连续封隔体控水技术在南海东部油田的应用效果

在水平井开发生产过程中,由于局部高渗段、水窜裂缝、油水粘度差异等因素导致的产液剖面不均衡,从而引起油井高含水。连续封隔体控水技术在南海东部应用取得了一定的控水增油效果,为了提高连续封隔体控水技术应用性,分析了连续封隔体控水技术在南海东部的应用效果,为后续选井提供参考。

聚合物驱后凝胶复合体系调驱技术及应用

为提高凝胶体系对聚合物驱后高渗透地层的深部调驱效果,开发了由聚丙烯酰胺乳液、无机颗粒和Cr3+交联剂组成的凝胶复合体系。通过室内成胶实验,优选出了适合现场施工的6号和7号配方。室内封堵实验表明,在高渗透岩心中,注入7号配方的凝胶复合体系后,再驱8倍孔隙体积水,封堵率高达98.6%,说明该体系可以到达岩心深部发挥调驱作用,且7号配方的封堵效果优于6号配方。利用7号配方的凝胶复合体系对6个井组进行调剖后,注水井油压上升了1.8MPa,对应油井见效高峰时含水率下降了6.9%,累积增产原油1.1305×104t。

堵水新技术在高尚堡浅层区块的应用

高尚堡油田浅层油藏为边底水驱动油藏,天然能量充足,油水层间隔层较薄,在开发过程中易形成边底水突进、水窜、水淹,油井含水上升速度快。为抑制水锥或控制边底水锥进,最大限度地延长油井无水或低含水采油和保持边底水均匀驱替,达到提高底水油层开发效果的目的,开展了选择性化学堵水技术的室内评价和现场试验。室内评价实验表明该堵剂的无量纲堵水堵油比达5.25,在高尚堡油田浅层区块筛选G104-5P35井的矿场试验后降水增油效果比较明显,截止目前累计增油705t,降水68000m3,含水下降4%,并且持续有效。

聚合物驱分层注入研究

进一步提高聚合物驱油效果 ,其中最有效的手段之一就是改善注聚层间吸水状况 ,有效地扩大波及体积。针对胜利油区油藏和水驱开发特点 ,以室内实验、数值模拟及油藏工程研究为基础 ,对分层注聚采油进行了研究。研究结果表明 ,分层注入可以有效地控制层间聚合物溶液的注入量 ,效果好于合注。在矿场应用中 。

水平井选择性化学堵水技术在高尚堡油田浅层油藏的应用研究

高尚堡油田浅层油藏为边底水驱动油藏,油水层间隔层较薄,在开发过程中易形成边底水突进、水窜、水淹等情况,使油井含水量迅速上升,油井产能下降,严重影响油田的开发效果。为解决这个问题,用乙烯-丙烯酸甲酯共聚物、十六烷基溴和丙烯酰胺合成了堵水剂HWSO。3%HWSO溶液的黏度随温度的升高先增加后降低,105℃时达到最大值35Pa·s。岩心选择性封堵实验表明,该堵剂对油水选择性封堵能力差异达5.26倍。在高尚堡浅层北区高104-5平35井现场试验,该堵剂的降水增油效果明显,累计增油892t,累计降水68000m3,含水率下降2.9%。

聚凝体深部液流转向技术研究与实践

阐述了聚凝体深部液流转向技术的作用机理,及将其应厢于长期注水开发的羊三木油田,阻止注入水沿注采井窜流的应用成果.聚凝体是一种聚合物的凝胶体.该技术利用了聚凝体的弹性变形特性,研究其在油层多孔介质中可流动特征及其封堵大孔道产生的液流转向能力。在此基础上,完成了羊三木油田一断块丛14、丛19井深部液流转向现场试验,取得了增油降水的效果,在技术和经济上都取得了成功。

西峰油田裂缝性油藏堵水压裂技术研究与应用

针对西峰油田长8储层油井裂缝性水淹的现状,结合储层地质特点、动态开发特征等因素,开展了油井堵水与缝内转向压裂技术相结合的储层改造试验。单纯堵水后部分油井存在产液量下降,但未实现增油的现象,单纯转向压裂往往造成沟通出水裂缝,无法实现"降水"的目的。因此,结合堵水和转向压裂各自的技术优势,提出了堵水压裂联作技术思路,并进行了现场试验,取得了较好效果,实现了"降水增油"的措施目的,验证了新思路的可行性。

