海上疏松砂岩解堵工艺效果可视化模型室内评价

海上疏松砂岩储层具有高孔、高渗、流体性质较为复杂的特点,在油田开发过程中,储层堵塞是一个普遍面临的问题,对于油田开发极为不利。选取模拟储层渗透率的玻璃微观刻蚀模型,开展单脉冲、单酸化、先脉冲后酸化、先酸化后脉冲和脉冲酸化五种工艺对玻璃微观刻蚀模型改善效果的评价实验。实验结果表明,单脉冲工艺驱替和波及面积占比为2%,单酸化工艺驱替和波及面积占比为3%,先脉冲后酸化工艺驱替和波及面积占比为5%,先酸化后脉冲工艺驱替和波及面积占比为9%,脉冲酸化工艺驱替和波及面积占比为11%。脉冲酸化工艺波及面积最佳。研究成果为海上油田深部解堵提供理论依据。     

超低渗砂岩储层深穿透缓速解堵增注工艺

针对HQ油田超低渗砂岩储层物性差、渗流阻力大,注水井投注一段时间后易发生油层堵塞,吸水变差,达不到油田开发注水要求,且常规酸化增注效果又不理想的问题,为确保注够水、注好水,促进油藏高效开发,开展了超低渗砂岩储层欠注井解堵增注技术研究。通过分析该储层欠注井常规酸化增注效果不理想的原因,结合储层地质特征,设计出一种深穿透缓速解堵液;对该解堵液的缓速性能、解堵能力、抑制二次伤害、金属离子螯合能力等性能进行了室内评价;运用该解堵液在HQ油田开展了现场深穿透缓速解堵增注工艺设计及实验工作,与以往常规酸化增注对比,试验井增注措施有效率提高了16.7%、平均单井注水压力下降1.7MPa、平均单井有效期延长了8个月。通过室内研究和现场实验,形成了一种适应HQ油田特殊储层的解堵增注工艺。     

多氢酸深部酸化技术在卫城低渗油田的应用

卫城油藏埋藏深、储层渗透率1-28.5m D,平均孔隙度12.8%,属低渗油藏,层间非均质性强,局部注采井网不完善,区块注水压力高,高压欠注严重等问题,严重影响了油田开发水平的提高。在传统的酸液体系酸化过程中,存在处理半径有限、易生成二次沉淀、残酸返排不彻底等问题。为实现注水井酸化降压增注,增加有效注水,改善水驱开发效果,研究多氢酸深部酸化技术,为低渗油藏透注水开发提供了一条有效的工艺途径。     

低渗透油田不动管柱分层酸化技术研究与应用

针对低渗透油田储层非均质严重、层间差异大,常规笼统酸化效果差的问题,开展了不动管柱分层酸化技术研究,研制了针对性的暂堵剂体系,对高渗层的封堵率达到95%以上,对低渗层的封堵率在85%左右,优化了注入工艺,注入半径3-5m,现场试验3口井,平均单井累计增注3283m3,吸水储层由部分吸水调整为全部吸水,改善了吸水剖面,达到了分层酸化的目的。     

低渗油田脉冲式解堵技术

低渗油田在采取酸化等工艺措施时,由于各种原因,油层会受到新的伤害,特别是注水开发进入中后期的低渗油田,油、气、水井产能及吸水指数均有明显下降。通过分析查找影响渗透率降低的原因,针对生产中存在的实际问题,选择脉冲解堵技术解除油层堵塞,提高低渗油田渗透率及油井产量,取得了显著的效果。     

环江作业区中性酸体系酸化解堵效果研究

中性酸酸化解堵是利用强度较低的固体酸与阻垢剂混合而成的一种解堵液体系。根据环江作业区堵塞特点,分析了主要堵塞类型,进行中性酸液解堵液体系酸化效果评价,实验结果表明:环江作业区堵塞物主要以碳酸钙无机堵塞为主,通过中性酸体系酸化解堵后,酸化效果优良,渗透率提高20%以上,现场单井增油平均1t/d。     

