黄原胶调剖处理效果浅析

枣园油田地层复杂，多属高凝中、低渗透性油藏。根据对现场施工情况的分析，认为黄原胶对枣园油田进行注水井调剖处理，能达到“增油控水”的目的。文中着重叙述了黄原胶在枣园油田注水井调剖处理的现场施工简况，并对调剖效果进行分析。     

撬装式采出水处理装置工艺优化研究

油田采出水中含有悬浮杂质、油以及溶解性污染物,若不经处理直接回注储层,会造成储层孔隙堵塞、油井产量降低。对于产液量较低、偏远井,一般采用撬装式处理装置进行采出水的处理。本研究通过对陕北某油田采出水处理工艺优化,获得了撬装处理工艺,即气浮选-过滤工艺流程;通过对该站进水进行絮凝处理发现:pH为7.5,无机絮凝剂(PAC)加量为120 mg/L,有机絮凝剂(PAM)的相对分子质量选取1 200万,加量为1.0 mg/L,加药顺序为PAC+PAM时,处理后采出水的含油量、悬浮物含量、二价硫离子含量、二价铁离子含量、腐蚀速率分别降低至3.0 mg/L、1.49 mg/L、1.33 mg/L、0.42 mg/L、0.004 902 mm/a。     

海一块综合治理研究

针对海一块注水开发中存在的矛盾,结合油田开发现状,提出综合治理思路,即以注采井组为单元,将注水井分层注水、深度调剖、调驱,油井进行化学堵水、提高采液强度等技术进行优化整合,不断扩大注水波及体积,提高注采井组采收率,改善注水开发效果.现场应用后取得了良好效果,使区块连续3 a日产油保持在340 t/d以上,实现了区块的高效开发.     

杏北油田采出污泥调剖现场试验研究

针对杏树岗油田采出污泥无害化处理和调剖实际需求,笔者通过室内实验方法,对油田采出污泥组成和结构特征进行了检测,对污泥调剖机理进行了分析,提出了适合污泥调剖的选井选层方法和施工工艺,并开展了污泥调剖矿场试验.结果表明,将污泥回注油藏,可以改善注入井吸液剖面,扩大后续注入液波及体积,井组油井增油效果十分明显,为油田采出污泥无害化处理提供了一条简捷和有效途径.     

孤岛油田剖面调整的主要做法

孤岛油田属疏松砂岩油藏,开发层系多,井段长,历经40多年的开发,注水井吸水剖面及油井产液剖面明显改变,储层剖面的改变导致油水井层间矛盾加剧,严重影响了油田的开发效果。为此,现场采用细分注水、分层注聚、水井调剖、油井堵水堵聚及氮气泡沫调剖辅助注汽等技术,有效地改善了油水井剖面现状,为孤岛油田的高效开发奠定了坚实的基础。     

固体缓蚀剂GTH油井防腐技术

为了防止胜利孤岛油田含H2S和CO2酸性气体、采出水矿化度高的油井井下腐蚀,研制了以炔氧甲基胺及其季胺盐为主缓蚀剂,酰胺咪唑啉为复配缓蚀剂,加入多种辅助组分和加工助剂,用挤压成型方法制成的固体缓蚀剂GTH(φ55mm、L250mm的棒状物)。65℃时加量15和20mg/L的主缓蚀剂对N80钢试片在油田采出水中的缓蚀率为85%和90%,加入复配缓蚀剂使缓蚀率提高1%~2%。考察了含不同量缓蚀成分的GTH在65℃(及90℃)自来水中0~30天的动、静态溶出率,确定用于孤岛油田的GTH中缓蚀成分的含量为40%,在室内测得在油田采出水中的溶出速率为2.3~2.5mg/d.cm2,按日产液量每10m3下入2m长棒状缓蚀剂,可在一定时间内使油井采出水中缓蚀成分浓度维持在13mg/L。根据7口油井的检测数据,下入GTH后采出水的腐蚀速率平均由0.138mm/a降至0.023mm/a,缓蚀率为83%。简介了将GTH下入井内的工艺。在孤岛油田将该防腐蚀方法用于35口油井,32口井的检泵周期由4个月延长至8个月以上。图5表5参3。     

聚合物驱前区块整体调剖在普通稠油油藏的应用

为了控制聚驱过程中聚合物窜流,河南古城油田泌123区块实施了聚驱前整体深部调剖.选择聚合物铬凝胶为调剖剂,分较低、较高浓度的两个段塞注入,两段塞体积比为0.75:0.25,成胶时间分别为24、10小时.该区块14口注聚井中,4口油井转注聚井除外,其余10口井同时进行聚驱前调制,调剖厚度2.0～6.5m,调剖半径35～50m,调剖剂单井注入量1718～6943m3,总注入量35526m3.调剖后10口井注入压力、启动压力上升,视吸水指数下降,平均改变量分别为+5.1MPa、+5.18MPa、-5.1m3/d·Mpa;两口井同位素测试数据表明调剖后吸水剖面大幅改善.古泌123区块注聚1、2、3年时产出液中聚合物浓度分别为63、128、157mg/L,与其他6个注聚区块相比,均大幅减少.     

