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。

渤海油藏高渗透层封堵剂组成优化及其影响因素实验研究

因海上油田具有渗透率较高且大孔道发育的特点,常规封堵剂难以满足其优势通道封堵技术经济要求。为解决该问题并能对渤海油藏高渗透层进行有效封堵,以渤海油藏储层特征及流体性质为基础,以化学分析、物理模拟、仪器检测为技术手段,以油藏工程和无机化学为理论指导,在油藏温度条件下开展了封堵剂组成优化及其影响因素实验研究。结果表明,从封堵剂固化时间、酸溶性和抗压强度等方面考虑,推荐固化剂为NaOH,增粘剂为无机增粘剂,缓凝剂为复合缓凝剂。在固化剂、增粘剂、缓凝剂和主剂等组分中,缓凝剂对封堵剂固化时间影响较明显。缓凝剂质量分数为0.1%~0.5%时,固化时间为5.5~480 h且可调节。

渤海疏松稠油油藏调堵技术及新发展

我国油田开发的中后期,常用注水的方式来提高地层能量。由于油层的非均质性,会出现水"突进"以及"窜流"等问题。如果严重的话,还会极大影响油田的开发效果。渤海湾海上稠油砂岩油藏,长期实施注水开发,加剧了储层的非均质性,导致含水率上升过快,产量下降快等问题。为了改善注水效果和提高采收率,在油田开发的过程中应用堵水调剖技术。对渤海湾调堵技术的发展现状进行了相关的分析。

渤海稠油油藏“调剖+乳化降黏”技术研究及矿场试验效果

渤海地区稠油资源量巨大,但受原油黏度高和储层非均质性严重等不利因素的影响,水驱开发效果较差。为使稠油乳化降黏技术在渤海稠油开发中发挥作用,以LD5-2油田储层和流体为实验对象,开展了稠油油藏"调剖+乳化降黏"技术研究及矿场试验效果分析。参考前期室内物理实验模拟结果,获取数值模拟关键输入参数,包括稠油降黏剂浓度、段塞尺寸和调剖剂段塞尺寸,通过正交试验方案模拟得到注入参数对稠油降黏剂增油降水效果影响的顺序,优化矿场试验方案。结果表明,注入参数对稠油降黏剂增油降水效果影响的主次顺序为:稠油降黏剂段塞尺寸>调剖剂段塞尺寸>稠油降黏剂药剂浓度。综合物理模拟和数值模拟结果,B15井组"调剖+乳化降黏"措施中,最佳降黏剂(非离子表面活性剂)加量和段塞尺寸为:1600 mg/L和0.08 PV,调剖剂药剂组成为:cp=4000 mg/L、聚∶Cr^3+=180∶1,段塞尺寸0.03 PV。按该参数组合施工,预计累计产油量62.89×10^4m^3,累计增油量5.61×104m3,采收率增幅3.06%。矿场试验取得明显增油降水效果,截至2017年8月27日,净增油6906.4 m^3。

渤海LD5-2油藏复合调驱效果物理模拟实验研究

渤海LD5-2稠油油藏非均质性较强、岩石胶结强度较低,长期注水开发已经形成了优势通道。目前,单一调剖、调驱或驱油措施很难满足大幅度提高采收率的要求,将调剖、调驱和驱油等措施联合使用成为解决这一瓶颈的新思路。为满足LD5-2油藏的实际需求,该实验利用纵向三层非均质岩心及“分注分采”新型模型,借助电极测量等手段,开展了“调剖+调驱+驱油”复合调驱室内实验研究。结果表明,与直井井网相比较,水平井井网调剖后中低渗透层吸液压差较大,扩大波及体积效果较好,采收率增幅28.50%。对于非均质岩心,调驱后剩余油纵向上主要分布在中低渗透层。平面上,直井井网主要分布在远离主流线的两翼部位,水平井井网油水界面则平行于井眼轨迹。“复合凝胶+微球/高效驱油剂”段塞组合中,复合凝胶在高渗透层内滞留作用较强,液流转向效果较好,使得后续“微球/高效驱油剂”2者之间的协同效应得以较好发挥,这兼顾了扩大波及体积和提高洗油效率技术需求,因而增油降水效果明显,采收率增幅26.50%。复合调驱是大幅度提高采收率的关键。

