聚合物驱不可入孔隙体积效应的室内研究及应用评价

基于聚合物互溶驱替和弥散渗流原理,利用双段塞浓度剖面法测定了聚合物溶液在长庆油田侏罗系延10储层6块岩心上的不可入孔隙体积(IPV),考察其对聚驱效果的影响。结果表明,聚合物溶液在6块岩心上的IPV值为20.6%~27.9%,平均为24.8%。岩心渗透率越高,IPV值越小,二者呈明显的线性负相关关系。IPV值与孔隙度无明显对应关系。不可入孔隙体积的大小反映聚合物分子线团与储层孔喉大小的匹配程度。M区块延10油藏聚合物驱试验结果表明,考虑聚合物驱过程中不可入孔隙体积效应的存在,在矿场注入工艺设计时适当提高注入量和增加前置保护段塞,有利于提升驱油效果。聚合物驱方案设计时考虑不可入孔隙体积效应是必要的。

羧甲基酸性压裂液在长庆气田的应用

针对长庆低渗透储层压裂增产改造的需要,研发了一种羧甲基酸性压裂液。室内实验表明,该压裂液在酸性条件下交联,90℃下耐温耐剪切性能好,破胶液粘度为3.15 mPa·s,破胶残渣仅有138 mg/L,对储层伤害低。在长庆气田低渗透储层现场应用2口井,均顺利完成施工,平均单井初期日产气23412 m3,平均单井增产43.69%,取得了良好的增产效果。

三叠系长8储层酸化液室内研究

通过实验,给出了不同酸液的在长8储层改造时的推荐使用浓度范围,并对4种酸液体系所用添加剂进行了评价和优选。

影响便携式原油含水分析仪准确性的研究

为提高便携式原油含水分析仪结果的准确性,通过蒸馏法与便携法对比试验,全面分析了便携法的各项实验影响因素。结果表明:样品的状态、温度、化学药剂、样品深度及矿化度对测定结果的准确性均有较大影响;而气体影响较小。由此可见,用便携法测定含水率时,样品必须进行前处理,不同区域样品,考虑矿化度的影响,仪器需重新标定。

低渗透油藏中相微乳液驱油体系筛选

中相微乳液优异的增溶能力使其成为大幅提高原油采收率技术研究的热点。立足长庆五里湾低渗透油藏特点,以十二烷基苯磺酸钠与椰油脂肪酸脂聚氧乙烯甜菜碱质量比1∶3的复配体系作为中相微乳液主表面活性剂,选择正丁醇作为助表面活性剂,利用鱼状相图确定形成中相微乳液所需的醇浓度区间为1.3%~3.7%,对应表面活性剂质量浓度为0.3%~0.7%。微乳液开始形成中相和中相消失对应的盐度分别为1.5%,6.0%,形成中相微乳液的盐宽为4.5%。NaCl质量浓度为4.8%左右时增溶效果最佳,界面张力达到10-3mN/m超低水平。填砂模型微乳液驱实验提高驱油效率23.25%。

纳米聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系评价及应用

针对长庆低渗透油藏特点,提出聚合物微球/表面活性剂复合调驱提高采收率技术。以丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、2-巯基苯甲酸、过硫酸铵、亚硫酸氢钠等为原料制备聚合物微球,以烷醇酰胺聚氧乙烯聚醚磺酸盐与椰子油脂肪酸二乙醇酰胺为原料制得表面活性剂。研究了表面活性剂和表面活性剂/聚合物微球混合液的油水界面张力,考察了聚合物微球与混合液的调驱性能,优选了复合调驱注入方式,并在安塞油田进行了现场应用。结果表明,聚合物微球初始粒径为50~300 nm,具有水化膨胀特性,膨胀倍数为20~100倍。微球在水化膨胀过程中产生聚集特性,分散性、球形度均较好,且粒径呈高斯正态分布。表面活性剂适宜用量为3 g/L。聚合物微球加入表面活性剂后混合液黏度增大,微球分散相颗粒屏蔽了表面活性剂的界面活性以及形成胶束的能力,导致油水界面张力降幅变小,不利于表面活性剂驱油。聚合物微球溶液对岩心的封堵性较好,微球质量浓度大于4 g/L时的封堵率约80%。体积比为1∶1的聚合物微球与表面活性剂段塞式注入岩心的驱油效果好于二者混合式注入。该体系在安塞油田现场的应用效果显著,累计增油3576 t。

高强度柔弹性裂缝封堵剂力学性能评价及应用

为改善预交联凝胶颗粒稳定性差、易破碎,多轮次实施后效果逐渐变差等问题,以含芳烃单体和特种共聚单体为主剂、过氧化苯甲酰为引发剂制得高强度柔弹性颗粒状的裂缝封堵剂。研究了该封堵剂的力学性能,并在长庆裂缝性见水油藏进行了现场应用。结果表明,裂缝封堵剂的硬度较小,柔韧性好,有利于施工泵注。低温环境下封堵剂邵氏硬度的变化小。在18数28℃下,封堵剂的邵氏硬度为18.6数18.9 HA。随温度升高,剪切应力加载对应封堵剂的应变增幅增大,储能模量降低。温度对封堵剂损耗模量的影响较小。封堵剂断裂伸长率为1352%数1358%,对应拉伸应力为1.20数1.56 MPa。封堵剂抗压形变能力较好,压缩应力增加,应变逐渐增大。地层水矿化度对封堵剂柔弹性的影响较小。封堵剂在安塞油田现场应用的效果良好,投入产出比1∶2.92,累计增油3768 t,有效改善了使用预交联凝胶颗粒调剖剂出现的问题。图6参14。

