低渗透裂缝型油田调剖用弱凝胶体系室内评价

通过实验室模拟与现场应用分析,详细考察了弱凝胶体系的性能以及在油田中的实际应用效果。实验结果显示,弱凝胶体系的成胶时间从20℃的115.2 min显著减少至70℃的14.9 min,黏度从1560.5 m Pa·s降至1047.2 m Pa·s,体现了温度提高加速化学交联反应的效果。在老化稳定性实验中,凝胶黏度在室温条件下经过3个月从初始的1200 m Pa·s缓慢降至1149 m Pa·s,而在80℃的高温条件下,从1013 m Pa·s降至970 m Pa·s,表明温度的升高加速了老化过程,但整体上凝胶展示了良好的稳定性。剪切稳定性测试中,凝胶黏度从500 r·min^(-1)的1198 m Pa·s降至5000 r·min^(-1)的987 m Pa·s,显示出良好的剪切稳定性。大洼油田采用弱凝胶调驱技术后,油井的日产油量平均提升了50%,同时减少了水窜现象,优化了油水分层,显著提高了油田的整体采收效率。

低渗透裂缝性油藏测井侧向剩余油挖潜措施研究——以长庆A油田为例

针对长庆A油田低渗透裂缝性油藏注水开发动态特点,通过深化精细基础地质研究,结合老区检查井取心、测井资料,开展了剩余油分布精细评价、不同水线距离的检查井水洗程度评价,以及裂缝对剩余油分布和开发效果的影响分析。结果表明,低渗透裂缝性油藏主向井水淹严重、侧向区剩余油富集,侧向剩余油挖潜设计方案可行;油藏井网加密调整后开发效果评价证实,侧向剩余油挖潜方案可减缓油藏递减、改善油藏的开发效果。可为同类油藏开发中后期实施井网调整、增储挖潜及油藏采收率提高提供有益借鉴。

不稳定注水技术在低渗透裂缝油藏的应用

随着全球石油资源的日益枯竭,低渗透裂缝油藏的开发已成为石油工业的重要研究方向。低渗透裂缝油藏是一种具有复杂地质特征和困难开发的油藏类型,为了提高油藏的采收率和经济效益,研究者们不断探索新的开发技术,不稳定注水技术是一种在低渗透裂缝油藏中应用的有效方法。首先提出其技术理论基础,继而分析其在低渗透裂缝油藏的技术应用,以期为今后低渗透裂缝油藏的开发提供有益的参考。

低渗透裂缝型油田长效智能深部调驱技术

针对低渗透裂缝油田注水开发过程中低效或无效循环的突出问题,介绍了通过以柔性颗粒为主体段塞、微球和体膨颗粒等作预置段塞和保护段塞的长效智能深部调驱段塞组合技术,研究了柔性颗粒的特性,比较了柔性颗粒单一段塞和组合段塞在现场的应用情况。研究结果表明,柔性颗粒耐温抗盐性、抗拉伸性和回复性良好;在地层中具有堵塞/变形通过和二次黏结能力,可有效填充和封堵裂缝,达到智能沿程动态深部调驱和动态扩大波及体积的目的。现场应用结果表明,柔性颗粒单一段塞可以实现深部液流转向和深部沿程动态调剖,增油降水效果较好;柔性颗粒、聚合物微球和体膨颗粒组合段塞能达到甚至超过柔性颗粒单一段塞的增油降水效果,并大幅降低柔性颗粒的用量,节约成本。

陕北低渗透裂缝性油藏调剖试验研究

安塞油田三叠系长6储层渗透率（1~3）×10 3μm2,在92口见水油井中,裂缝型和裂缝-孔隙型见水油井29口。靖安油田三叠系长4＋5储层平均渗透率1.447×10 3μm2,在68口见水油井中,见注入水油井41口,由于裂缝沟通,不少油井投产初期即见注入水;姬塬油田侏罗系延9油藏平均渗透率66.9×10 3μm2,吸水厚度仅占油层厚度的35%,部分油井水淹,而大部分油井注水不见效。通过对低渗透裂缝油藏调剖实验研究,确定采用体膨颗粒和聚合物弱冻胶复合调剖工艺,在实施调剖的20个井组中,有19个井组吸水指数明显降低;有11个井组取得了增油、降水效果;有5个井组含水率下降;有3个井组,由于裂缝封堵强度过大,导致调剖无效。

