胜利油田堵水调剖技术的研究与实践

本文叙述了胜利油田近几年对堵水调剖技术的研究、实践及成效。重点阐述了用粘土颗粒堵剂封堵大孔道、整体调剖，低渗砂岩油藏的堵水调剖等方面的研究与试验成果，说明了堵水调剖对“控水稳油”的重要作用。在对胜利油田油藏的水淹特点及各类堵剂的性能和适应性进行研究与分析的基础上，提出并实践了不同类型油藏的不同的堵水调剖模式。     

注聚前深度调剖井堵剂用量确定方法

通过对新投注聚区块注入井的动、静态资料综合分析，确定出深度调剖井选井原则。结合油藏工程方法，建立了汪聚前深度调剖井堵剂用量计算公式，实现了调剖层痊及堵剂用量的定量化确定。应用该方法对喇嘛甸田南中块东部和北北块聚合物驱的10口调剖井调剖层位及堵剂用量进行了定量计算，确定了合理的堵剂用量，从而有效地提高了注聚前深度调剖井的调剖效果。     

砂岩油藏窜流通道调堵剂研究进展

陆相沉积类型的砂岩油藏孔隙结构复杂,储层非均质性严重,长期注水冲刷后形成的窜流通道加剧了平面矛盾,严重影响了油田采收率及开发效果。根据砂岩油藏窜流通道的成因和现状及技术和经济的要求,从堵剂的类型、封堵机理及性能等方面综述了符合砂岩油藏窜流通道特点的六大类堵剂,主要包括聚合物凝冻胶类、树脂类、颗粒类、沉淀类、微生物类和泡沫类调堵剂。六类调堵剂均有各自的优缺点,需根据砂岩油藏的特征,系统全面地研究封堵窜流通道的抑制方法,筛选合适的堵剂。     

水驱油藏深部调驱工艺技术的研究与应用

针对高含水油藏开发过程中的问题,提出了利用暂堵剂保护非目的层在调驱作业中不受或少受调驱剂污染;结合油藏工程方法,建立了深部调剖井调驱剂用量计算公式,实现了调驱剂用量的定量化.该深部调驱工艺技术对辽河油田应用了18次,有效地提高了深部调驱井的调驱效果.     

疏松砂岩稠油油藏调剖试验效果评价

KBM油田属疏松砂岩稠油油藏,开发过程中含水率上升快、产量递减大、控水稳油难度大,需通过试验研究确定高效开发措施。针对该油田的矛盾和特点,采用聚合物水膨体、聚合物冻胶等组合调堵剂,2013年4—8月在该油田中区G和D层开展了深部调剖试验,平均单井注入调堵剂量为2 187 m3。试验结果表明:注入压力平均增加1.5MPa;吸水剖面改善显著,420井主力层吸水厚度由5.5 m增至9.5 m,主力吸水层的吸水强度由11.2 m3/m下降到3.2m3/m;受效油井增油效果明显,23口采油井中19口见到效果,见效率为82.6%,综合含水率由88%下降到83%,年累积增油量达13 408 t;调堵有效期长,调剖有效期超过12个月。根据计算分析,阻力系数提高到3.26,调驱后地层渗流阻力明显减小。建议该油田开发过程中优选适合疏松砂岩稠油油藏特点并具有调剖和驱油双重效果的调剖体系。     

KZ调堵剂的研究与应用

本实验研究了适合于封堵大孔道及漏失层的KZ调堵剂，得到了基本满足现场应用的堵剂配方。该堵剂具有较好的悬浮稳定性,在30－70℃范围内，胶凝固化时间可控 ；初始粘度低，具有良好的注入特性；封堵强度高，成本低，易于推广应用。文中简要介绍KZ调堵剂在彩南油田的应用及效果。     

单液法水玻璃调堵剂的室内研究

针对高分子聚合物在高温低渗油藏注入压力高、不耐剪切等问题，开展了水玻璃单液法调堵剂的室内研究。采用水玻璃溶液加入固化剂水溶液进行了黏温关系、胶凝时间、热稳定性、耐酸碱性及封堵率等性能试验。室内试验表明，该调堵剂胶凝时间易双向调节，封堵率高、黏度低、凝胶时间长，适合用于大剂量深层处理，在固化前具有良好洗油性，可以在调剖同时进行洗油，具有一剂双效的作用；与填料配伍性好，不但适合低中渗透层调剖，而且适用于封堵高渗透带和大孔道。该调堵剂价格低，施工安全简便，适用于高温低渗注水井层段内注水剖面的调整。     

明十四块整体调驱工艺技术

随着油田开发的不断深入,储层的孔隙结构和物性参数均发生了较大的变化．往往在注采井之间形成大孔道或高渗透条带。注入水沿大孔道或高渗条带窜流严重,水驱油效率变低。特别是油田进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度加剧,平面上剩余油分布更加零散,针对明十四块层间、层内矛盾突出,吸水剖面极不均匀,注入水沿高渗透层无效循环,区块主力层系进入高含水期的问题,采用DJ凝胶调驱、SP水膨体堵剂、酸性单液法调驱等调剖调驱技术对明十四块进行整体调驱,解决了该区块措施挖潜的余地小、难度大、产量递减快等突出矛盾．达到了提高油藏水驱控制和动用程度、减缓油藏递减、改善区块整体开发效果的目的。     

