LD抗高温高盐凝胶型颗粒调驱调剖剂的应用研究

针对高温、高盐油藏地层条件,开发研制出LD抗高温、高盐凝胶型颗粒调驱调剖剂(简称调驱剂)。该调驱剂的应用,解决了目前油田应用的无机及有机复合颗粒型调驱调剖剂伤害油层,或有机调剖调驱剂在高温、高矿化度油藏条件下成胶难以控制的弊端。室内和现场试验表明:该调驱剂在地层中具有形可变、可驱动、可向油层深部运移的特性,起到驱油和深部调剖的双重作用。该调驱剂于2004年在中原油田采油三厂现场使用15井次,都取得了较好的增油效果。

LD抗高温高盐凝胶型颗粒调驱调剖剂的应用研究

针对高温、高盐油藏地层条件,开发研制出LD抗高温、高盐凝胶型颗粒调驱调剖剂(简称调驱剂).考察该调驱剂的调驱调剖剂机理、调驱调剖性能评价、现场应用工艺技术.室内和现场试验结果表明,该调驱剂在地层中具有形可变、可驱动、可向油层深部运移的特性,起到驱油和深部调剖的双重作用.该调驱剂在中原油田采油三厂文、卫、马油田现场使用15井次,都取得了较好的增油效果.

高温高盐油藏污水配聚黏度影响主控因素及调剖调驱体系研究

针对尕斯库勒油藏近几年开发中高含水油田注水开发的关键性问题,开展高矿化度高硬度污水配聚及调剖调驱体系研究。通过分析影响尕斯库勒油田污水配聚溶液性能的主控因素,开展以聚合物为基础的调剖调驱体系配方优选、性能评价及调驱机理研究。实验结果表明,污水配聚性能的主控因素影响力顺序为:Fe^(2+)>Fe^(3+)>微生物IB>微生物TGB>溶解氧>微生物SRB>Mg^(2+)>Ca^(2+)>Na^(+)>K^(+);确定了126℃最优的调剖调驱体系配方为:0.5%主剂AS-5+0.2%交联剂ZK-1+0.1%稳定剂硫脲+0.1%改进剂HEDP。封堵和驱油实验结果表明,该体系封堵率达到94.7%,具有较好的驱油性能和改善地层的非均质性能力。该研究为高温高盐油藏的高效开发提供了理论指导和技术支持,具有显著实际意义。

绥靖油田调剖调驱体系优化及效果评价

随着绥靖油田进入开发中后期,受低渗透储层非均质性影响,注水矛盾突出,地层逐渐形成大孔道或者高渗带,导致油井见水,调剖调驱已经成为低渗透油藏改善油藏水驱,提高油田采收率的重要措施手段,但随着注入轮次增加,整体效果逐年变差。通过对不同层系、不同类型油藏开发矛盾的深入分析,针对性的优化调剖调驱体系,从而科学指导调剖调驱的实施,提高实施效果。

玉门油田调剖调驱技术研究及应用

玉门油田老区经过长期注水冲刷,近井地带已形成较多的高渗透通道,加之老井频繁的重复改造,注水效率降低,注采矛盾日益突出,调剖有效期逐渐变短,重复调剖井效果差;新区注采井网不完善,水淹水窜严重、受效差,剖面上注入水不均匀,平面上水驱控制程度低。2022年开展了调剖调驱技术研究,在38口井上进行试验,工艺成功率100%;截至2022年10月底,老区25口试验井注入压力全部上升,视吸水指数全部降低;新区13口试验井压力均出现趴坡,对应油井含水平均降低9.2%。调剖调驱新技术的应用,改善了井组水窜现象,实现能量补充,提高油井受效比例和区块整体水驱开发效果,有效控制自然递减率。

聚合物调驱调剖对冀东油田油水处理的影响研究

本文通过测定冀东油田聚合物调驱调剖采出液中水解聚丙烯酰胺(HPAM)浓度及不同HPAM浓度的采出液在处理前后的油含量、乳化油粒径分布和HLB值,研究了这几项因素的变化规律,进而推论出不同HPAM对原油采出液油水分离的影响机理。

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。

海上油田大孔道识别及调剖调驱技术

海上油田多采用强注强采开采方式,储层非均质性进一步加剧,导致大孔道的形成,水驱效果明显变差,因此开展大孔道识别及相应调剖调驱技术研究是海上油田稳产的关键。大孔道的识别主要有生产动态监测法、试井资料法、示踪剂监测法、测井资料法、综合评价法等,应综合应用各种技术实现大孔道半定量-定量识别。目前海上油田针对大孔道主要有冻、凝胶、聚合物微球、深部液流转向、分级组合等调剖调驱技术,具有各自特点和适用条件,应根据不同的油藏特点及经济效果预测,选择有针对性的体系,实现堵、调、洗、驱有机结合。

