海上油田层内生成CO_(2)工艺分流多氢酸解堵技术的研究

针对渤海油田部分储层非均质性强、常规笼统酸化无法有效启动低渗层的问题,提出一种层内生成CO_(2)分流多氢酸解堵技术,综合利用封堵性能评价、理化性能评价、酸液性能评价及岩心驱替实验,研究了层内生成CO_(2)体系的封堵能力和多氢酸解堵体系的解堵能力。研究结果表明:渗透率级差小于7.8时,层内生成CO_(2)体系生成的CO_(2)泡沫具有良好的封堵效果,可有效封堵高渗层,提高后续酸液进入低渗层的比例。多氢酸解堵体系沥青质溶解速率为7.2755 mg/(mL·min)、溶蜡速率为0.599 mg/(mL·min),酸化后岩心渗透率恢复率为200%。矿场试验结果表明措施后油井产液量增幅达到90%。该技术施工简单、使用设备少、对储层无伤害,对海上油田解堵具有很好的借鉴意义。

渤海P油田层内生成CO2调驱技术

针对渤海P油田储层非均质性强、注水强度大,注入水突进和无效循环导致水驱开发效率低的问题,开展了层内生成CO2调驱技术研究。通过生气效率评价试验优选出最优生气体系,并利用Waring-Blender法和填砂管流动试验优选了配套发泡剂和稳定剂。室内试验结果表明:最优生气体系为生气剂A+释气剂D,其生气效率可达96.2%;发泡剂体系为0.2%发泡剂2+0.1%发泡剂5,其发泡体积为740 mL,析液半衰期为219 s;发泡体系中加入稳定剂1,对渗透率2 000~10 000 mD填砂模型的封堵率在90%以上。渤海P油田15个注采井组应用了层内生成CO2调驱技术,累计增注量69 986 m^3,累计增油量33 413 m^3,有效率达100%,有效期长达5个月。研究表明,层内生成CO2调驱技术技术对渤海P油田具有良好的适用性,解决了注水开发存在的问题。

层内生成CO2缓释体系优选与性能评价

针对常规层内生成CO2体系反应速度快、作用半径小的问题,优选出以NH 4Cl和乙酸复配为释气剂、碳酸钠为生气剂的缓释体系,并对缓释体系的耐温抗盐性能、封堵能力和调驱效果进行了评价。实验结果表明,该缓释体系反应时间长、生气效率高、耐温抗盐、安全可靠,有效克服了现有技术的缺点。NH4Cl与乙酸的质量比为4∶1时体系缓释效果最好,反应时间可延长至50 min,最终生气效率高达91.5%;体系反应时间会随着温度增加逐渐缩短,适用温度范围为低于100℃;体系生气效率随着矿化度增加略有下降,矿化度为20000 ppm时,生气效率仍能维持85%。缓释体系的封堵效果和调驱效果明显优于常规体系,相同条件下,缓释体系封堵率较常规体系高20.83%~23.08%;与常规体系相比,缓释体系对低渗岩心的采收率能够提升4.48%,总体采收率也能进一步提升2.25%。

模糊综合评判法在层内生成CO_2调驱选井中的应用

油田后期近井地带污染严重、优势通道发育明显。层内生成CO_2调驱技术集调驱、解堵于一体,可以很好地解决这些问题。该技术的关键在于调驱井的选择。本文从影响调驱选井的静态指标、生产动态指标和动态监测指标出发,建立选井决策的层次评价指标体系,利用隶属函数对各个指标进行归一化,计算出各选井决策指标的综合评判因子,从而确定调驱井的适宜顺序。油田应用结果表明:该方法实现了定性和定量分析的结合,消除了选井决策对主观认识和现场经验的过分依赖,具有较好的推广应用价值。

渤海油田多轮次层内生成CO_2调驱效果优化

为解决渤海油田多轮次层内生成CO_2调驱后增油效果逐渐变差的问题,通过岩心驱替实验分析了其原因,并对比了不同封堵体系对调驱效果的改善作用。研究表明:1轮次层内生成CO_2调驱可使原油采出程度在水驱基础上提高25.61百分点,2轮次调驱采出程度在1轮次基础上仅提高0.38百分点,3轮次调驱已无增油效果;在3轮次调驱前注入0.2 PV的聚合物,增油效果提高不明显,而注入同样体积的凝胶体系,采出程度比只进行3轮次层内生成CO_2调驱提高10.19百分点,表明凝胶体系能够有效封堵高渗层,使后续层内生成CO_2调驱溶液转向低渗层,从而显著改善多轮次层内生成CO_2调驱效果。研究结果为在渤海油田强非均质性储层开展多轮次层内生成CO_2调驱提供了参考依据。

层内生成CO2调驱技术渤海油田现场应用

层内生成CO2调驱技术自2009年在渤海油田首次实验成功,其集地层解堵、稠油降粘、调驱等增产措施于一体的多重功效,很好地解决了渤海部分油田后期近井地带堵塞、注水困难、采收率低等问题而深受青睐。本文旨在通过阐述层内生成CO2调驱工艺原理及其技术的现场应用说明其优势及其广阔市场前景。

