弱凝胶体系地层流体转向技术在海上稠油油田的应用

稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势。在含水率40%以后,注入时机越晚,调驱效果越差。注入量越大,调驱效果越好,在实际生产过程中考虑注入能力和经济因素应采取合理的注入量。先导性弱凝胶试验的成功,为海上稠油油田的稳油控水工作指明了方向。

利用胶态分散凝胶和本体凝胶使深部驱替流体转向

在没有很强的水驱情况下 ,NRRU一次采油一般不超过 2 0 %原始石油地质储量 (OOIP)。注水开发Minnelusa储层是可行的方法 ;然而 ,由于渗透率变异系数高 ,波及效率差。这样的变异系数可能引起水的迅速突破 ,高生产水油比 (WOR)和低注入压力。利用扩大聚合物注水改善油藏适应性能提高采收率4 5 %OOIP以上。在NRRU ,两种不同类型的扩大聚合物体系成功地应用到了一些注入井上。第一种体系是长期的深度胶态分散凝胶 (CDG) ;第二种体系是短期的本体凝胶 (BG) ,是一种新的阴离子聚丙烯酰胺和醋酸铬混合物 ,这种方法提高原油采收率估计达 15 5 0 0

孤岛油田聚驱后聚合物微球调驱提高采收率研究

在模拟孤岛聚驱后油田条件下，在70℃考察了两种聚合物微球在10g／L盐水中的形态变化及岩心封堵、调驱性能。一种是乳液、微乳液聚合法制备的纳米级聚合物微球（纳米球），在盐水中浸泡14天后粒径增至100～1200nm。另一种为用分散聚合法制备、具核壳结构的微米级阳／阴离子聚合物微球（微米球），在盐水中初始粒径2～5μm，7天后形成几十至几百微米的微粒聚集体。分别在高、中、低渗岩心中注入0．3PV用孤岛污水配制的1．5g／L纳米球液，在低渗（0．42μm^2）岩心中注入溶胀15天的纳米球液时封堵率最高（40％）。相同浓度的一种微米球液在中渗（1．7μm^2）、高渗（4．8μm^2）岩心的封堵率为76％（0．3PV）、86％（0．4PV）。注入0．3PV溶胀15天的0．5g／L纳米球＋1．5g／L微米球污水液后，并联高渗（5．3μm^2）、低渗（1．2μm^2）岩心组中高渗岩心分流率由82％逐渐降至10％。用此复合微球液驱替水驱、聚驱后岩心剩余油，浓度0．5g／L＋2．0g／L、注入量0．3PV时提高采收率13．54％，浓度或注入量增大时提高采收率幅度增大。此体系的试验已在有8口油井的井组顺利实施。图7表1参6。

体膨颗粒深部调剖技术研究

针对目前油田应用的流体转向剂的特点,采用单体聚合法研制了一种体膨颗粒调剖剂。考察了交联剂、引发剂、单体和增强剂含量对体膨颗粒溶胀性能的影响。实验表明,适当增加交联剂和单体浓度可以增强颗粒的膨胀倍率;在引发剂用量为0.03%时,体膨颗粒的膨胀倍率达到最大值;增强剂对体膨颗粒在流体中的膨胀现象有一定的抑制作用。岩心驱替实验表明,合成的体膨颗粒能够良好的封堵多孔介质;在笼统注入的条件下,能够自动进入并封堵高渗层,具有较好的选择性进入能力。

多元泡沫分流作用及其驱油效果影响因素研究

所研究的多元泡沫由天然气和三元复合驱油液生成 ,驱油液由 1.2× 10 4 mg/LNaOH、3× 10 3 mg/L表面活性剂ORS41、1.2× 10 3 mg/LHPAM 12 75A组成 ,用矿化度 370 0mg/L的盐水配制。将气液质量比 1∶1的天然气和ASP液同时注入渗透率变异系数VK=0 .72、地层水饱和的并联三岩心组 ,测量通过高、中、低渗均质岩心的分流率 (以质量计 ) ,与注水作对比 ,发现注水时高渗岩心的分流率高达 93% ,注多元泡沫时中渗岩心的分流率由7%大幅增加至 30 % ,高渗岩心的分流率大幅降低 ,低渗岩心的分流率仅略有上升 ;VK 由 0 .72增大到 0 .80时 ,多元泡沫的分流作用明显减弱。在两维纵向非均质正韵律物理模型上进行了多元泡沫驱油实验 (4 5℃ ) ,气液同时注入 ,ASP液注入量为 0 .3PV ,以 6 0 0mg/L 12 75A溶液作后续保护段塞 ,实验原油密度 0 .83g/cm3 ,酸值 0 .0 2mgKOH/ g油 ,饱和模型地层水矿化度 6 788mg/L ,驱替水矿化度 370 0mg/L。实验结果表明 :模型VK 在 0 .6～ 0 .8范围内变化时 ,在各个气液比下VK=0 .72的模型多元泡沫驱油效果均最好 ;当VK=0 .72 ,气液比在 1∶1～ 5∶1范围内变化时 ,气液比为 3∶1时多元泡沫驱油效果最好 ,流出液Cl-浓度变化曲线表明 ,这时多元泡沫扩大波及体积的作用最强 ;当VK=0 .6 5 ,气?