海外河油田弱凝胶调驱体系成胶影响因素及对策

为了解决海外河油田调驱体系夏季成胶效果差的难题,考察了影响弱凝胶调驱体系成胶的主要因素。结果表明,成胶温度大于85℃后,调驱体系热稳定性变差;矿化度大于20 000 mg/L或Fe2+浓度大于0.1 mg/L后,成胶效果变差;S2-浓度大于10 mg/L,调驱体系出现破胶现象;悬浮物含量大于40 mg/L,调驱体系黏度显著下降;溶解氧浓度大于0.5 mg/L,对调驱体系黏度造成较大影响。结合海外河油田实际情况,影响弱凝胶调驱体系成胶的主要因素是回注污水中悬浮物和溶解氧。矿场试验证明采用添加净水剂、除氧稳定剂可有效解决这一问题。     

大港油田复杂断块高温高盐油藏深部调剖研究

针对大港南部油田复杂断块高温高盐油藏,开展了深部调剖所用交联剂和调剖体系的研究。合成出的有机交联剂和聚合物配成的调剖体系成胶时间和强度可控。调剖体系在80℃下的稳定性实验结果表明,体系成胶时间3~30天,随着交联剂和聚合物浓度的升高,成胶时间逐渐缩短,成胶后凝胶强度增强;在聚合物和交联剂浓度分别大于800、300 mg/L时,调剖体系形成的弱凝胶黏度较高。三管不同渗透率岩心并联实验表明,注入调剖剂候凝后进行后续聚合物驱或水驱,高渗透层液量降低,中、低渗透层液量升高。在南部高温高盐油藏开展了两个井组的先导性深部调剖试验,增油效果明显。     

污油泥调剖技术的研究及应用

在油田生产过程中．油田采出液经脱水等工序处理后就形成了净化油和油田污水，而在油田污水处理过程中，就会沉降析出一种黑色粘稠液体一污油泥。污油泥的成分复杂且含有多种化学物质．并且矿化度高，对周围环境污染严重。因此进行污油泥调剖技术研究，不仅可以有效的解决污油泥所造成的环境污染问题，还可以污油泥为原料研制出一种应用于高渗透注水井的调剖剂．为油田综合治理，变废为宝建立新的技术支撑体系。     

岔河集油田岔15、39断块黄原胶调剖先导试验

为解决低渗透断块油田开发后期层间,层内矛盾引起的油井水淹问题,华北油田公司二采油厂于1998－1999年在岔河集油田的岔15,39断块开展了黄原胶调驱结合的先导性试验,室内总结了两个调剂配方,在岔15,39两个新块上进行了先导性矿场试验,结果表明两种配方都具有较好的改善注水井吸水剖面与增油降水效果,可以提高注水的利用率和油藏的油水采收率。     

复合型热采堵剂PST的研究

以改性栲胶ＳＴ、阴离子型聚合物ＰＡＫ为主剂，添加铝硅酸钠盐、醛、苯酚及重铬酸钾，通过低温、高温二次交联制得的冻胶型堵剂ＰＳＴ，能耐很高的温度并具有很大的封堵强度，可用于蒸汽吞吐生产井的堵水和注蒸汽井的封窜调剖。本文介绍了ＰＳＴ堵剂的配方、成胶条件、冻胶耐温性和封堵性能以及在滨南地区热采矿６口蒸汽吞吐井和１口注蒸汽井进行现场堵水、封窜试验的结果。     

温8区块复合深部调驱体系的制备与评价

针对温米油田温8区块油藏地质条件，采用水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱技术。选用粒径为3～5mm水驱流向改变剂2^#用于复合调驱体系；并研制了适合该油藏条件的弱凝胶体系，确定了其最佳配方：聚合物HPAM浓度1000～1500mg／L，交联剂FO浓度300mg／L，交联剂GR20mg／L，稳定剂WD浓度100mg／L，除氧剂CY浓度100mg／L。通过岩心流动实验，评价水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱体系对吸水剖面的改善能力。结果表明，该复合调驱体系可大幅提高吸水剖面改善率，适用于温8区块的调驱作业。     

聚驱配注井测试流量校正方法及应用

为解决存储式电磁流量计在聚驱配注井中测试流量与实际注入流量的差异问题,通过模拟井中的实验研究,在总结仪器响应规律的基础上,提出了在清水中刻度的电磁流量计应用于聚驱配注井中测试流量时的校正方法.现场应用表明在油管结垢较轻微的井中,该校正方法很好地解决了存储式电磁流量计在聚驱配注井中测试流量与实际注入流量的偏差问题;在投注时间较长的井中,由于油管内壁结垢、腐蚀等原因,使得该校正方法的应用效果受到限制.     

