深部调驱技术在河南下二门油田的研究应用

深部调驱是通过挤入地层深部的调驱体系对高渗透层产生物理封堵作用 ,从而导致后注流体改变方向 ,对中低渗透层产生驱替作用。针对下二门油田B2 38块油藏地质情况筛选了调驱剂配方 ,设计的深部调驱方案 ,施工后注水井的吸水剖面得到明显改善 ,启动压力上升 ,吸水指数下降 ,产油量上升 ,含水率下降 12个百分点 ,降水增油明显。     

预交联凝胶颗粒调驱剂在尕斯E3^1油藏的应用

预交联凝胶颗粒对注水井进行深部调驱处理可封堵油层深部的大孔道。利用其自身的膨胀性能，可以较好地降低高渗透层的吸水量，增加中、低渗透层的吸水量，改善吸水剖面。同时由于凝胶颗粒随注入水进入油层后还具有一定的驱油效果，因此可起到深部调驱的作用，真正改善注水开发效果，达到“稳油控水”之目的。     

聚合物驱后交联聚合物深部调剖技术室内试验研究

为了避免聚合物驱后恢复水驱时含水率迅速上升,研制了交联聚合物深部调剖剂冻胶107,并对其配方进行了优化。通过平行管流动试验,分高、低两种渗透率模拟油藏非均质性,研究聚合物驱后的压力、各种渗透率层的采收率和含水率的变化。试验结果表明,聚合物驱后直接进行深部调剖,流动性较强的深部调剖剂将主要进入高渗透孔道,对高渗透层造成封堵,为了使组合调剖剂能进入深部高渗透层,提高原油采收率,必须按照先弱后强的顺序,尽可能早的注入组合调剖剂。     

聚合物驱后恢复水驱提高采收率方法平板模型试验研究

通过室内物理模拟试验比较2种聚合物驱后的提高采收率方法,并考虑不同渗透率级差模型对聚合物再利用技术的影响,得到聚合物驱后对地下聚合物溶液再利用技术和效果的认识。研究表明:在聚合物驱-水驱-深部调剖-活性水驱的试验中,聚合物驱后恢复水驱,因水的流度远高于聚合物溶液的流度,会产生严重的指进现象,降低了水的波及系数;同时大量水体又会严重稀释深部调剖剂,使其强度减弱,调剖效果变差。在聚合物驱-水驱-絮凝和固定-深部调剖-活性水驱的试验中,可通过絮凝剂对水驱稀释的聚合物溶液絮凝再利用,形成絮凝体对高渗透层产生封堵,再注入固定剂溶液进入聚合物浓度较高的次高渗透层,通过交联形成交联体起到深部调剖和驱油作用。在3种渗透率级差的平板模型试验中,对絮凝和固定技术进行了对比试验,证实该技术具有一定的有效期,产生的絮凝体和交联体强度较高,为后续深部调剖和活性水驱奠定了良好的基础,同时该技术具有成本低廉、采出程度高、对中低渗透层的伤害程度小及对地下存在聚合物再利用程度高等优点。     

A区B油藏聚合物微球调驱的应用与效果评价

A区B油藏通过2015年以来的同心双管分注以及地面分注的实施,基本实现有效分注,层间矛盾基本解决,但水驱治理仍然停留在单点堵水与小区域整体堵水相结合的方式。2021年限压注水后,液量下降,含水率仍然上升,水驱问题依然严重,常规堵水调剖措施无法完成地层深部地带封堵,急需整体实施调驱措施。B油藏于2022年开展纳米微球深部调驱矿场试验,试验结果表明,微球调驱取得较好效果,注入微球后整体油藏B1储层注入压力由11.6 MPa上升到11.8 MPa,B2储层注入压力由11.6 MPa上升到11.9 MPa;吸水状况变好,整体吸水指数由107.0 m³/(d·MPa)下降到80.9 m³/(d·MPa);整体月度递减率由0.98%下降到0.55%,月度含水率上升幅度由-0.10%上升到-0.07%;整体见效比例为82.1%,其中增油型占53.1%,降递减型占46.9%;西部清水区域微球调驱效果较好,月度含水率上升幅度由0.61%下降到-0.73%;B2储层物性较好,调驱效果更佳。     

交联聚合物溶液深部调驱先导试验

聚丙烯酰胺柠檬酸铝交联聚合物溶液(LPS)深部调驱先导试验结果表明,低浓度的交联聚合物溶液可以堵塞聚合物驱、水驱形成的水通道,提高注水井的注入压力,起到深部调剖、液流改向的作用,使驱替液进入聚合物驱、水驱未波及的含油层(层内或层间),增加生产井的产油量,降低含水率,进一步提高聚合物驱油藏的采收率。LPS深部调驱技术可作为聚合物驱的接替技术用于聚合物驱后油田的开发.     