预交联聚合物/粘土复合物吸水膨胀颗粒流向改变剂LJ-1的研制

所报道的注水砂岩油藏深部调剖用的流向改变剂LJ-1,为吸水膨胀型颗粒状预交联AM三元共聚物/粘土复合物,由3种共聚单体和钠粘土共同反应制成.根据吸水膨胀倍数(m/m)和吸水饱和的凝胶颗粒相对强度等级,反应混合物中单体AM、AA、MMA的质量比为4∶1∶0.03,单体浓度30%,粘土用量13%,引发剂用量2%,交联剂L-2(有机酸铝盐)1.5%,另外还加入稳定剂(有机稀土类化合物)及增韧剂S,溶剂为水,反应温度50℃.JL-1在清水中的吸水膨胀倍数高达80;在矿化度258.6 g/L、高钙镁离子含量的油田污水中,吸水膨胀倍数随温度升高而增大,50℃时为40,200℃时为55;吸水饱和的JL-1颗粒均为有弹性的可变形凝胶.将200目的LJ-1在100～300 mg/L HPAM溶液中配成0.5%悬浮液,测定一定体积悬浮液前后两次通过5层100目筛网的流动压差之比即韧性指数,平均值为1.17,表明LJ-1颗粒的韧性良好,不易破碎.图5表5参10.

俄罗斯油田提高采收率技术进展

俄罗斯是世界油气资源最丰富的地区之一,2009年,俄罗斯石油产量为4.94×108t,天然气产量为5560×108m3,高居世界榜首。前苏联及俄罗斯非常重视提高采收率(EOR)问题,早在20世纪70年代,提高采收率技术就已成为油气开采的热点,研发运用了包括热法、气法、流体转向技术等多种EOR技术。另外,EOR技术对俄罗斯国家石油产量的贡献也非常突出,2006年,俄罗斯EOR技术贡献产量达(17～18)×106t。俄罗斯EOR技术分类与世界通用分类存在一定差别,水动力学法、侧钻水平井等所有增产措施都纳入到EOR技术范畴。回顾了前苏联和俄罗斯提高采收率发展历史,分析俄罗斯EOR技术与世界通用分类之间的差异,总结近30年来俄罗斯EOR技术的发展现状,并对流体转向技术、气驱、热采、水动力学方法、微生物EOR和非常规EOR等技术应用情况进行总结与评述。

复合暂堵剂暂堵技术

在页岩气、致密油等非常规油气资源的开发中,为有效提高水力裂缝的复杂程度,通过不同粒径暂堵剂的组合使用,在近井缝口或远场缝端可产生致密的暂堵剂封堵带,迫使流体转向,产生新的裂缝或者分支缝,从而达到增加裂缝复杂程度、提高油气产量的目的。室内通过对暂堵剂不同尺寸不同比例分布下的渗透率降低程度进行测试,结果表明,近井缝口暂堵粗/中/细颗粒暂堵剂的比例以40%/25%/35%最优,远场缝端暂堵中/细颗粒暂堵剂的比例以35%/65%最优。该复合暂堵剂耐温40～150℃,耐压差40 MPa,能够根据地层温度和降解剂的加量调节降解时间,满足压后生产的需求。现场施工结果表明,复合暂堵工艺可以有效实现裂缝转向,加大裂缝复杂程度,增产效果良好。该工艺可以给暂堵转向压裂施工设计者或水平井重复压裂施工设计者提供借鉴和参考。

页岩气分段压裂填砂暂堵控制因素室内模拟实验

为了解决四川盆地南部页岩气井套管变形后难以分段压裂的问题,针对填砂暂堵技术开展优化设计,开展了室内支撑剂颗粒的缝内暂堵实验,研究了填砂暂堵时高浓度支撑剂在狭窄缝口的堵塞行为,结合统计分析探究了缝内高浓度砂塞形成的主控因素。研究结果表明:(1)室内模拟实验结果及灰色关联分析显示,裂缝暂堵压力峰值的主控因素是支撑剂颗粒配级,在大尺寸支撑剂作为骨架的基础上,补充足量小尺寸支撑剂颗粒能够有效提高暂堵压力;(2)室内模拟实验结果及灰色关联分析显示,暂堵稳定时间的主控因素是支撑剂浓度,提高浓度(砂比)有利于稳定暂堵层结构,较之于石英砂,表面光滑的陶粒颗粒其桥接结构更容易崩塌,形成的暂堵层更易失稳,因而石英砂更适用于填砂暂堵;(3)研究初步拟合出填砂暂堵工艺的设计准则,能够量化计算出给定支撑剂颗粒级配条件下堵塞裂缝缝口所需要的最低浓度。结论认为,该研究结果有助于优化川南页岩气开发中填砂浓度、支撑剂粒径等关键工程参数设计。