垦西油田的井下腐蚀与化学防腐蚀

垦西油田井下金属设备腐蚀严重,检泵周期短,严重影响油田生产。对典型油井的产出水、产出气及注入水的成份进行了分析,判定主要腐蚀因素是溶解的和气态的H2S及游离CO2气体,既有地层水腐蚀,也有气体腐蚀。合成并评价了油井缓蚀剂GS－1（膦甲基化的有机酸酰胺溶液,有效成份含量40％）,加量为50mg/L时,无论在模拟油田污水中,还是油井采出液中,对N80钢、A3钢的缓蚀率均在80％以上,优于现用的两种缓蚀剂。在垦西油田12口油井中,每日从油套环空加入GS－125kg,使检泵周期由1．5－3个4月延长到6－8．5个月以上。简介了GS－1的合成方法。     

渤海油田AY井组聚合物驱调整措施分析

渤海油田于2005年11月开始实施AY井组聚合物驱油试验。实施聚驱时,该井组的综合含水率已上升至57.9%,聚驱后含水上升速度得到有效控制,效果明显。但是,注聚实施过程中遇到了一些问题:外围注水井B-14、A-12和A-13因提高注入量,导致注入水向A-1、A-4、A-2井突进,使这些井含水率上升了10.0%~22.2%;周围注聚井A-7、A-6等井的聚合物沿高渗透层向中心井AY突进,导致中心井含水率上升了32%,聚合物产出浓度上升了150 mg/L左右。通过措施调整,如外围注水井B-14、A-12和A-13转注聚、中心区块聚合物注入浓度由1 750 mg/L提高到2 500mg/L等,使得一些前期受外围注水井影响的井的含水率下降了8%左右,而且使中心井的含水率下降16%左右,聚合物产出浓度下降了100 mg/L左右。这些措施有效抑制了外围注水井突进及中心井聚驱突进,保障了聚驱开发的效果。     

高温低渗油藏堵水调剖技术研究与应用

通过对聚合物和交联剂的筛选,制得了适合高温高盐低渗透区块堵水调剖的改性酚醛凝胶堵剂,耐温能力为80～100℃,耐矿化度在40 000 mg/L以上,对岩心封堵率在95%以上,同时具有较好的注入性能。截至2010年11月,在胜坨油田T143区块3口井中应用该堵剂,累计增油2 899.2 t。     

胶态分散凝胶在马21断块砂岩油藏调驱中的应用

报道了由HPAM和金属离子,酚醛树脂组成的胶态分散凝胶（CDG）的基本组成,形成条件和性能参数,介绍了冀中河间马21断块间145井组CDG调驱设计要点（注入压力,段塞组成,注入量及注入工艺）及实施情况,分析了该井组CDG调驱结果,调驱液包括前置段塞[聚合物／复合交联剂浓度为1200/240mg/L),主段塞（800／100）及后置段塞（1000／200）,总量3200m3),注入时间24天,后续注水,间145井注入CDG后,对应3口油井先后见效,产油量增加,含水大幅度减少,水驱待特曲线表明后续水驱的波及效率和驱油效率都有所提高,本次CDG单井组调驱先导试验在经济上也是成功的。     

弱凝胶—表面活性剂室内试验

弱凝胶-表面活性剂调驱具有大幅度提高原油采收率的特点。在对弱凝胶黏度、表面活性剂与模拟原油界面张力性能评价的基础上,优选出高效的弱凝胶-表面活性剂复合体系,其配方为2000 mg/L AP-P3+(5~40) mg/L Cr3++500 mg/L SDBS表面活性剂。体系中凝胶在60℃条件下能稳定半年以上,表面活性剂与模拟油的界面张力达到超低(10-2 mN/m)。体系中弱凝胶与表面活性剂配伍性试验表明,所筛选出的弱凝胶与表面活性剂有较好的配伍性。物理模型驱油效率试验结果表明,在水驱至不出油后,改注0.4 PV弱凝胶后跟注0.4 PV表面活性剂,再注0.4 PV 1800 mg/L聚合物溶液保护段塞,可提高层间非均质模型的采收率19.6个百分点,其中低渗透层采收率提高幅度为31.4个百分点。     

红河油田水平井置胶成坝技术

针对红河油田长8油藏储层致密、裂缝发育导致水平井注水井组水窜严重的问题,进行了水平井置胶成坝技术研究及现场试验。在模拟长8油藏的条件下,以堵剂成胶后的黏度为指标,优化了聚合物冻胶堵水剂的配方,评价了其抗老化性、耐盐性、抗剪切性、封堵性和抗冲刷性。结果表明,聚合物冻胶堵水剂的成胶时间4~10 d可调,耐盐能力达1×105 mg/L,耐Ca2+能力达8 000 mg/L,抗剪切及抗冲刷性能较好,封堵率大于95%。2井次的现场试验结果表明,红河油田水平井注水井组应用水平井置胶成坝技术后,受效井产油量升高,含水率降低,累计增油102 t,含水率由99.0%降至92.3%,有效期超过了217 d。研究与试验表明,采用水平井置胶成坝技术能满足封堵深部注水优势通道的要求,可以解决红河油田水平井注水井组水窜的问题。