渤海多层油藏聚合物驱注入能力研究

为了更有针对性地评价渤海多层油藏聚合物驱的注入能力,考虑聚合物非活塞驱替过程中流体饱和度的分布特征以及开发井网条件下多油层纵向非均质性的影响,对已有的聚合物驱注入能力数学模型进行了改进。首先,基于聚合物驱分相流理论,求解驱替过程中各流动区域前缘饱和度及相关参数大小,建立了聚合物驱替含水饱和度分布模型;其次,应用等值渗流阻力法,推导出注采井间渗流压差的计算表达式;最后,考虑开发井网条件下多油层纵向非均质性的影响,对分层流量及注入能力进行表征,建立起多油层聚合物驱拟三维两相三组分注入能力解析解数学模型。模型求解结果与实验数据吻合程度较好,验证了该计算方法的合理性。本文建立的数学模型可用于预测及评价多层聚合物驱油藏在不同开发阶段合层及分层的注入能力,为渤海油田聚合物驱注入体系的有效评价提供了一种新方法。

渤海砂岩油藏低矿化度水驱规律与机理实验研究

为了论证渤海砂岩油藏低矿化度水驱的可行性,基于该油藏储层岩石及流体特征,开展低矿化度水驱规律与机理研究。结果表明:低矿化度水驱促进砂岩表面向水湿方向转化,进而提高原油采收率。随着注入水矿化度的降低,岩石水湿性先增强后减弱,原油采收率先增加后减少。随着Ca^(2+)浓度增加,岩石水湿性逐渐减弱,原油采收率逐渐降低;随着SO_(4)^(2-)浓度增加,岩石水湿性先增强后减弱,原油采收率先增加后减少。低矿化度水驱时,酸性原油组分通过Ca^(2+)桥接于矿物表面,碱性原油组分直接吸附于矿物表面。降低Ca^(2+)浓度破坏桥接体系造成酸性组分解吸附,增加SO_(4)^(2-)浓度消耗Ca^(2+)破坏桥接作用促使酸性组分解吸附,与此同时SO_(4)^(2-)与碱性组分反应减少其吸附。

渤海天然能量开发砂岩油藏采收率经验公式研究

采收率是评价一个油田开发效果的重要参数,目前,对注水开发砂岩油田、稠油热采及底水碳酸盐岩油藏的采收率预测方法做了较多的总结和较深入的研究,但是,对于天然能量开发的砂岩油藏采收率预测方法研究较少。分析了影响天然能量开发砂岩油藏采收率的主要因素,重点分析了油藏的流度、储层的变异系数及井网密度对采收率的影响,采用多元回归方法建立了采收率的预测公式,利用渤海砂岩油藏天然能量开发的实例对回归的经验公式进行了验证。结果表明:所建立的预测公式在计算海上天然能量开发砂岩油藏采收率方面具有较高的精度,将为今后海上天然能量开发砂岩油藏的开发评价、编制开发方案提供可靠依据。

空间尺寸对淀粉接枝共聚物凝胶成胶效果影响及作用机理--以渤海绥中36-1油田为例

为解决渤海油藏注水开发过程中注采井间形成的低效和无效循环,需对窜流通道进行治理,而淀粉接枝共聚物凝胶具有初始粘度较低、成胶强度大、封堵效果好和耐酸耐碱等优点,并且在陆地油田大孔道或特高渗透条带治理过程中发挥了重要作用。为此,开展空间尺寸对淀粉接枝共聚物凝胶成胶效果影响的实验研究和机理探索,结果表明,化学反应空间环境对淀粉接枝共聚物凝胶成胶效果存在较大影响,成胶环境空间尺寸愈大,成胶效果愈好。为确保淀粉接枝共聚物凝胶各组成在岩心孔隙内发生交联反应,需在以磨口瓶为成胶环境和粘度为评价指标所取得配方基础上适当提高各组分质量分数。此外,在淀粉接枝共聚物凝胶注入岩心前后注入适量前置和顶替段塞将有助于促进各组分间的交联反应。

Cr^(3+)聚合物凝胶与水交替注入调驱效果和机理分析——以渤海油田储层条件为例

针对矿场减缓吸液剖面反转技术需求,以渤海油藏储层为模拟对象,以注入压力、含水率和采收率为评价指标,开展了"Cr3+聚合物凝胶+水"交替注入调驱方式增油效果实验及矿场研究。结果表明,调驱剂进入储层中低渗透层,一方面扩大了波及体积,另一方面增加了渗流阻力和吸液启动压力,引起吸液剖面反转。采用"Cr3+聚合物凝胶+水"交替注入调驱方式,不仅有利于增强Cr3+聚合物凝胶前置段塞对高渗透层的封堵作用,还可进一步发挥后续水段塞转向进入中低渗透层后的驱油作用,从而减缓甚至消除调驱剂进入储层中低渗透层后引起的吸液剖面反转现象。LD5-2油田A22井实施"Cr3+聚合物凝胶+水"交替注入调驱工艺后,压力明显提高,有利于增强驱替剂扩大波及体积效果。