交联聚合物溶液深部调驱先导试验

聚丙烯酰胺柠檬酸铝交联聚合物溶液(LPS)深部调驱先导试验结果表明,低浓度的交联聚合物溶液可以堵塞聚合物驱、水驱形成的水通道,提高注水井的注入压力,起到深部调剖、液流改向的作用,使驱替液进入聚合物驱、水驱未波及的含油层(层内或层间),增加生产井的产油量,降低含水率,进一步提高聚合物驱油藏的采收率。LPS深部调驱技术可作为聚合物驱的接替技术用于聚合物驱后油田的开发.     

复合离子聚合物深度调剖试验效果

通过大庆油田萨北开发区注聚合物前进行的复合离子深度调剖试验,表现出了调剖井注入压力、PI值明显上升,高渗透层渗透率变差,注入剖面得到改善且稳定时间长;产出井产出剖面连续得到改善,产液指数下降幅度较,见效时间较聚驱提前等动态变化特征。分析了线状注水井组和特高含水井见效明显的原因。论证了该项技术在聚驱开采区块推广应用的必要性。     

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。     

聚合物反相乳液深部调驱技术试验研究

常温条件下聚合物反相乳液调驱剂是油包水的稳定乳液,根据孤岛油藏特点对该调驱剂进行了适应性室内评价,模拟地层条件下转相成胶时间大于3d,单管岩心封堵试验的阻力系数为10.4,三管模拟注聚后调驱试验最终提高采收率13%,说明该体系可以到达岩心深部发挥调驱作用.在6个井组实施了反相乳液调驱体系调驱后,注水井油压平均上升了1.8MPa,对应油井见效期内含水平均下降了3.4%,平均单井增产原油377t.     

调剖堵水及配套技术在孤东油田八区聚合物驱中的应用

孤东油田八区属高渗透河流相沉积的稠油疏松砂岩油藏，非均质严重，渗透率级差大，有利于聚合物驱，但由于高速水驱强注强采后，非均质进一步加剧，局部产生“大孔道”不利于聚合物驱，注聚后单纯依靠聚合物的调堵不能完全达到调整剖面的目的，在充分应用多种资料分析八区层内层间潜力的基础上，采取调剖堵水及配套技术，充分发挥聚合物段塞作用，提高油井见效率，改善聚合物驱效果。     

复合离子聚合物整体调剖效果

喇嘛甸油田北西块葡Ⅱ—2油层纵向非均质严重，适合于调剖的井数多，注聚前集中在5个注入站采取了复合离子聚合物整体调剖，调剖井比例为84％，取得了明显的增油降水效果，并且充分利用调剖后注入均衡的有利时机，采取采出井压裂对应调整层位等综合调整措施，最大限度地发挥整体调剖的作用。通过对北西块整体调剖效果的分析，说明调剖可以明显提高中低渗透层的动用程度和驱油效率，驱油效果好于未调剖区。整体调剖不仅调整了注入井纵向注入不均衡的矛盾，而且在不同沉积单元不同注入方向上同时进行了平面调整，驱油效果好于单井调剖区。注聚前整体调剖是改善聚合物驱开发效果的有效方法。     

关于聚合物驱分注时机的探讨

根据南二、三区东部聚合物驱开发工程中的分层注入实践，应用数值模拟手段，注入井分注时机、层段注入强度对开发效果的影响进行探讨。在地质模型建立过程中，共分9个模拟层。在注聚初期，主力油层内部聚合物驱的调剖作用表现较为明显，但进入含水回升阶段后出现剖面反转现象。注入井在含水稳定阶段、含水回升阶段实施分层注入可提高区块整体开发效果，不同阶段分注均比全过程笼统注入提高采收率1．5％-1．7％。由于在含水下降阶段和含水稳定阶段实施分注，一定程度上控制了主力油层的注入强度，动用程度难以进一步提高，采收率提高值略低于含水回升阶段分注。随着低渗透层段注入强度逐步增大，在不同阶段实施分注，模拟区采出程度均得到提高，提高值在0．37—1．7个百分点之间，但随着高渗透层段注入强度下降，采出程度呈下降趋势。     