大庆油田三类油层聚合物驱现场试验

大庆油田聚合物驱工业化推广应用历经12年，聚合物驱技术得到快速发展，形成了系统完善的油藏工程配套技术。聚合物驱对象逐步由主力油层转向二类油层，为了积极探索三类油层的提高采收率方法，大庆油田分别在萨南、萨中、萨北开发区，对葡萄花、萨尔图、高台子油层开展了三类油层聚合物驱现场试验。研究分析结果表明，在一定井距条件下，三类油层可以实现低分子量聚合物的连续注入；聚合物驱在三类油层中的应用，见到了一定的增油降水效果，中心井区综合含水平均下降幅度为5—7个百分点；聚合物驱过程中，表外储层没有得到有效动用，表内储层动用厚度没有明显增加；通过对比分析不同注聚参数条件下的储层动用状况认为，三类油层聚合物驱更适合采取低分子量、相对高浓度的注入方式；从各试验区的总体效果来看，大庆油田三类油层应用聚合物驱技术，预计可提高采收率5个百分点以上。

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。

三峡水库坝区蓄水前水体对水库周边气温的影响

对三峡水库蓄水前位于坝区长江左、右两岸的3组气温观测资料进行对比分析,结果表明:①水体对水库周边气温有白天降温、夜间增温效应,可抑制极端最高气温,抬升极端最低气温;②总体上增温幅度比降温幅度大,增温幅度夏季大于冬季,春秋季居中,在20:00夏半年多大于冬半年,在08:00冬半年多大于夏半年,20:00、08:00增温幅度0.2～1.0℃的日数分别占总日数的46%、55%以上;③增温效应与降水季节性变化趋势基本一致,降水多的月份增温明显,降水少的月份增温幅度则较小;④降温幅度为春夏季小于秋冬季;⑤逐时气温分析显示,远水区较近水区各时次气温在10:00～15:00高0.1～0.4℃,其它时间尤其是夜间低0.1～0.7℃.

水玻璃凝胶堵剂的制备及在注水开发油藏中的应用

针对冀东油田中深层注水开发油藏存在注入水沿平面单向突进、吸水剖面差异大、注采调控难度大等问题,用水玻璃、网络保水剂和延迟活化剂制备了水玻璃凝胶堵剂,分析了水玻璃凝胶堵剂的成胶原理,研究了该堵剂的注入性与封堵性能,并在冀东油田开展了现场应用。结果表明,由水玻璃、延迟活化剂和网络保水剂(质量比为5∶1∶0.2)制备的水玻璃凝胶堵剂注入性和封堵性良好,对中渗和低渗填砂管的封堵率分别为93.5%和97.3%;堵剂选择性较好,优先进入高渗透层进行封堵,堵剂突破后低渗储层的分流率由29.8%增至85.2%,高渗储层的分流率由70.2%降至14.8%。包裹硅酸凝胶、硅酸盐沉淀的大分子交联网状结构提高了水凝胶的成胶强度。水玻璃凝胶堵剂在冀东油田现场应用6口井,增油降水效果明显,平均单井注水启动压力上升4.67 MPa,吸水剖面得到改善,注入水波及体积增加,对应8口油井见效,累计增油4314 t。

大庆油田“北一区断西聚合物驱油工业性矿场试验”研究

“北一区断西聚合物驱油工业性矿场试验”是我国目前规模最大，周期最长的三次采油矿场试验项目。该文阐述了这个项目实施过程和取得的初步效果，分析了“大井距、多井组”条件下聚合物驱油的动态特点。试验结果表明：大面积工业性聚会物驱油的效果比先导性试验的效果好，油井含水率大幅度下降，原油产量成倍增长，为大庆油田大规模进行聚会物驱油展示了美好的前景。

从微生物细胞中收集生物降解塑料PHB

用自制的ＮａＣｌＯ 溶液毁解生物细胞，离心分离收集ＰＨＢ，ＰＨＢ 的纯度随ＮａＣｌＯ 溶液中Ｃｌ 含量的增加而增加。以含ＰＨＢ 为４０ ％ 的生物细胞为原料，当ＮａＣｌＯ 溶液中Ｃｌ 的含量为６．９ ％ 、ｐＨ 为１１ 、处理时间为３０ ｍｉｎ 时，获得ＰＨＢ 的纯度为８９．２ ％ ，收率为９６．９ ％ 。在处理过程中，ＰＨＢ 的分子量会发生一定程度的降解，其粘均分子量 －Ｍη从３．５ ×１０５ 下降为０．４９ ×１０５ 。