一种耐高温调堵剂的制备与应用

为解决高渗透油藏高含水开发阶段后期油藏温度高、注采不平衡、层内层间矛盾突出等问题,以高黏弹性 凝胶干粉为主剂,并加入一定量的乌洛托品、氢氧化钠、吸水膨胀型颗粒封堵剂以及单向压力封闭剂,制得一种 耐高温高黏弹性调堵剂,并评价了该调堵剂的成胶性能、热稳定性能、封堵性能及与CO₂的配伍性,并报道了现 场应用情况。该调堵剂的优化配方为：2%高黏弹性凝胶干粉+4%颗粒封堵剂+4%单项压力封闭剂+0.9%乌洛托 品+1.0%氢氧化钠。该调堵剂在室温下不成胶,可被顺利泵入地层,保证施工安全。调堵剂在120、150 ℃条件下 养护后,成胶时间分别为492、286 min,成胶黏度分别为11 806、11 250 mPa·s,形成了高黏弹性半固态凝胶体。 该调堵剂耐温可达150 ℃以上,具有良好承压能力和选择性封堵能力,能够实现定位封堵,有效控制油藏优势水 流通道,改善吸水剖面。该调堵剂在现场应用效果明显,L90-58 井浅调剖见效后,对应油井平均日产油提高3.38 t,含水下降19.15%,取得较好的降水增油效果。     

枣南孔一段油藏强水淹层孔喉半径变化半定量分析和治理对策

油田注水开发的中后期,层间治理接替是实现稳油控水的有效手段。但治理中往往对已发生改变的孔喉结构缺乏量化认识,因而造成调堵剂与储集层配伍性脱节。在半定量研究分析黄骅坳陷枣园油田枣南孔一段油藏强水淹储集层的孔喉结构变化的基础上,对其变化作出了半定量解释,认为：储集层原始沉积物性差异大是造成层间矛盾的前提,后期注入水对高渗透率储集层长期冲刷改造以及层间治理的工艺适应性差加大了这种层间差异,导致层间矛盾不断恶化。提出了分析强水淹储集层孔喉结构变化的简单方法（把流体简化为单一水相,并把单砂体简化为均质,根据平面径向流公式,利用达西定律,半定量求出一定时间内储集层的渗透率与孔隙度比值,再据此求取孔喉半径）,为调堵强水淹层的工艺设计提供了储集层参数。从矿场角度分析了该油藏加强未动用层启动的可行性,提出的治理对策是：根据吸水层水淹状况决定调堵方法,利用同位素井间监测技术确定调堵种类和浓度。图３表５参３（郭海莉摘）     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

砂岩储层油水相对渗透率曲线表征模型及其在数值模拟中的应用

以胜利油田孤岛油田新近系馆陶组砂岩储层为例,在岩心油水相渗测试实验及地质认识的基础上,建立了油水相对渗透率曲线表征模型,并通过数值模拟建立了砂岩油藏开采动态模型,探讨了不同韵律性、不同开发方式下相渗模型的适用条件及对开发结果的影响。研究结果表明:①分别拟合气测渗透率、平均孔喉半径等7个影响相渗曲线的参数和相渗曲线端点以及曲线形态之间的相关性,通过交替条件期望法进行多元回归,以气测渗透率和平均孔喉半径建立了束缚水饱和度计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油饱和度计算模型,以气测渗透率建立了束缚水下油相相对渗透率计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油下水相相对渗透率计算模型,4个端点表征模型的绝对误差都小于0.1;以霍纳普相渗曲线形态指数经验公式为基础,利用均质系数建立了油相相渗曲线形态表征模型,利用渗透率变异系数和孔喉比建立了水相相渗曲线形态表征模型,2个形态表征模型的绝对误差小于1.7,模型可靠。②在砂岩储层衰竭式开发模拟中,生产动态主要受油相相渗的影响,利用油水相渗曲线模型推导出的相渗曲线再进行归一化处理,在一定程度上能够消除储层非均质性带来的影响;在注水开发模拟中,储层的非均质性会加剧水相相渗对生产动态的影响,模拟时采用对产油量贡献最大的储层的相渗曲线更能接近实际生产动态。     

