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。

中心管采油设计方法及应用

在前人提出的中心管完井控锥基础上,针对水平井高含水情况,扩展了中心管完井的思路,提出中心管采油的概念。根据线汇叠加、镜像反映以及质量守恒和动量原理推导得到中心管耦合模型,利用模型计算了实例的流入剖面,对比中心管施工前后流入剖面,通过方案优选给出中心管施工推荐方案。现场施工一个多月后,采油量上升,含水率下降,达到了明显的增油降水效果,同时证明了采用中心管来调节油井高含水期生产指标是可行的。

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。

低渗透油藏中高含水油井增产技术研究与应用

长庆油田储层属于典型的低渗透,需要注水进行开发,随着开发时间的延长,部分区块进入开发中后期,油井含水不断上升,给油井增产改造带来了很大困难。通过对长庆低渗透储层特征、开发现状、见水原因分析的基础上,通过室内研究,形成了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、裂缝深部暂堵酸化等中高含水油井增产技术。目前在现场应用61口井,取得了较好的措施效果,为长庆油田低渗透储层中高含水油井提高单井量进行了有力探索。

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。

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%。

海上中高含水油田提液潜力动态计算方法

提液是海上中高含水油田减缓产量递减的一项有效措施。基于生产动态数据的油井提液动态分析方法克服了传统方法对区域静态资料的依赖性和局限性，但常规动态法只能计算无因次采液指数，难以量化提液潜力。基于渗流理论，首先建立油井无因次采液指数与含水率的定量表征关系，在此基础上研究油井无因次历史最大合理生产压差确定方法，并进一步提出油井最大产液量实时计算方法，从而达到动态法直接量化油井提液潜力的目的。应用实例表明，W油田实施提液后各井产液量基本达到了计算值，证实了该方法的合理性。该方法仅需要油井产液量和产油量2个基本生产动态数据就可以直接量化油井提液潜力，克服了海上油田区域静态资料不足的问题，具有数据基础简单、结果合理、操作简便和可实施性强等优点，可广泛应用于海上中高含水油田提液潜力评价。

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 。

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。

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。

华北油田砂岩油藏调水增油开发技术政策优化

作为调水增油核心技术之一的开发技术政策优化技术是指导油田科学、合理调整的主导技术。在充分论证开发效果影响因素的基础上,研究建立了适合华北油田砂岩油藏特点的开发技术政策优化思路和方法。通过室内实验和灰关联分析方法研究认为,除油藏本身地质条件外,层系划分、井网部署是影响油藏最终采收率的核心因素,其次为压力保持水平、提液及含水控制等。在此基础上,研究了复杂断块油藏层系、井网优化和压力水平确定的方法,与数值模拟技术结合研究了各阶段、各类油藏合理的开发技术政策,进而明确了具体对策。51个区块的实施结果表明,实施区块自然递减由18.3%减缓到17.0%,综合递减由11.2%减缓到5.2%,含水上升率由2.8%控制到0.8%,采收率提高5.3个百分点。

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。

特高含水期油藏采油速度研究及影响因素分析

采油速度对于特高含水期水驱油藏开发效果具有十分重要的影响。在特高含水期,含水饱和度进一步升高,油藏在长期的注入水驱替、冲刷、冲蚀作用下,沿注采主流线上,在较大压力梯度的长期作用下,储层胶结疏松的微小颗粒会逐步剥落并随油流、水流一起向油井运移,在井筒近井地带重塑储层孔隙结构,导致储层微观孔隙结构发生深刻变化,严重时甚至会形成次生优势大通道,从而引起油水渗流特性突变,因此出现油水相渗比值曲线非线性的特征。基于这一特征,利用含水率分流方程,建立了采油速度与油藏特征、含水率、含水饱和度及含水上升速度等影响因素的关系表达式,由此揭示采油速度与上述各因素之间的内在联系,并分析各因素对采油速度的影响。通过与前人的方法对比,表明新方法应用于特高含水期油藏具有明显的优势。

海南3块稳油控水技术对策研究

海南3块为岩性-构造油藏,注水开发后出现油井含水上升快、产量递减幅度大等特点。通过储层精细研究,结合油水运动规律,进行综合治理,有效地减缓了区块含水上升速度和产量递减速度,为同类油藏的开发提供了一定的借鉴。

极复杂断块油田高含水后期增储稳产研究

构造研究是复杂断块油田开发的关键,针对文明寨极复杂断块油田高含水后期表现出微构造认识不清的问题,在开展了精细地层对比、做大量的油藏剖面的基础上,利用丰富的动静态资料,采取各种技术手段认识微构造。用油藏工程方法研究剩余油分布特征,应用成熟的提高采收率配套技术实现Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ储层的全面动用,取得了良好的开发效果,在同类油田的开发上具有一定的借鉴意义和推广价值。

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.

低渗透油藏中高含水油井提高单井产量技术研究与应用

长庆油田储层属于典型的低渗透,需要注水进行开发,随着开发时间的延长,部分区块进入开发中后期,油井含水不断上升,给油井增产改造带来了很大困难。本文通过对长庆低渗透储层特征、开发现状、见水原因分析的基础上,通过室内研究,形成了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、裂缝深部暂堵酸化等中高含水油井提高单井产量技术。目前在现场应用61口井,取得了较好的措施效果,为长庆油田低渗透储层中高含水油井提高单井量进行了有力探索。

长庆不同类型油藏开发规律研究

以油藏地质特征为依据,将长庆低渗透油藏划分为低渗透、特低渗透、超低渗透、致密油四种不同类型油藏,并系统研究了不同类型油藏的开发特征和开发规律,包括压力系统变化特征、见效见水特征、产量递减变化规律和含水上升规律,明确了不同类型油藏开发过程中存在的主要矛盾,为制定不同类型油藏稳产对策提供技术支撑。

陆相特高含水油田固水提高采收率机制研究

陆相沉积油田非均质性强、原油黏度较高,采收率普遍较低,特高含水期是油田开发的重要阶段。从分流量方程和相对渗透率曲线出发,提出固水增油理论,假设通过物理或化学方法,将部分可动水固定为不可动水,减少油水两相系统中水相的饱和度,相对增加原油的渗流能力,改善原油渗流状况。建立固水系统储层物性、油水饱和度和相对渗透率曲线的近似求取方法,并进行实例分析。结果表明:对固水系统重新注水开发时,含水率下降,采收率提高,含水率下降幅度和采收率提高幅度均随固水系数的增大而增大;对特高含水或近废弃油田实施固水增油在理论上是可行的,可将无效或低效开采转变为有效或高效开采,延长油田寿命,提高油田最终采收率。

水平井环空化学封隔器预聚体(ACP-H)

我国水平井有相当一部分为筛管完井,筛管与井壁间存在管外环空,见水后危害极大,控水增油成为公认的世界级难题。后期管外化学分段,实现出水部位定向治理成为重要的技术方向。但“重力坍落”效应导致常规材料无法填充水平环空,二次交联分段材料现场工艺控制困难。以磁性材料为基础发明高触变可固化流体,即水平井环空化学封隔器预聚体,剪切变稀后结构恢复迅速（10-15s）,可完全立体充填水平环空,并在温度作用下基于多功能团固化体系由触变流体形成为高强固体环空化学封隔器。45-130℃条件下,固化时间3.0-12h可控,承压能力大于20MPa,定位放置偏差±5m,工艺安全可靠,满足不同类型油藏水平井后期治理需要。国内首次开展了矿场先导试验,目前已应用于国内10多个油气田,成为筛管完井水平井控水增产有效技术途径之一。