秦皇岛32-6油田稠油油藏弱凝胶调驱技术研究及应用

秦皇岛32–6疏松砂岩稠油油田长期高强度注采开发后,受储层强非均质性及水油流度比大等因素影响,注入水水窜严重,水驱效果逐渐变差,迫切需要开展注水井调驱技术研究。针对油田开发实际需求,利用物理模拟实验方法,进行了聚合物弱凝胶调驱技术的室内研究及方案优化,结果表明,聚合物浓度愈高、聚Cr~(3+)质量比愈小,凝胶体系的阻力系数和残余阻力系数愈大,则封堵及液流转向能力愈强,扩大水驱波及体积、提高水驱采收率效果越显著。现场实施过程中采用"前置段塞+主段塞+保护段塞"逐级组合的调驱方案,聚合物浓度分别为2 000,3 600,4 200 mg/L,聚Cr~(3+)质量比为180∶1,注入段塞0.08 PV,先导试验D10井组累计增油2.4×10~4 m~3,含水率下降6%,取得了明显的增油效果及经济效益。     

弱凝胶提高海上稠油油田采收率影响因素分析

渤海湾某稠油油田L、M、N 3个区块地层纵向和平面非均值性严重、油水流度比大,主力注水井各层吸水不均、油井水驱效果差异大?为保持地层能量、改善流度比、调整吸水剖面,先后在3个区块各选1个井组开展弱凝胶调驱矿场试验：以3个井组调驱的不同效果为基础,通过聚合物性质、地质油藏条件以及注入参数等分析,分别对影响弱凝胶效果的聚合物浓度、原油黏度、渗透率级差、边底水影响、调驱时机、注入速度等因素进行了对比。矿场试验表明,弱凝胶调驱可以调节层间吸水、缓解平面矛盾、改变注入水驱替方向,其调驱矿场效果受地层油藏条件、调驱时机、调驱参数的影响。     

南堡35-2南区特稠油油田弱凝胶提高采收率探讨

针对渤海油田南堡35-2油田南区地下原油粘度高(达到800mPa·s),存在单井产能低、采油速度小、过渡带部位的油井含水上升快等问题,对弱凝胶提高开发效果进行了探讨。通过动态分析,认为含水上升的主要原因是原油粘度较大,流度比不利;从水驱油理论出发,利用油藏工程方法,对南区水驱效率较低的原因进行了系统剖析;提出利用弱凝胶驱油来改善水油流度比,提高水驱油体积波及系数,达到提高采收率的目的。矿场试验井组证实,该方法对改善水驱效果、保持地层能量有较好的作用。     

普通稠油弱凝胶调驱动态调控技术研究

针对普通稠油油藏开发后期注水三大矛盾突出的难题,应用弱凝胶调驱技术改善水驱开发效果,在剩余油分布规律研究基础上,应用谢尔卡乔夫法确定适合弱凝胶调驱的反七点、150m井网井距,采用净水+杀菌+除氧技术提高弱凝胶成胶率,并不断优化注采参数、调整注采结构。现场实施后,23个井组日增油118t/d,含水率下降5.2个百分点,自然递减率下降14.7个百分点,采收率提高5.8个百分点。弱凝胶调驱调控技术的研究与应用为实现海外河油田调驱增产提供了可靠的技术支持,对同类油藏实施弱凝胶调驱具有借鉴意义。     

新型纳米微球调驱技术在海上稠油油田的应用

针对目前海上稠油油田经过长期注水开发,指进现象严重,窜流通道导致注入水低效循环的现状,在弱凝胶调驱、氮气泡沫驱和可动凝胶调驱技术的基础上,运用新型纳米微球具有良好注入性和选择性的封堵特性,开展了聚合物微球技术的室内研究和矿场先导试验。结果表明,新型纳米微球技术能有效封堵稠油油田开发中后期疏松砂岩形成的大孔道,改变液流方向,提高注入水利用率,扩大注入水波及体积,显著改善水驱开发效果。新型纳米微球技术的推广应用对海上稠油油田的控水稳油工作的深入开展具有重要意义。     

二连油田弱凝胶调驱技术

二连油田成藏规模小,构造复杂,油藏类型多,受沉积环境和构造破碎影响,储层非均质性严重.目前油田已进入高、特高含水开发阶段,平均采收率仅17.3%,近井处理已不能解决油层深部的极度非均质问题.2001年开始引进弱凝胶调驱技术,在室内物模试验的基础上筛选了适合蒙古林砂岩油藏和吉45断块弱凝胶配方体系,并选择蒙古林砂岩砂西断块中部4个井组和吉45断块TI中下油组5个井组进行了先导试验,取得很好的降水增油效果,到2005年底,2个区块累计增油9.114 4×104t,并形成了一套整合的现场注入工艺和试验评价技术.     