边水油藏调剖调驱潜力评价与效果分析

针对G油藏的实际地质情况,通过考虑剩余油分布、可采储量、油藏非均质性以及水流优势通道等参数对其调剖调驱潜力进行了评价。运用双对数模型、威布尔模型、俞启泰模型、灰色系统模型对G油藏产油量进行了预测。对比调剖调驱后的产油量与按自然递减计算得出的产油量,来评价调剖调驱增油效果,并结合油田实际生产数据进行了相关计算。计算结果表明,G油藏通过调剖调驱治理边水是可行的。认为G油藏调剖调驱前用威布尔模型预测较好,调剖调驱后用灰色系统模型预测较好。

安塞油田坪桥塞21油藏调剖调驱效果评价

安塞油田坪桥塞21油藏非均质性强,局部区域压力保持水平较低,沿裂缝线加强注水后,开发矛盾突出,裂缝线主向井逐渐水淹,裂缝线侧向井表现为含水上升趋势。近年来,针对坪桥该区块裂缝区局部含水上升的原因,实施了注水井深部调剖调驱措施。通过分析近两年实施措施的效果,筛选评价归纳总结,探索适合坪桥区块调剖方式和调剖体系,为该区调剖措施拓宽推广提供依据。

冻胶分散调剖体系注入封堵性能研究

当海上油田开发进入中后期,由于单井注水量大,容易引起高渗透层岩石结构破坏,造成突进现象。因此需要一种调剖/调驱手段达到增产降水的效果。针对面向海上油田开发的冻胶分散调剖体系,以注入压力、含水率为评价指标,开展了注入性、封堵性、传输运移三个方面的实验研究。结果表明冻胶分散调剖体系具有较好的封堵性能,在20000 mg/L浓度下可以有效的提高中高渗储层的压力,有效增产8%~15%。同时该体系具备较好的传输运移能力,有利于地层深度调驱。

调剖、调驱剂注入压力对分流率的影响及作用机理

渤海LD5-2油田具有平均渗透率较高和非均质性较严重等特点,长期高强度水驱进一步加剧了储层间非均质性,亟待采取调剖调驱措施来实现深部液流转向。本文以LD5-2储层特征为模拟对象,采用三并联岩心实验开展了调剖调驱剂注入压力对分流率影响及作用机制研究。结果表明,微球颗粒易于在岩心注入端端面滞留,引起注入压力“虚高”,液流转向效果较差。与微球类调驱剂相比,聚合物凝胶类调剖剂注入能力较强,易于进入岩心深部和发生滞留,附加渗流阻力和注入压力增幅较大。随注入压力升高,中低渗透层对调驱剂和调剖剂吸液量增加,滞留作用引起附加渗流阻力增加,液流转向效果变差,因此,采取合理注入压力有助于改善调剖调驱液流转向效果。建议矿场实施调剖调驱措施前开展注入井吸液剖面测试,据此确定调驱剂和调剖剂最高注入压力或注入速率。

动态监测技术在超深油藏调剖调驱中的应用

针对塔里木注采井距大、井网相对不完善、超深高温高压高矿化度的油藏地质条件,在摸清地下纵向、平面的开发矛盾和剩余油分布情况的基础上,结合塔里木超深高温高压油藏动态监测配套技术,利用动态监测资料分析调剖调驱必要性及可行性,确定调剖调驱选井选层;结合油水井的动、静态资料设计合理施工参数,以动态监测资料为依据,评价调剖(驱)措施的有效性,确保调剖调驱成功率。

调剖剂/调驱剂组合方式与油藏适应性研究——以渤海油田储层地质和流体条件为例

为明确调剖剂与调驱剂组合方式注入目标储层的可行性,通过室内实验计算调剖剂与调驱剂在岩心中的阻力系数、残余阻力系数以及封堵率,分析其压力特征和分流率特征,确定调剖剂与调驱剂组合方式与目标储层适应性的优劣。结果表明:在70℃、0.9 mL/min的注入速率下,初低黏延缓交联型调剖剂可进入岩心最适宜渗透率的范围应在1000×10^(-3)~3000×10^(-3)μm^(2)之间,且封堵率大于95%,封堵性能和液流转向效果均较好;“纳米型”和“超分子型A”聚合物微球非连续性调驱剂可进入岩心最适宜渗透率的范围均应在500×10^(-3)~1000×10^(-3)μm^(2)之间,且“超分子型A”调驱剂在岩心中的水化膨胀性能、深部调驱能力要优于“纳米型”调驱剂。调剖剂/调驱剂组合方式提高低渗层的动用程度随着储层非均质性的增强而降低,级差大于8后,调剖剂/调驱剂组合方式的液流转向效果有所减弱。