低初黏可控聚合物凝胶在油藏深部优势渗流通道的封堵方法及应用

聚合物凝胶调剖技术可以有效治理水驱油层水流优势渗流通道并提高采收率。通过建立凝胶调剖剂在非均质渗透层间渗流的理论模型，分析了凝胶调剖剂的黏度对优势渗流通道封堵的作用效果；研发了低初始黏度、具有pH值响应、成胶强度和交联时间可控的聚丙烯酰胺/柠檬酸/铬凝胶体系。在10 m长岩心和3管并联岩心进行封堵模拟实验，测试了聚合物凝胶体系剪切后的自修复黏度等流变学参数，研究了分流率、注入压力以及凝胶封堵的微观形态。研究结果表明：聚合物凝胶体系的低初始黏度是优先封堵地层深部高渗透层优势渗流通道、扩大波及体积的关键参数，聚合物凝胶体系的初始黏度低于10 mPa·s、延迟交联时间控制在30 d以上。长岩心封堵后水驱各段压力梯度比注入聚合物后续水驱时提高了6.55倍；经扫描电镜微观测试发现在岩心不同位置孔隙中存在明显的膜状凝胶；在并联岩心中，当低初黏可控聚合物凝胶进入水窜流的高渗层封堵后，注入水高渗层分流率由72.7%降低为0.7%。大庆油田1井组（6注12采）深部调剖现场试验结果表明，注水压力从7.8 MPa上升到9.8 MPa；8口连通油井日产液量下降16.2%，阶段累积增油563 t。低初黏可控聚合物凝胶对油藏深部优势渗流通道实现了有效封堵。     

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。     

下二门油田普通稠油聚合物驱后水驱技术对策

针对下二门油田核二段Ⅱ油组注聚合物驱油转水驱后原油产量递减快的情况，开展了以注水井及时分注、调配为中心，结合水井调剖、油井堵水及解堵，提高低渗透层储量动用程度，控制综合含水上升速度，减缓产量递减，扩大聚合物驱效果的后续水驱开发技术研究和应用，使单元在转水驱后产量的递减速度得到了有效控制，增油效果远好于预测效果。     

交联聚合物微球深部调驱技术及其应用

交联聚合物微球的颗粒粒径和溶胀性能是影响调驱效果的主要因素.为提高交联聚合物微球在高含水、强非均质性油藏深部调驱中的应用效果,通过粒径实验、岩心驱替实验等对交联聚合物微球分散体系的性能进行了评价.结果表明:交联聚合物微球在60℃条件下、用孤岛回注污水溶胀10d后,粒径中值增大了34倍;交联聚合物微球分散体系的单管封堵率大于92%,双管岩心驱油实验提高采收率大于11%,交联聚合物微球分散体系完全能够满足孤岛油田高渗透油藏深部调驱的要求.在GD2-24斜516井组实施了交联聚合物微球分散体系深部调驱现场试验,注水井油压上升了2.9MPa,对应一线油井见效高峰期含水率下降了5.6%,单井平均增产原油5t/d.表明交联聚合物微球深部调驱是改善注水剖面和降低油井含水率的有效方法.     

井网类型对"堵/调/驱"综合治理效果的影响——以渤海LD5-2油田为例

LD5-2油田具有储层厚度大、平均渗透率高、非均质性强和原油黏度高等特点,长期注水开发加剧了储层非均质性.为了遏制水驱开发无效循环、提高油田开发效果,以渤海LD5-2油田为例,通过室内大尺寸岩心模型,开展了"调剖+调驱+驱油"措施组合与井网类型适应性实验研究.结果表明:与直井井网相比较,水平井井网注入井渗滤面积较大,注入压力较低,调剖剂难以进入中、低渗透层,措施后中、低渗透层吸液压差增幅较大,后续微球和高效驱油剂吸入量较多,扩大波及体积和提高洗油效率效果较好,采收率增幅较大;与水平井布置在中渗透层井网相比较,水平井贯穿高、中、低渗透层井网时,调剖剂可以更多进入中、高渗透条带,发挥宏观液流转向作用,促使后续调驱剂和高效驱油剂转向进入低渗透层,发挥深部调剖和原油降黏作用,采收率增幅较大.由此可见,"调剖+调驱+驱油"措施组合可以形成协同效应,进而可以取得更好增油降水效果.     

综合信息

注水井综合调驱技术注水井综合调驱技术是将由稠化剂、驱油剂、降阻剂和堵水剂等组成的综合调驱剂通过注水井注入地层。它可在地层中注入水增粘、原油降阻、油水混相和高渗透层颗粒堵塞等综合作用 ,可封堵注水井的高渗透层 ,均衡其吸水剖面 ,降低油水的流度比 ,进一步驱出地层中的残余油 ,并可在地层中形成一面活动的”油墙” ,产生”活塞式”驱油作用 ,可以降低油井含水 ,提高采收率。低密度氮气泡沫流体技术海上显威由石油大学 (华东 )与山东恒业石油新技术应用公司研制的低密度氮气泡沫洗井、压井新工艺 ,2 0 0 3年在胜利油田海洋石油开…     

浅层疏松砂岩普通稠油油藏聚表剂调驱开采特征

针对K油田浅层疏松砂岩、高渗透大孔道、普通稠油油藏和高矿化度地层水的特点,在油田中区G层开展了聚表剂调驱先导试验,探索在高含水后期层内控水的调整方法。注入聚表剂后注聚井注入压力由自吸上升到2.53MPa,阻力系数和残余阻力系数较高,有效期长。试验井区北部油井生产动态呈现多次见效特征,有注剂阶段调剖和后续水驱扩大波及体积两个作用的增油效果。