硅酸盐水泥调剖剂粒度分形维及其与封堵性能的关系评价

基于粗集料粉体颗粒的Fuller堆积模型及分形理论,评价了4种硅酸盐水泥调剖剂实测和模型计算的粒度分布分形维及其与封堵性能的关系。结果表明,测试粒度分布与Fuller法计算结果均有偏差,粗颗粒比细颗粒的含量高。测试的4种样品粒度分布分形维2.079 4~2.233 3,小于Fuller法计算结果拟合得到的分形维数2.6。4种样品空隙率62.46%~65.01%,固化抗压强度22.1~25.5 MPa,硅酸盐水泥调剖剂颗粒粒度分布分形维数越大,其空隙率越小,颗粒堆积结构越紧密,固化后的抗压强度越高,调剖的封堵能力和抗后续注入水冲刷能力越强。调剖工程设计中,可将测算的粒度分布及分形维数作为硅酸盐水泥调剖剂种类选择、封堵性能评价的参考依据。

基于最小二乘支持向量机的低渗透油藏调剖效果预测

调剖效果受油藏地质条件、开发状况和调剖工艺等诸多因素影响,调剖效果预测实质上是解决一个多因素共同作用的复杂非线性问题。常规的数值模预测对地质建模准确性要求高、历史拟合时间长而不能满足实际应用需求。本文提出利用最小二乘支持向量机法构建调剖效果与其主控因素之间的非线性映射模型,将未知井调剖效果预测转化为非线性函数的求解过程。以靖安油田五里湾区块24口调剖井资料为学习样本,建立了计算调剖后井组增油量、降水量的最小二乘支持向量机预测模型并进行了验证。结果表明,计算结果与实际值拟合精度较高、误差较小,该方法可用于矿场调剖效果预测与评价。

池46长8油藏聚合物微球调驱效果评价

姬塬油田池46长8区块受储层非均质性、超前注水等影响,开发过程中区块含水上升速度加快,油井产量下降。2017年底区块综合含水达到60%,自然递减14.7%,含水上升率高达7.9%,采出程度仅7.7%,水驱开发效果变差,有必要开展调驱控水稳油治理。围绕池46区块2016-2018年聚合微球调驱实施情况,开展调驱效果评价。结果表明,聚合物微球调驱后,注水压力整体上升,注入压力上升形态与聚合物微球深部调驱机理具有一致性。典型井吸水剖面测试结果显示吸水状况得到改善,对应油井增油降水效果明显。从不同日产液量、含水、井组日增油量、见效周期等方面分析了区块聚合物微球调驱见效特征。

预交联凝胶颗粒的吸水膨胀性能评价及应用

以膨胀倍数为主要考察指标评价了一种预交联凝胶颗粒的膨胀性能。结果表明,颗粒粒径越小,温度越高,膨胀速率越快。粒径和温度主要影响凝胶颗粒的膨胀速率,对最终膨胀倍数没有显著影响,颗粒自身分子结构是影响膨胀性能的关键。由于高价盐离子对负离子的强中和屏蔽作用,Ca2+比Na+对颗粒吸水膨胀的制约性更强。在80℃、水矿化度3.1×104mg/L条件下,颗粒浸泡80 d,膨胀倍数保留率98%以上,且柔顺性、韧性和粘弹性均保持较好。预交联颗粒在白于山长4+5裂缝性油藏现场应用14口井,调剖后,注水压力平均上升2.8 MPa,地层裂缝带得到了有效封堵,水驱剖面得到了调整,注水开发状况变好。

白于山长4+5区块整体调剖效果评价

白于山长4+5区块属典型的低渗裂缝型油藏,区块大规模压裂建产使人工裂缝与天然裂缝沟通,开发过程中含水上升速度越来越快,水淹产能损失严重。2010年底区块综合含水达70%,自然递减17.4%,采出程度仅6.1%,开发形势严峻。为改善区块开发效果,2011年在该区开展整体调剖稳油控水治理技术研究与应用。调剖后,14口注水井注水压力平均上升2.8MPa,吸水指示曲线、压降曲线及吸水剖面等测试结果表明裂缝带得到了有效封堵,吸水剖面得到了明显调整和改善,水驱波及体积扩大。区块自然递减降低至14.9%、综合含水和含水上升率分别降低至65.6%和-5.6%,开发指标全面好转。整体调剖显著改善了该区注水开发效果。

水驱流向改变剂的研制及应用

针对安塞油田部分区块进入中高含水期,天然微裂缝发育,裂缝方位多的特点,以丙烯酰胺、阴离子型耐温单体C为单体,N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,以水溶液共聚的方式,研制开发了一种堵水调剖用水驱流向改变剂,该水驱流向改变剂可封堵裂缝大孔道,改变液流方向,提高波及面积。检测表明该水驱流向改变剂具有良好的抗盐效果、热稳定性好,在I型、III型盐水中抗压强度分别达到4564 N和3216N。2012年在安塞油田王窑区应用2口注水井,注入压力升幅为1.9～4.1 MPa,吸水厚度分别从6.4 m、4.5 m上升为10.2 m和12.1 m,取得了显著的调剖效果。

钻井用膨润土标准现状及检测中存在的问题讨论

本文对比分析了膨润土API标准与国内标准,明确了膨润土分类及检测指标,并就目前国内膨润土检测的主要检测项目,流变性能及滤失性能检测中存在的一些影响因素进行分析,考察了高速搅拌器转轴转速、读数时间,滤失量测定所用滤纸等对检测结果的影响,最终提出了相应的建议,以便更好的进行质量监督,服务油气生产。