选堵剂的最佳配方及其在宋芳屯油田的应用

通过正交实验,确定出选堵剂的最佳配方:w(HPAM)为0.5%,w(Ca-LS)为2.0%,w(交联剂)为0.5%,w(pH值调节剂)为0.5%.在此配方下,选堵剂的成胶时间为8.0h,表观黏度为55.2Pa·s.成胶后,在pH>5或不同矿化度的溶液中具有较好的稳定性,不破胶.在宋芳屯油田现场施工6口井,增油有效率为66.7%,平均单井含水率下降11.7%,累计降水为798m3,累计增油为108t,投入产出比为1∶4.2,具有较好的经济效益.

注水井分流酸化研究及应用效果评价

渤海多数油田注水井层间非均质性强,层间压力差异大,酸化时酸液分布不均匀,酸液优先进入高渗带,而低渗透层和污染严重层得不到相应的改造,导致层间非均质性更加明显。针对这些问题,开展了分流酸化技术研究,进行了室内实验评价,提出了技术的选井原则,并开展现场试验。在A1井的现场应用取得了良好的增注、调整吸水剖面和降水增油效果,达到了均匀酸化、提高水驱波及效率的目的,为其在渤海油田推广应用提供了保证。

纳米分散体驱油技术在渤海Q油田的研究与应用

针对渤海Q油田纵向层多、层薄、非均质性强,注入水沿高渗层突破日益严重,注入水质严重超标,常规的调剖、调驱体系易造成注入压力高、注入困难及中低渗透层伤害等问题,开展了纳米分散体驱油技术室内研究及现场试验。结果表明浓度为0.5%的纳米分散体溶液可使Q油田油水界面张力降低到10-3级别,对原油降黏率达到48.7%,岩心驱替动态洗油效率相比水驱提高25%~46%;该技术在海上油田的首次现场应用取得了良好的增油降水效果,实验井组3口油井含水率降低了3%~10%,在6个月有效期内累计增油6158 m3,为进一步改善油田开发效果提供了新的思路和方法。

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。

特低渗油藏表面活性剂改善水驱实验研究及应用

为提高红河油田特低渗油藏的采收率,开展了表面活性剂驱改善水驱效果的实验研究及矿场试验。室内评价表明:用皂角原料制得的表面活性剂ZJ2-2与地层水配伍性好,对岩心伤害小,同时具有良好的降低界面张力性能和改变岩石表面润湿性能,能大幅度提高驱油效率。矿场试验表明:ZJ2-2表面活性剂能有效降低注入压力,提高注入井的注入能力,有效补充地层能量。截止2013年5月试验井组累计增油130 t。

鄂尔多斯盆地东部高含水井综合治理——以甘谷驿油田唐80井区为例

为了解决甘谷驿油田唐80井区注水开发后油井含水上升速度快、高含水井逐年增多,但采出程度低、剩余油较富集的问题,进行了裂缝油藏深部调剖技术攻关研究。通过分析典型井组生产状况,并根据该区油藏特点和需求研制了深部调剖技术的体系配方、设计了施工方案,最终确定采用体膨颗粒+低温凝胶深部调剖体系和体膨颗粒+微生物深部调剖体系进行治理,分析了不同水驱速度、调剖剂注入量、调剖剂注入速度对采出程度影响。选取唐80井区两组典型注水井组进行了现场试验,试验结果表明:措施注水井的视吸水指数下降,压力指数上升,吸水剖面明显改善,说明对裂缝和高渗透层进行了有效封堵;对应的井组含水下降,日产油量上升,水驱开发效果有所改善,取得了降水增油的效果。

调驱措施效果预测方法的研究及应用

通过系统地分析区块、单井组调驱后的效果资料,归纳出影响调驱效果的主要因素,结合概率论建立经验统计的效果预测方法,分别预测区块及单井调驱所达到的增油量、降水量、增加的可采储量等指标,从而为调驱措施的有效实施提供可靠的依据。通过在濮城油田东区沙二上1油藏上4口井与濮城油田西区沙二上2+3油藏濮4南区的应用,证实该方法应用简便,预测精度高,具有一定的实用性。