海上油田注水井降压增注新工艺的研究与应用

针对低孔低渗储层常规酸化作业难度大、有效期短、经济效益差等治理难题，以X-01井现场工况和治理要求，提出酸化解堵与表面活性剂组合应用的降压增注工艺。在对储层伤害机理分析的基础上，通过正交试验、配伍性、溶蚀性和动态驱替评价实验等手段，确定酸液体系配方组分的质量分数为9%盐酸、6%改性硅酸和4%缓速酸。针对筛选的表面活性剂，通过不同条件下界面张力测试、润湿性测试、段塞组合测试实验说明表面活性剂的特点，并确定段塞组合的浓度梯度为0.8%、0.5%和0.3%。现场采用先酸化解堵、后在线泵注表活性剂的工艺完成施工。应用结果表明，措施后注水压力由16.2MPa降至0,日注水量由180m³增加至570m³,措施有效期超过200d,措施效果显著。该研究成果可为延长海上低孔低渗区块注水井降压增注提供一定的技术支持。     

低温自生气增能解堵技术研究及应用

随着油田勘探开发的不断深入和发展,采出程度越来越大,注采关系不完善油层,能量呈"梯度"性下降。为探索补充地层能量的新途径,2010年开展了《低温自生气增能解堵技术》研究。文章详细介绍了该技术的技术原理。并进行了室内评价实验,室内实验表明:该技术可以在地层条件下发生化学反应产生大量气体(CO2、N2、NH3、NO2)增加油层能量。胀通或穿透地层孔隙,驱出孔隙流体,诱导非动用区流体流出;岩芯经过该技术处理后孔隙体积平均提高5.63%,说明该技术可以酸化近井地带岩石,解除无机堵塞,提高渗透率。现场应用了5口井,见到了较好的试验效果。     

低温自生气增能解堵技术研究及应用

随着油田勘探开发的不断深入和发展,采出程度越来越大,注采关系不完善油层,能量呈"梯度"性下降。为探索补充地层能量的新途径,开展低温自生气增能解堵技术研究。文章详细介绍了该技术的技术原理。并进行了室内评价实验,室内实验表明:该技术可以在地层条件下发生化学反应产生大量气体(CO2、N2、NH3、NO2)增加油层能量。胀通或穿透地层孔隙,驱出孔隙流体,诱导非动用区流体流出;岩芯经过该技术处理后孔隙体积平均提高5.63%,说明该技术可以酸化近井地带岩石,解除无机堵塞,提高渗透率。现场应用了5口井,见到了较好的试验效果。     

欠注井区多井同步在线加药保护技术试验

针对欠注井多的问题,各油田广泛应用的治理措施以酸化和压裂等工艺为主,是利用酸液溶蚀或是高压造缝作用解除近井地带污染堵塞,提高储层渗透率,恢复地层吸水能力,但措施后的注水压力上升速度较快,具有一定的时效性,缺乏对后续注水过程中的储层保护。本文介绍了一种多井同步在线加药保护技术,可以有效储层降低界面张力,减轻注水阻力,延长措施有效期,为改善低渗透油田复杂断块注水开发效果提供技术手段。     

注水井暂堵酸化技术研究与应用

长庆油田鄂尔多斯盆地储层非均质性较强,不同储层渗透率差异明显。长期注水开发后,注水剖面严重不均匀。当井况恶化时,分层酸化受到限制。一般酸化过程中酸液容易进入高渗透储层。中、低渗透储层损害无法有效消除。相反,差异被放大了。通过室内试验,筛选出适合注水井酸化的暂堵剂和纤维。通过模拟试验,优化了暂堵酸化工艺参数。更有利于消除中低渗透伤害,改善吸水剖面,提高酸利用率。为非均质严重致密油藏低渗透层精细分层注水提供了新思路。现场试验1井次,技术成功率100%。     

