岩石单轴抗压强度优势尺寸及尺寸效应

对中硬岩石和软岩/硬土进行不同尺寸试件的单轴抗压强度试验研究结果表明:中硬岩石破坏形式呈典型脆性劈裂破坏特征,软岩/硬土呈现剪切破坏和部分碎裂破坏形式;无论硬岩还是软岩/硬土,单轴抗压强度的离散性与岩性和试件尺寸密切相关。通过岩石微观机理与宏观特征对其抗压强度尺寸效应进行了分析,提出在工程设计中应考虑岩石的优势尺寸及尺寸效应所带来的强度差异问题,以为工程的经济合理性与安全提供有效支撑。

渤海油田大尺寸优势通道封堵剂性能评价

与陆上油田相比,渤海油田在储层地质特征、注采参数和完井方式等方面存在较大差异。为解决渤海油田注入液窜流技术难题,以渤海油田储层和流体为实验平台,开展封堵剂组成筛选和性能评价实验研究。结果表明,封堵剂是由主剂与增粘剂、固化剂和缓凝剂等组成的灰黑色致密固体,具有较高的抗压强度和较低的渗透性,是一种大尺寸优势通道封堵材料。封堵剂溶剂水总矿化度与固化时间相关性不大,但溶剂水中的CO_3^(2-)和HCO_3^-有益于延缓固化时间。从技术经济角度考虑,主剂质量分数不低于30%,缓凝剂质量分数为0.05%~0.1%。通过调节缓凝剂用量,可以满足矿场施工时间要求。当封堵剂组成为质量分数为5%的增粘剂+质量分数为0.15%的固化剂+质量分数为0.1%的缓凝剂+质量分数为30%的主剂时,其固化时间约为20 h。

渤海油田大尺寸优势通道封堵与调驱技术研究

为解决海上油田注入液窜流技术难题,以渤海油藏为研究对象,开展了封堵剂基本性能评价、岩心孔眼封堵率和封堵+调驱增油降水效果的大尺寸优势通道治理实验研究。结果表明,封堵剂对大尺寸优势通道的封堵率高于90%,说明它可以满足渤海储层内大尺寸优势通道封堵技术要求。将大尺寸优势通道封堵技术与化学调驱技术相结合,可以获得宏观和微观液流转向双重效应,增油降水效果十分明显。与疏水缔合聚合物溶液相比较,尽管Cr3+聚合物凝胶黏度较低,但由于Cr3+聚合物凝胶内聚合物分子聚集体具有“分子内”交联结构特征,与储层孔隙配伍性较好,能够在岩心深部建立起有效驱替压力梯度,因而液流转向效果较好,采收率增幅较大。

渤海油藏优势通道多级封堵与调驱技术

为了解决海上油田大尺寸优势通道引起的注入液窜流技术难题,以渤海油藏储层和流体为研究对象,开展3种封堵剂基本性能评价、封堵率和多级封堵及调驱增油降水效果实验研究和作用机理分析。结果表明:封堵剂BH-1固化前为粘稠性流体,注入性较好;固化后为灰黑色致密固体,固化时间可在24~120 h内调整,固化后具有极高的抗压和耐冲刷能力,适用于近井地带大尺寸优势通道封堵。半互穿网络结构凝胶成胶前为粘性流体,注入性良好;在岩心孔隙内静置候凝24 h后,开始出现明显交联反应,120 h时形成网状分子聚集体,具有较高的抗压和耐冲刷能力,适用于油藏深部大尺寸优势通道封堵。当高渗透岩心内孔眼全部被封堵后,Cr3+聚合物凝胶调驱可以极大地改善低渗透岩心和高渗透岩心基质部分波及效果,采收率增幅高达29.4%,但封堵距离为总封堵长度的50%时,采收率增幅仅为13.1%。因此,渤海稠油油藏大尺寸优势通道封堵距离应大于注采井距的50%。从技术、经济效果角度考虑,封堵剂应由多级组合段塞组成,各个段塞注入顺序为:先注入约占总注入量50%的Cr^(3+)聚合物凝胶,再注入约35%的半互穿网络结构凝胶,最后注入约15%的封堵剂BH-1。