底水油藏三相纳米泡沫堵水效果实验

近年来,SiO2纳米颗粒以稳泡能力强、耐温和抗盐效果好等特点而备受关注,表现出极高性价比和广阔应用前景。为了提高三相纳米泡沫体系与SZ36-1油田储层适应性和封堵效果,以无机材料学、物理化学和油藏工程等为理论指导,以化学分析、仪器分析和物理模拟等为技术手段,以目标油藏储层和流体为模拟对象,开展了三相纳米泡沫堵水效果及其影响因素研究和机理分析。结果表明,随堵水剂注入量增大,堵水后含水率下降幅度增大,采收率增大,但增幅逐渐减小。从技术经济角度考虑,堵水剂段塞尺寸应在0.1 PV左右。随堵水剂注入速度增大,采收率增幅减小。因此,矿场堵水施工注入速度不宜过高,以减小堵水剂对非目的层的伤害。随堵水剂与顶替液交替注入次数增加,采收率增幅呈增加趋势。由此可见,堵水剂与顶替液交替注入有利于提高泡沫堵水效果。

用于非均质性油藏封堵的复合凝胶组成优选与性能评价

针对渤海QHD32-6油田储层非均质性加剧,低效和无效循环现象严重的问题,以该油田储层岩石和流体为模拟对象,用聚合硫酸铝铁、丙烯酰胺、尿素、引发剂过硫酸铵、交联剂N,N'-亚甲基双丙烯酰胺配制了复合凝胶,对各组分加量进行了优化,研究了剪切、地层水稀释、黏土矿物、原油、酸液、老化时间对复合凝胶成胶效果的影响。结果表明,复合凝胶各组分对凝胶成胶时间的影响从大到小依次为:丙烯酰胺>尿素>聚合硫酸铝铁>引发剂过硫酸铵>交联剂N,N'-亚甲基双丙烯酰胺。复合凝胶适宜的配方组成为:3.4%数5.0%丙烯酰胺、1.0%数3.0%聚合硫酸铝铁、0.4%数0.8%尿素、0.04%数0.08%引发剂和0.01%数0.10%交联剂。复合凝胶初始黏度较低,成胶黏度较高,表现出良好的注入性和潜在的封堵能力。复合凝胶具有良好的抗稀释性、抗剪切性、耐油性、稳定性和快速解堵性,适合于非均质性较强油田的调剖封堵作业。

微观非均质调驱剂油藏适应性及液流转向效果

针对渤海水驱稠油油田改善平面及微观非均质性特点,实现油层内部液流转向技术需求,以渤海LD5-2油藏地质特征和流体性质为模拟对象,研究了微观非均质调驱剂(聚合物微球、冻胶分散体)的水化膨胀性、渗流特性和液流转向效果。结果表明,聚合物微球材质透光性较差,外观形态呈现球型;冻胶分散体材质透光性较好,外观为不规则片状。聚合物微球初始粒径中值为8.7数9.2μm,微球颗粒在注入水中吸水膨胀,浸泡7 d后微球粒径基本稳定,最大膨胀倍数2.5数3.0。聚合物微球和冻胶分散体颗粒都具有较强的注入能力和较弱的液流转向能力,仅适用于中低渗透层内部微观液流转向。与聚合物微球相比,冻胶分散体的吸水缓膨能力、在多孔介质运移过程中的滞留和液流转向能力较差。对于平均渗透率高和非均质性强的油藏,需将宏观和微观液流转向措施即强凝胶与颗粒类相结合以扩大波及体积和提高采收率。

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。

调剖调驱剂合理注入压力及液流转向驱效果研究--以渤海LD5-2油田为例

近年来,渤海油田调剖调驱技术研究和矿场试验取得重要进展,但随着调剖调驱轮次增加,调剖调驱效果逐渐变差,注入压力过高是重要原因之一。为此,本文开展了注入压力对调驱效果影响及作用机理研究。结果表明,随调剖剂和调驱剂注入压力升高,中低渗透层吸液压差和吸液量增加,吸液启动压力增加,后续水驱阶段吸液压差和吸液量减小,液流转向效果变差。与调剖剂(凝胶)相比较,调驱剂(微球)注入压力对深部液流转向效果影响较小。当以水驱结束时,注入压力P值1.5倍作为调剖剂和调驱剂注入压力时,调剖调驱可以取得较好技术经济效果。