适用于低渗透裂缝型油藏的新型调剖体系研制

针对低渗透裂缝型油藏地层能量低、注入水平面单向突进、剖面尖峰状吸水较普遍、注采调控难度大等问题,提出"垫堵调封相结合"的治理思路,采用不同成胶强度的调剖体系。在中国某油田长6油藏(温度为60℃)现场注入水的条件下,利用相对分子质量较低、粘度高、剪切稀释性好、粘弹性好、静置后内部结构增强的ZND-5作为调剖体系主剂,通过交联体系的筛选,研制出成胶强度为25 000～100 000mPa·s、成胶时间为6～72h、满足大剂量注入要求的新型调剖体系。原子力显微镜观察显示该调剖体系具有三维网状结构,经过多孔介质剪切后,粘度保留率高,长期稳定性好,且封堵率达到99%以上,为该类油藏的调剖治理奠定了基础。

采用脉冲注烃方式提高低渗透裂缝性灰岩油藏采收率实验研究

低渗透裂缝油藏直接注气容易产生气窜,采收率不高,使用实际岩心进行人工造缝,在长岩心中分别进行衰竭式开发、直接注烃气驱实验、注水实验和脉冲注气实验。细管试验表明,即使在破裂压力下注烃气也达不到混相,衰竭式开发可获得16.81％的采收率;直接注烃气比衰竭式提高采收率20.17％;脉冲注气比衰竭式提高采收率35.04％,脉冲注气驱油效果比直接驱油好得多,是值得选用的开发方式。

低渗透裂缝性油藏自发渗吸渗流作用

裂缝和基质中流体渗吸作用是低渗透裂缝性油藏注水开采依据的重要机理。通过自发渗吸实验研究低渗透裂缝性油藏在不同渗透率级别下岩心的渗吸驱油机理,结果表明,该类油藏的油层渗吸体系因毛细管力较高,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸,毛细管力在吸渗过程中可作为驱油的动力;渗吸早期产油量高,约50 h后产油量明显降低,最后基本不产油。低渗透裂缝性油藏岩心自发渗吸采出程度平均为12%,其自发渗吸采出程度随渗透率的增大而增大,当渗透率大于2×10-3μm2时,自发渗吸采出程度的增加并不明显,孔隙结构越好越有利于自发渗吸作用发生。由于岩心和油藏储层尺寸存在差异,因此对实验结果进行等比例关系处理,使实验值可以用来预测实际油田开发指标。

低渗透裂缝油藏生产曲线特征及提高采收率技术研究

通常情况下,低渗透裂缝油藏具有微裂缝发育、脆性大、储集层岩石密度大、渗透率低、峰度低、压力低等特点,加大了井区的开发难度.针对目前低渗透油藏的采收率相关技术进行了研究,提出通过建立低渗透裂缝油藏的产能方程,对其生产曲线特征进行了分析,并尝试不从先前的微生物法、化学法等出发,而是通过提高油藏润湿性、改变平面渗流场等方法提高低渗透裂缝油藏的采收率.