层内生成CO_2技术提高采收率机理研究及应用

利用细管实验和驱替实验对层内生成CO_2技术提高采收率的机理进行了研究,室内实验结果表明:在60℃,3.5 MPa条件下,层内生成CO_2技术可生成大量CO_2气体,提高采收率幅度可达9.86%,向生气体系中加入增效剂后采收率可进一步提高11.85%;而在60℃,7.0 MPa条件下,生成的CO_2气体几乎完全溶于地层流体,技术提高采收率能力大为减弱。矿场试验结果表明,层内生成CO_2技术对于渤海油田的浅层油藏具有很好的稳油控水作用。

层内生成CO_2调驱技术在渤海H油田的可行性研究

渤海H油田已进入中高含水期。伴随着油田含水率的不断上升,注水井层内层间吸水矛盾日益突出,常规分层调配、调剖效果逐渐变差。为缓解注水矛盾,改善驱替效果,通过室内实验优选注入参数,将层内生成CO_2调驱应用于油田井组现场试验,起到了明显的控水增油效果,调驱有效期内,井组高峰日增油近1.2倍;同时CO_2调驱过程中能够提高注水井视吸水指数。

层内生成二氧化碳增注技术在低渗油藏中的应用

低渗透油藏在注水开发过程中普遍存在注水困难的问题。层内生成二氧化碳增注技术是新疆油田公司2007年推广的一项新技术,与常规增注技术相比,层内生成二氧化碳增注技术有其鲜明的特点,他采用地层内生气技术,产生大量的高能量二氧化碳气体,不仅可以有效解除地层深部污染和孔隙堵塞,降低地层的渗流阻力,达到降压增水的目的,而且生成的二氧化碳气体溶于原油中,可使原油粘度下降,有效的降低油水间的界面张力。同时在注入水前缘形成气液混相带,提高驱油效率。

层内生成二氧化碳驱油技术在绥中36-1油田的尝试

层内生成二氧化碳驱油技术具有封堵高渗透层、热解堵、驱替等多重作用,在油气田开发过程中有效运用此技术可起到控水稳油作用。该技术施工工艺简单,适合于海上油气田在狭小作业空间下进行。在渤海绥中36-1油田尝试运用了此技术。经渤海绥中36-1油田H5井组的现场作业,取得较好的增油控水效果,实施后3个月增产幅度近10%。

层内生成二氧化碳技术对渗透率适应性的研究与应用

针对层内生成二氧化碳技术对高渗层的封堵能力及如何使该技术进行了室内实验研究,研究表明,层内生成二氧化碳技术对高渗层的封堵能力有限,但结合聚合物或冻胶等封堵体系可以取得较好的封堵效果,采收率也得到了进一步的提高。矿场实验表明,层内生成二氧化碳技术结合聚合物封堵段塞可以适应存在高渗层、长井段的水井,解决了单独层内生成二氧化碳技术封堵能力差的缺点,取得了较好的增油控水效果。

层内生成气提高油层吸水能力技术研究

由于老区大部分水井由于油层污染等原因造成注入困难,为有效解除油藏深部污染,控制高含水阶段产量递减,在原有解堵技术的基础上,研究开发出层内生气降压增注技术。该技术集酸化解堵、热解堵、表面活性剂解堵等多种功效于一体,主要表现为充分发挥CO2在一定温压条件下形成"超临界流体"时所具有的极强的穿透作用,运用与油层接触时强烈的溶蚀性和遇水增粘、遇油降粘的解析性。利用生成CO2过程中伴生的热量以及处理液中的低浓度酸液和表面活性剂的解堵驱油作用,进而达到解除油藏深部污染和驱油的目的,有效提高注入井注入能力。

层内自生二氧化碳驱油技术在大情字井油田应用研究

大情字井油田属于低渗、特低渗透油藏,成藏条件复杂.由于沉积特征及天然裂缝发育,导致该油田存在明显的水驱优势方向;又由于水井井况问题严重,局部井网不完善,地层能量不足,导致油田的开发效果及原油采收率受到了影响,因此提出层内自生二氧化碳吞吐采油工艺技术.该技术具备CO2驱油技术的普遍优点,还能够解决常规CO2技术存在的气源不足、污染严重、投资大、腐蚀等问题.针对地层能量不足井、近井地带结垢严重井、水淹水洗严重井等不同类型油井开展了层内注入自生CO2体系试验.通过不同类型井的增油效果来明确大情字井油田自生CO2的适应性,制定适应大情字井油田的层内生成CO2吞吐井的筛选标准.本文针对大情字井油田的特点筛选了自生二氧化碳体系,并开展试验,增油效果明显,为大情字井油田增能措施提供新的方向.

基于熵权法的TOPSIS调驱选层方法在PL油田的研究及应用

PL油田具有含油层段长、油层数多、储层横向变化快的特点,层内生成CO2调驱技术在实际应用中需要根据各层段的特点进行调驱层的优选。在充分考虑影响调驱层选择的各项因素的基础上,通过确定调驱层决策评价指标集,利用熵值法确定评价指标的权重系数,并将其应用于基于“垂面距离”的改进型TOPSIS多属性决策方法中,建立调驱层选择综合决策模型。经现场应用验证,基于熵权法的TOPSIS调驱选层决策结果可靠,依据此模型在PL油田开展了35井次的层内生成CO2调驱作业,实现增注41.7×10^4 m^3,增油5.54×10^4 m^3,效果显著,为类似油田采用层内生成CO2调驱提供了借鉴。