南堡35-2油田弱凝胶调驱优化及实施效果分析

从海上油田开发实际需求出发,针对南堡35-2油田特点和存在问题,对弱凝胶的适用性进行了分析。利用室内实验方法,对影响弱凝胶调驱的关键参数,如原油粘度、调驱时机和调驱剂用量进行了实验分析,实验分析结果表明,原油粘度越大,调驱效果越差;弱凝胶最佳注入时机为含水40%;弱凝胶用量越多,驱油效果越好;并在研究的基础上开展了现场实施。实施结果表明,弱凝胶调驱能够降低视吸水指数,控制含水上升,改善水驱效果。     

南堡35—2油田弱凝胶调驱优化及实施效果分析

从海上油田开发实际需求出发,针对南堡35—2油田特点和存在问题,对弱凝胶的适用性进行了分析。利用室内实验方法,对影响弱凝胶调驱的关键参数,如原油粘度、调驱时机和调驱剂用量进行了实验分析,实验分析结果表明,原油粘度越大,调驱效果越差;弱凝胶最佳注入时机为含水40％;弱凝胶用量越多,驱油效果越好;并在研究的基础上开展了现场实施。实施结果表明,弱凝胶调驱能够降低视吸水指数,控制含水上升,改善水驱效果。     

弱凝胶调驱技术在濮城油田西区沙二上2+3层系的应用

弱凝胶调驱是通过延缓交联技术、控制聚合物与交联剂的反应时间，使得凝胶溶液可以大剂量注入并达到地层深部，且在较高压差下可以流动的“可动”凝胶。它进入地层后，不仅可以改善纵向非均质性，达到“调”的目的，而且可以改善水驱油流度比，解决油藏的层内及平面矛盾，达到“驱”的目的，是一种提高注入水波及效率的综合技术。结合濮城油田西区沙二上2＋3油藏的地持特点、存在问题，详细介绍了弱凝胶调驱技术的原理、施工工艺以及在该区块的现场应用情况。     

渤海A油田增产技术及应用效果分析

渤海A油田储层胶结松散,边底水较为发育,原油粘度大,初期开发效果较差,为了挖掘该油田的潜力,提出了多枝导流适度出砂、多元热流体吞吐、聚合物弱凝胶调驱和化学降粘等一系列增产技术措施,通过对各项技术措施攻关和应用,A油田的开发效果得到了改善,增加了采油量,提高了油田的采收率。     

海上稠油油藏早期注聚压力与注聚时机研究

渤海油区属于典型的海上稠油油藏,目前水驱采收率不高,聚合物驱提高采收率潜力较大.鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,使得海上稠油油藏早期注聚时机和注聚压力特征不同于陆地油田中后期注聚.利用数值模拟手段和油藏工程方法,研究了渤海油区典型常规稠油油藏早期注聚压力特征、注聚时机及其影响因素;利用中心组合实验设计方法,建立了早期注聚压力变化与其影响因素之间的关系式.结果表明:海上稠油油藏早期注聚压力受5个因素影响,影响程度由大到小依次为聚合物溶液粘度、油藏渗透率、注入速度、注聚时机和原油粘度;注聚时机受原油粘度和油藏渗透率制约,原油粘度越大、油藏渗透率越低,注聚时机则越晚,渤海油区稠油油藏早期注聚的合理时机在含水率大于20％以后,极限注聚时机在含水率为10％.     