低渗透裂缝性油藏调剖技术及应用

针对低渗透裂缝性油藏水驱含水率上升快、效率低、开采难度大的特点。利用室内物理模拟实验。研究超高分子聚合物、高分子细粉聚合物与交联剂有机铬在不同配比条件下的成胶情况，评价沸石颗粒调剖特性，优选出成胶特性及携液能力较好的液固复合型调剖体系，并在大庆肇州油田州13合作开发区州164断块北部州30-28注水井进行调剖试验，分析州30-28井周围4口生产井的生产情况．结果表明，该液固复合体系调剖剂具有优良的封堵能力，注人井吸液剖面得到明显改善，周围油井见到了较好的增油降水效果，展现出良好的应用前景；推荐调剖体系聚合物为高分子细粉聚合物。相对分子质量为1700×10^4。固体质量分数为90％，质量浓度为1000～1400mg／L；m（聚合物）：Tn（Cr^3＋）：30：1和60：1；沸石颗粒粒径为40～200目，质量分数为0．6％～4．8％．

低渗透裂缝性油藏水力缝延伸特征分析——以克拉玛依油田百31井区佳木河组油藏为例

在分析百31井区佳木河组油藏天然缝发育特征、现今应力特征、水力缝延伸特征的基础上,重点分析了天然缝和现今地应力对水力缝的影响,归纳了低渗透裂缝性油藏水力缝的分布规律。天然缝发育特征、现今应力场特征不但决定了水力缝分布特征,而且直接影响着压裂施工;百31井区佳木河组油藏油井压裂时水力缝基本上都是沿天然缝延伸或对天然缝进一步改造和沟通;油井射孔段天然缝产状、发育程度、水平应力大小直接影响着压裂施工压力。

低渗透裂缝性油藏复合深部调驱技术研究与应用

长庆油田盘古梁长6油藏属于低渗透裂缝性油藏,严重影响到水驱油波及效率。针对该油藏地质特征和见水状况,研制了预交联颗粒/水驱流向改变剂/聚合物弱凝胶复合深部调驱体系,其中预交联颗粒/水驱流向改变剂具有较高的膨胀率,发挥了深部调剖作用,有效封堵大裂缝出水通道;聚合物弱凝胶主要发挥了驱油作用,有效启动中小裂缝中剩余油。利用该调驱体系在两井组进行了矿场应用,结果两井组在14和15个月中分别增油3564.38t和3801.00t。

低渗透裂缝性见水油藏开发方式调整对比研究

长庆油田某区为裂缝性低渗透油藏，裂缝性水窜问题较为严重，油井普遍受高含水影响，造成油井产量低且递减速度快，急需进行开发方式调整．利用加拿大Geomodeling公司SBEDStudio模型建立该区地质模型，并采用MDS数模软件进行了几种开发方式调整后的数值模拟．结果表明：应采用裂缝注水和面积注水相结合的办法进行开采；适度提高油藏压力水平利大于弊，有利于区块的油气生产，将油藏压力水平升至且保持在13～14MPa较为合理；行列注水并不是最好方式，应采用“行-点结合”的办法，并使注采井数比接近0．7．

注水吞吐开发低渗透裂缝油藏探讨

室内油层岩心驱替实验研究结果表明,注水吞吐采油技术可发挥油层毛管力吸水排油作用,实现水驱,能有效地补充地层能量,恢复地层压力。通过多周期的注水吞吐开发,逐渐扩大水驱波及半径,提高驱替效率。油层润湿性和渗透率是影响注水吞吐开发效果的主要因素。该技术简单易行,在头台油田实施后,效果十分显著,对同类油藏的开发具有指导意义。

低渗透裂缝型油田注水井复合堵水调剖技术

低渗透裂缝型油田(以国内ST油田为例)经过长期注水开发后,由于注入水的长期冲刷,油藏孔隙结构和物理参数将发生变化,在注水井和生产井之间渗透率增大或出现大孔道;流动孔道变大,造成注入水在注水井和生产井之间循环流动,大大降低了水驱油的效率。根据ST油田地质特征、岩石性质、地下水型和注入水型,研制了一种新的调剖体系"预交联颗粒+PL调剖剂+缔合聚合物+水驱流向改变剂"复合深部调剖体系。通过应用效果评价证明,该体系适合ST油田注水井堵水调剖需要,对水淹时间长的注水井也有良好的封堵和调驱作用,且具有见效快和有效期长的特点。