“凝胶/微球”调剖调驱注入参数及组合方式优化

为解决目前渤海油田调剖/调驱组合技术面临的难题,助力渤海油田多轮次调剖/调驱效果提升,以渤中34-2/4储层为模拟对象,在层内非均质岩心上开展了“酚醛凝胶/聚合物微球”调剖调驱注入参数及组合方式优化研究。结果表明,组成为“聚合物(3 g/L)+酚醛树脂类交联剂(3 g/L)+固化剂间苯二酚(3 g/L)”的酚醛凝胶具有较高的成胶强度,可对高渗层产生良好封堵作用,浓度为3 g/L的“超分子型”聚合物微球具有较好的水化膨胀作用,可实现宏观和微观液流转向效果。二者相互促进,最终实现良好的增油降水效果。随岩心非均质性增加,水驱采收率减小,酚醛凝胶/聚合物微球的调剖、调驱采收率增幅呈现“先增后降”趋势。从技术经济角度考虑,调剖、调驱合理注入时机为含水率80%~90%,调剖剂合理段塞尺寸为0.10~0.20 PV,调驱剂合理段塞尺寸为0.20~0.30 PV;与大段塞、整体注入方式相比较,小段塞、多轮次交替注入方式可以减小微球注入端滞留作用和减缓剖面反转速率,进而提高液流转向效果。

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。

海上油田调剖调驱在线注入工艺对比分析

近年来,海上油田调剖调驱工艺受海上平台空间限制,逐渐形成了乳液、微球、超分子等液态类药剂作为注入介质的液状聚合物在线注入工艺,以及以速溶干粉为主的干粉聚合物连续混配注入工艺。两种注入工艺的设计原则均能够满足设备小型化、高度集成撬装化、多功能化和在线注入的要求,全部设备占地面积均小于20m2。对比两种注入工艺,液状聚合物在线注入工艺目前能够实现“一撬一井”“一撬多井”等多种注入工艺方式,但由于采用的乳液聚合物含量较低,使用成本较高。而速溶干粉连续混配注入工艺所采用的速溶聚合物体系有效浓度较高,成本较低。两种在线注入工艺各具优缺点,且较传统调剖调驱工艺具备较大的优势,具有较大的应用前景。

砂体构型对“调剖+调驱+驱油”效果影响实验研究

渤海油田在长期注水开发后进入高含水、特高含水阶段,大量剩余油以不同规模、不同形式分布于储层中。其储层类型以河流相复合砂体为主,为了了解复合砂体构型如何影响注入药剂波及效果、剩余油形成与分布等,开展了砂体构型对“调剖+调驱+驱油”效果影响实验研究。结果表明:聚合物溶液与Cr^(3+)交联剂发生反应形成聚合物凝胶,作为调剖剂可对储层产生良好的封堵效果,聚合物微球调驱剂具有较强的吸水膨胀能力,初期粒径为8.7μm,缓膨3 d后粒径增加至27.7μm,表面活性剂驱油剂具有较好的界面张力效果,当质量浓度达到2000 mg·L^(-1)时,油水界面张力可降至10^(-2)数量级。当岩心模型为主体切叠型垂向复合砂体构型特征时,渗流阻力较低,水驱采收率和各阶段采收率均高于侧缘接触型复合砂体构型特征。

调剖调驱效果分析方法简述

在对石油进行处理的过程中调剖技术是对陆上石油提升开采效率、有效实现老区长稳发展的一项重要技术,同时也是水驱开发到一段时间之后进行深度挖潜的一个技术,是提升层系井网发挥作用的必要方法,是提升油田单井产量的有效方法。就目前的情况,为了能够有效地提升油田整体产量,区块整体调剖可以有效地替代目前石油调剖堵水的情况,所以,调剖调驱的效果来分析,主要分成两个情况:区块整体调剖调驱的效果、不同井组的调剖调驱效果分析。

调剖调驱欠注井治理技术分析

中高渗主力油藏开发进入中高含水期,水驱效果逐渐变差,剩余油主要分布在油水井间中部压力梯度较低的区域。注水井深部调剖及聚合物微凝胶调驱技术,可以极好地完成对油藏高渗带封堵,促使注水波和体积得以加大,提升水驱开发的情况,最终促使水驱采收率得以加高。本文结合相应油藏注水井实施调剖、调驱后注水动态的变化,对欠注机理进行了分析,选择了具有针对性作用的降解剂及施工工艺并在现场进行了应用试验和适应性评价。