海上稠油油田深部调驱选井决策方法研究

海上油田高强度的合注合采导致优势通道普遍发育,开展深部调驱是油田稳产的关键。提出了一种适用于海上稠油油田的深部调驱选井决策方法,从静态指标、生产动态指标和动态监测指标出发,全面筛选、构建了选井决策的评价指标体系;利用隶属函数实现指标定量计算,利用模糊层次分析法分步确定指标权重,从而计算综合评判因子进行选井。矿场应用表明,调驱井压降变缓,措施区块增油降水效果显著,含水下降1.2%,累计增油6.10×10~4 m~3,提高采收率0.21%,充分证明了该方法的可靠性。     

海上稠油地热水驱提高采收率矿场实践--以珠江口盆地EP油田HJ油藏为例

南海EP油田为低品位稠油油田,开采过程中面临地层天然能量不足、原油流动性差、平台有限空间布置地面人工注水设施困难等问题。为有效开发EP油田,提出了一种利用深部高温含水砂层在井下人工注水的闭式地热水驱技术。从深部巨厚水层加热效应、自源闭式注水方式适应性、井筒流动性改善的“拐点”效应、井筒再造技术释放油井产能等4个方面,分析了EP油田地热驱油的可行性。运用油藏工程方法、物理模拟实验和数值模拟法,评价和预测了该油田地热水驱采收率。物模结果表明,地热驱油可以使地层温度提高40℃,最终驱油效率提高14.72个百分点;数模方法预测地热水驱可提高采收率13.09个百分点。选取EP油田A14井组进行了现场试验,实施地热水驱后,井区压力得到恢复,水井对应的3口油井产量上升,首口见效井日产油由30 m 3提高到102 m 3,地热水驱效果显著;目前已实施2口地热注水井。     

海上油田含聚污水中原油状态分析

污水中原油一般分为浮油、分散油、乳化油和溶解油等形式,聚合物存在会导致污水中乳化油含量大幅增加,污水稳定性更强。本文以海上油田含聚污水为研究对象,分析得出不同形式原油的比例随含聚浓度的变化规律。研究表明,乳化油含量占含聚污水中稳定存在原油量的90%以上,是含聚污水处理的关键所在。而且,与不含聚合物的污水相比,当污水中聚合物浓度为50 mg/L时,乳化油含量显著增加。另外,与模拟污水相比,聚合物含量约为50 mg/L现场含聚污水样品中的乳化油含量更高,稳定性更强,处理难度也更大。     

新型高温调堵技术在克拉玛依油田的应用

在克拉玛依油田九区稠油油藏开采过程中,由于储层的非均质性、隔层不发育以及蒸汽超覆等原因,蒸汽在平面上推进不均衡,出现汽窜干扰现象,降低了油藏开发效果。在分析九区吞吐井汽窜特征、目前所用高温调堵技术特点的基础上,进行了汽窜通道调控治理工艺技术研究,研制了适合该区油藏的新型高温调堵剂,并对该调堵剂的固化及抗稀释性、固化物耐温性能、抗剪切能力和抗盐能力等性能进行了评价,并在室内模拟该调堵剂封堵效果达标后,开展了3井次现场试验。试验井实施封堵后,注汽压力较封堵前提高了25%,汽窜干扰现象得到治理,原有窜扰井正常生产,调整了储层吸汽剖面,提高了油藏开发效果。     

海上油田功能型聚合物调驱的实验研究

渤海油田油层非均质性严重、油水流度差异大、吸水剖面不均衡,比较适宜采取深部调驱的方式来提高采收率。通过岩心模拟实验对一种新的功能型聚合物GN-1的黏度—浓度关系、流动性能进行了测定,对该聚合物的流体转向能力和调驱效果进行了评价,结果表明其具有良好的调驱能力。使用高浓度的普通聚合物0.1 PV+GN-1聚合物0.15PV组合驱替能有效的动用中低渗透层,大幅度提高采出程度。     

海上油田聚合物驱后提高采收率技术

中国海上油田中有3个油田实施了聚合物驱开采技术,且取得了较好的增油控水效果,但聚合物驱后进一步提高采收率技术将成为一个亟待解决的问题。为了研究海上油田聚合物驱后提高采收率的合理接替技术,在调研总结中外聚合物驱后提高采收率技术的基础上,从工业化应用规模、矿场试验效果和驱油机理等方面进行分析,针对海上油田的特点和条件,筛选出适合海上油田聚合物驱后提高采收率的接替技术。结合室内物理模拟实验,对残留聚合物的分布特点和聚合物驱后接替技术进行了分析,对比了聚合物驱后二元复合驱与絮凝剂驱提高采收率的效果。研究结果表明,海上油田聚合物驱后可采用二元复合驱和聚合物再利用等提高采收率技术进一步开发;聚合物驱结束时,残留聚合物主要分布在主流线上;聚合物驱结束后进一步提高采收率的时机越早越好;二元复合驱油体系增油降水效果及注入性均优于絮凝剂驱。