低渗透储层多级架桥暂堵储层保护技术

水锁、水敏及碱敏等造成了低渗透砂岩储层渗透率难以恢复的伤害,成为了储层保护的技术瓶颈。为此,依据屏蔽暂堵技术原理,以岩心实验确定的对渗透率贡献最大的孔喉半径区间为依据,研制出了与储层孔喉渗透率贡献率分布相匹配的多级架桥暂堵油气层保护剂,它由多级架桥粒子FDPD和可变形粒子FEP组成,在钻井液中最佳加量分别为4%和2%～3%。室内对加入多级架桥暂堵油气层保护剂前后钻井液性能变化和岩心渗透率恢复值进行了实验评价。结果表明：①岩心渗透率恢复率达85%,能很好地保护低渗透储层;②多级桥架暂堵剂加入钻井液后,虽钻井液的黏度和切力有所上升,但波动不大,能够满足工程的要求;③中压滤失量和高温高压滤失量降低,更有利于储层保护。2口应用井与同区块其他井相比油气产量明显提高,起到了良好的储层保护作用。该技术具有低成本、施工方便等特点,是一种切实可行的低成本且安全可行的油气层保护方法。     

油田注水开采地震监测理论研究

在高孔隙度低粘度（小于100mP·s）油田开发中，注水开采是目前世界上应用最为普遍的改善采收率的方法。本文根据Gassman方程和岩石密度平均方程着重研究了注水强化开采过程中，由于水置换砂岩储层中不同油气比原油所引起的纵横波速度和密度的变化规律，并通过三种地质模型的试算对水置换石油所引起的界面反射系数变化规律进行了分析和研究。研究结果表明，由于水置换石油所引起的砂岩纵横波速度和密度以及界面反射系数的变化是十分显著的。对含中、高油气比原油的砂岩储层来说，其反射系数相对变化率约在30％左右，有时甚至可高达40％或50％以上。而对含低油气比原油的砂岩储层，其反射系数的相对变化率也至少可达到17％以上。上述研究为地震注水监测提供了重要的理论依据。     

大庆油田含钙薄互储层水淹层判别方法

大庆长垣西部萨尔图、高台子油层含钙薄互储层具有岩性复杂、孔隙度和渗透率低、单层厚度小的固有特性,致使储层四性关系混乱,测井响应有效信号减弱,注水开发后地层水电阻率难于确定.从原始油藏入手,以多元回归分析为手段,建立起水淹前实测纯油层、纯水层电阻率与测量环境、储层岩性及物性参数的内在关系.通过水淹后当前地层电阻率与纯油、纯水电阻率对应比较,找出水淹与未淹情况下油、水层电阻率的差异,在未知地层水电阻率情况下实现水淹层识别.经5口生产井19个水淹层检验,水淹层解释符合率达到89.4%.     

油藏渗透率纵向非均质分布对水驱采收率的影响

影响油藏水驱采收率的因素很多，大体上可分为地质因素和开发因素两大类。地质因素中，油藏不在透率纵向匀质分布是影响油藏水驱采收率的一个重要因素，它可用微旋回性，发布类型变异系数，平均渗透率，垂直渗透率与水平渗透率之比以及渗透视经具体排列位置６个参数来描述。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏小井距开发试验

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为巨厚的特低渗透砾岩油藏,前期采用 275 m 井距反九点井网注水开发,油井见效低、压力保持程度低、采油速度低,低渗透储集层较大注采井距难以建立有效水驱是开发效果差的主要原因。小井距试验通过细分开发层系、缩小井距、改变井网方式以建立有效水驱体系。将开发层系细分为 3 套,逐层上返,首先试验 P₂w₄ ,由 275 m×388 m 反九点井网加密为 138 m×195 m 反九点井网,后期转为五点井网平行裂缝方向注水。同时,控制单井注水量,采用点弱面强的注采政策。试验 3 a 后,与八区正常井距区块相比,各项开发指标明显好转,预计可提高采收率 8.5％.     

预凝胶技术及其在火烧山裂缝性砂岩油藏中的应用

火烧山油田是一个裂缝性特低渗透砂岩油田 ,调堵水技术应用在该油田发挥着重要的作用 ,但是随着堵水次数的增加以及大裂缝的存在 ,使堵水效果越来越差。 1998年在火烧山油田的H 1194井组应用预凝胶技术进行调剖 ,施工 4口井 ,措施后增加的可采储量为 15× 10 4 t,增加的水驱采收率为 5 79%。文中叙述了预凝胶体系性能的主要影响因素以及用于测试其性能指标的流动实验 ,简介了H 1194井组的施工效果。     

油藏注水开发对储层岩石速度和密度的影响

油藏注水开发过程中储层岩石速度和密度的变化是注水时间推移地震监测的基础。注水不仅会引起孔隙流体饱和度的变化，而且还会引起储层温度、压力以及孔隙率、渗透率和孔隙流体性质等变化。储层岩石速度、密度的变化是所有这些变化共同作用的结果。本文系统分析了各种因素对岩石速度、密度的影响，结果表明：在油藏注水开采期间，除流体替换外，储层温度、压力、孔隙率和孔隙流体必质的变化对岩石速度和密度的影响同样是不可忽略的，有时甚至是非常关键的。这一研究对进一步开展油藏注水动态时间推移地震监测研究与应用具有重要的指导意义和现实意义。