深部颗粒调剖剂在低渗透裂缝性油藏中的应用

根据长庆油田白于山区长4+5油藏属于低渗透裂缝性油藏的特点,选用耐温抗盐的预交联颗粒和水驱流向改变剂颗粒组成深部颗粒调剖剂对该油藏进行调剖研究。室内评价了该调剖剂的各项性能。结果表明,所选颗粒调剖剂具有较好的膨胀性、耐温抗盐性、稳定性,以及较好的注入性、运移性和封堵调剖能力。矿场应用效果良好,长庆油田5个井组7个月累计增油1 529.48 t。

靖安低渗透裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油试验效果分析

靖安油田五里湾ZJ53井区储层渗透率低,非均质性强,在前期注水开发过程中,受天然裂缝和人工裂缝影响,主向井裂缝性水淹特征明显,侧向井呈现高渗透带水淹特征,导致注水驱油效率低下。泡沫辅助空气驱将空气作为驱油剂,泡沫作为辅助调剖剂,可实现边调边驱,具有实施成本低,工艺简单的特点,特别对低渗透、裂缝见水油藏能有效改善平面水驱矛盾,扩大波及体积。现场试验应用表明,试验后该区19口油井中有11口明显见效,综合含水由58.3%下降到50.3%,日产油总量由见效前的47.3t上升到最高值62.1t,达到了增油降水目的。

渗吸法开发低渗透裂缝油藏相关参数的确定方法

在渗吸模型的基础上,借鉴国内外油田开发经验并结合岩心实验,分析了流体在裂缝基质储层中各种力的作用,研究了低渗透裂缝油藏储层的渗吸特点,得出基质吸水压力、注水压力、注入量、注水周期等相关参数的确定方法,为渗吸法开发低渗透裂缝油藏的应用和推广提供了理论依据。

低渗透裂缝性油藏浅调剖室内实验评价与数模优化

大庆外围油田开发的扶杨油层属于低渗透岩性构造油藏,天然裂缝发育,由于多年注水开发和实施压裂增产措施,使得地下油水关系非常复杂,影响了调剖稳油控水的效果。为解决多轮次调剖效果逐次变差的难题,首先通过岩心模拟实验,定性分析了调剖剂注入时机、用量、性能以及单轮次不同强度调剖剂段塞组合对调剖效果的影响,评价了不同措施方式在井组控制综合含水率和提高采收率方面的作用;然后在考虑地层基质与裂缝渗透性差异的前提下,依据矿场实际,建立了数值模型,对多次动态浅调剖作业的时机、药剂用量等工艺参数进行了定量优化。室内实验和数值模拟结果表明,首轮次浅调剖时机越早越好;第二轮调剖时机选择在首轮调剖后连通井含水最低点时,最佳用量为0.002PV;第三轮调剖时机为上轮调剖后连通井含水恢复至措施前和含水最低值平均值时,最佳用量为0.003PV。

低渗透裂缝性油藏调剖物理模型研制及实验评价

为提高低渗透裂缝性油藏调剖剂评价物理模型的模拟程度,设计了一种裂缝宽度可调、基质和裂缝流量可分别计量的低渗透裂缝性油藏调剖物理模型。利用该模型开展了弱凝胶、预交联凝胶颗粒以及预交联凝胶颗粒-弱凝胶复合调剖体系对裂缝封堵能力评价实验以及复合调剖体系提高低渗透裂缝性岩心采收率驱油实验。研究结果表明,三种体系在裂缝中的封堵能力均随裂缝宽度的增加而减小,当裂缝宽度大于0.69 mm后,弱凝胶和预交联凝胶颗粒对裂缝基本不起有效封堵作用;随预交联凝胶颗粒浓度的降低,注入压力显著增加时对应的注入量增加、注入时间延长,最佳注入浓度为1000 mg/L;相同裂缝宽度下,复合调剖体系最高封堵压力值高于弱凝胶和预交联凝胶颗粒,且所需预交联凝胶颗粒的量相对较少。当复合调剖体系将裂缝完全封堵后,低渗透裂缝岩心的采收率由5.33%提高至45.58%,提高采收率的效果明显。