井网类型对“堵/调/驱”综合治理效果的影响--以渤海LD5⁃2油田为例

LD5⁃2油田具有储层厚度大、平均渗透率高、非均质性强和原油黏度高等特点,长期注水开发加剧了储层非均质性。为了遏制水驱开发无效循环、提高油田开发效果,以渤海LD5⁃2油田为例,通过室内大尺寸岩心模型,开展了“调剖+调驱+驱油”措施组合与井网类型适应性实验研究。结果表明:与直井井网相比较,水平井井网注入井渗滤面积较大,注入压力较低,调剖剂难以进入中、低渗透层,措施后中、低渗透层吸液压差增幅较大,后续微球和高效驱油剂吸入量较多,扩大波及体积和提高洗油效率效果较好,采收率增幅较大;与水平井布置在中渗透层井网相比较,水平井贯穿高、中、低渗透层井网时,调剖剂可以更多进入中、高渗透条带,发挥宏观液流转向作用,促使后续调驱剂和高效驱油剂转向进入低渗透层,发挥深部调剖和原油降黏作用,采收率增幅较大。由此可见,“调剖+调驱+驱油”措施组合可以形成协同效应,进而可以取得更好增油降水效果。

多级调剖调驱技术效果及剩余油分布

为治理渤海稠油油藏经长期注水开发形成的优势通道,多级组合深部液流转向技术受到广泛关注。以油藏工程、物理化学和分析化学等为理论指导,以物理模拟为技术手段,以渤海S油田为模拟对象,开展了分级组合深部调剖调驱效果及剩余油分布研究。结果表明:目标油藏储层经长期注水注聚开发,已经形成了大孔道或高渗条带,大孔道治理是改善油田开发效果的前提条件;与聚合物溶液中分子聚集体分布相比较,聚合物微球粒径分布比较集中,具有"堵大不堵小"渗流特性,"强凝胶封堵大孔道+聚合物微球转向中低渗透层调驱"多级调剖调驱技术兼顾了大孔道治理和中低渗透层深部液流转向技术需求,可以取得较好增油降水效果;"行列式"注水开发井网相邻水井不宜同时进行调驱和调剖;剩余油主要分布在中低渗透层、远离主流线的两翼。

纳米颗粒氮气泡沫体系的封堵效果及参数优化

以渤海典型油藏地质特征和流体为研究对象,研究了影响纳米颗粒氮气泡沫体系封堵效果的因素。实验结果表明,稳泡剂纳米颗粒具有较好的稳泡性能,当纳米颗粒浓度为0.3%(w)时,稳泡效果较好。对泡沫体系进行封堵,适宜的条件为:稳泡剂纳米颗粒浓度0.3%(w)、气液比(1∶1)^(2∶1)、段塞尺寸为0.10~0.15 PV、起泡剂浓度0.4%~0.5%(w)。应综合设备注入能力、储层岩石破裂压力和低渗透层启动压力等因素来确定矿场注液速度。气液同时注入发泡效果较好,封堵率较高,但可能造成注入困难。需综合考虑矿场储层渗透性和破裂压力等因素来选择注入方式。

半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素

渤海油田注水开发过程中低效和无效循环现象十分严重。而颗粒类封堵剂和普通聚合物凝胶强度又难以满足实际需求。半互穿网络结构凝胶由于其初始黏度较低、成胶强度大等优点,近年来已在各大陆地油田取得了较好增油降水效果。为使半互穿网络结构凝胶满足渤海油藏治理窜流技术需求,开展了半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素实验研究。结果表明,半互穿网络结构凝胶可以对储层中特高渗透层实施有效封堵。通过抗稀释性、抗剪切性、耐黏土、耐油性、耐酸性和稳定性等性能评价表明,与渤海油藏流体和温度条件相适应的封堵剂组成（质量分数）为：2%-4%羟丙基淀粉＋2%-4%丙烯酰胺＋0.036%-0.150%交联剂＋0.005%-0.012%引发剂＋0.002%无水硫酸钠。

调驱剂交替注入方式对调驱增油降水效果影响实验研究

调驱剂交替注入可以使调驱剂进入油藏深部,实现深度调剖,同时又可以避免对中低渗层的损害,其研究和应用受到广泛重视。针对渤海油田现场油田堵水技术需求,以油藏工程为理论基础,利用各项仪器设备,建立物理模型,开展调驱剂不同注入方式对调驱效果影响的实验研究。综合分析得知,在交联剂和聚合物类型相同的情况下,聚合物凝胶分子线团尺寸随药剂浓度增加而增大,聚合物类型相同时,交联剂3所配制的线团尺寸最大;"强化调剖段塞+弱凝胶+微界面溶液"交替注入既扩大了波及体积,又提高了洗油效率,使得增油降水效果更加明显。