二83层,在周围生产不同层位的9口采油井进行监测。以沙二81层为例说明示踪剂产出浓度曲线拟合效果较好。监测资料表明沙二8层的平面和纵向非均质性均较强,有几口井内有窜槽现象。由监测资料确定了3个小层的主要水驱方向。通过监测数据的综合解释,得到该井组的井间高渗层渗透率、厚度、喉道半径、主流通道、波及体积及系数等储层参数,表明井间主流道均为长期注水冲刷形成的高渗层。井区非均质性强,83层尤其突出。根据综合解释结果修正地质模型,应用示踪数值模拟方法,得到了井组3个小层的剩余油饱和度分布图。图6表5参3。

示踪剂技术及其在胜坨油田的应用

选择硫氰酸铵和硝酸钠为示踪剂，将一定浓度的示踪剂从注水井注入，在周围油井检测采出水中示踪剂浓度随时间的变化并绘制示踪剂采出曲线，通过数值分析求出油层的物性参数。利用所得到的物性参数可描述油藏，确定堵剂用量，检验油层内有无高渗透层或大孔道存在，跟踪注水流向，分析油水井注采关系，判断断层密封性等。本文介绍了这两种示踪剂的室内研究，在胜利油田胜坨地区沙二３、坨七两个开发单元的应用及其分析。

含助剂的生物聚合物驱油剂性能研究

针对胜坨油田油层温度和地层水矿化度较高的特点，提出了含助剂的黄胞胶生物聚合物驱油剂。评价了该驱油剂的溶解性、注入性与驱油性能，考察了驱油剂溶液粘度、注入时间与驱油效果的关系。结果表明，该驱油剂有良好的溶解性和注入性，具有明显的增油降水作用，可用于较高温度的高含盐油藏。

胜利油田污水配制梳形抗盐聚合物KYPAM驱油试验初步结果

在原始油层温度 80℃、原始地层水矿化度 2 10 0 0mg/L的胜利胜坨一区开展了梳形抗盐聚合物KYPAM和超高分子量HPAMMO 4 0 0 0对比驱油试验。KYPAM试验区面积 1.6 3km2 ,油层厚 12m ,注聚井 10口 ,井距 30 0m ,油井 16口 ,含水 97.2 % ,设计分 3个段塞注入浓度 180 0～ 10 0 0mg/L的KYPAM污水 (矿化度 12 4 0 1mg/L)溶液1.791× 10 6m3 ;从 2 0 0 2年 7月到 2 0 0 3年 8月 ,注入设计量的 32 .8% ,平均浓度 1836mg/L ,井口粘度2 4mPa·s。MO 4 0 0 0试验区面积 2 .39km2 ,油层厚 17m ,注聚井 2 2口 ,井距 2 2 0m ,油井 4 5口 ,含水 94 .3% ,设计注入浓度、段塞结构相同的MO 4 0 0 0清水 (矿化度 6 80mg/L)溶液 3.6 5 7× 10 6m3 ;从 2 0 0 2年 3月到 2 0 0 3年 8月 ,注入设计量的5 2 .8% ,平均浓度 184 1mg/L ,井口粘度 5 0mPa·s。按 2 0 0 3年 8月统计数字 ,KYPAM试验区见效油井比率(4 3.8% )、单井日平均增产油量 (2 .12t)、单井产油量最大增幅比率 (4 74 % ) ,单井增产油量 (2 186t) ,试验区采收率提高 (0 .4 1% )均高于MO 4 0 0 0试验区 (分别为 37.8% ,1.73t,94 % ,16 90t,0 .38% )。图 2表 4参 4。关键词 :梳形聚合物 ;丙烯酰胺共聚物KYPAM ;部分水解聚丙烯酰胺 ;聚合物驱油 ;矿场应用效果 ;