纳米膜润湿酸化解堵技术的研究与应用

低渗透油田具有储层渗透率低、岩石敏感性强、近井地带易污染堵塞等特点,导致部分水井注水困难或注不进水,而常规酸化解堵药剂无法进入地层微小孔隙,措施增注效果差,为此研究应用了纳米膜润湿酸化解堵技术,利用低浓度、低摩阻、高液量的纳米膜润湿酸化体系,增大药剂处理体积,增加酸岩反应时间,处理地层微小孔隙;同时纳米膜增注剂进入储层微孔道,发生静电吸附,在岩石微孔道壁面形成纳米级的中间润湿型沉积膜,降低渗流阻力,解除水锁,室内实验表明,药剂体系腐蚀速率≤4.8g/m2·h,降阻率≥41.2%,渗透率提高幅度≥41.7%;试验后平均单井注水压力下降4.9MPa,日增注12.4m3,截至目前平均单井已累计增注2472m3,有效的解除地层深部污染堵塞,实现了欠注水井降压增注。     

新型多元复合酸化解堵液体系研究

针对海上H油田油井储层堵塞原因复杂、堵塞物种类多样以及常规土酸和盐酸解堵增产措施效果较差等问题,研制了一种新型多元复合酸化解堵液体系,主要由新型多元鳌合酸、防膨剂、缓蚀剂、助排剂以及互溶剂组成。室内评价了该酸化解堵液体系的综合性能,结果表明:该酸化解堵液体系具有良好的溶蚀能力,对目标油田现场无机垢的溶蚀率达到90%,对有机垢的溶蚀率达到85%以上;该酸化解堵液体系对目标区块储层段岩屑的防膨率达到90%以上,对油井现场套管钢的腐蚀速率仅为0.713 2 g/(m~2·h),有良好的防膨效果和缓蚀效果;该酸化解堵液体系对目标区块储层天然岩心的解堵效果较好,可以使天然岩心的渗透率恢复值达到100%以上,能在解除岩心孔隙内堵塞物的同时,改善岩心基质渗透率。该体系的酸化解堵效果优于常规土酸和盐酸,具有较好的推广应用前景。     

泡沫活性酸解堵增注工艺技术应用前景展望

目前我厂酸化工艺主要采用是复合活性酸、粉末硝酸、深部缓速酸、复合化学解堵剂,这些技术无论从提高欠注井注水效果,还是从高压水井降压方面较适用于我厂地质条件,具有较显著的增注降压效果。但同时这些工艺本身也潜在着对储层造成新的伤害的危险,因为我厂大部分开发区块属于低孔、低渗、低产能油藏,导致酸化半径小,且由于残酸滞留于地层返排比较困难,引起二次伤害使得酸化效果不能得到充分的发挥。本文阐述了一种以高压水力作用和酸液的化学溶蚀作用于储层、有返排效果好及获得较大酸化有效作用距离的新型泡沫活性酸解堵增注技术,特别适用于低压低渗排液困难的储层改造,泡沫活性酸解堵增注工艺技术为我厂酸化工艺技术配方优选、进一步提高全厂酸化效果,提供有力技术支撑,具有很好的应用前景。     

塔木察格油田降压增注工作液配方体系研究

塔木察格油田属于低渗透油田，在实际开采过程中，会出现“注水压力高、注入难度大”的问题。为了提高低渗透油藏注水开发效果，工作液的选择起到关键性的作用。通过测定工作液与原油的界面张力，结合储层配伍性实验和降压增注性能评价实验，配制出适用于塔木察格储层特性的阴离子-非离子表面活性剂工作液体系。在塔木察格油田21区块北部南一段油层Ⅰ+Ⅱ油组地层水的pH值为7.5、矿化度为3000mg·L^-1的条件下，本文选择的增注配方为：0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸钠+0.5%无水乙醇+3%黏土稳定剂。该配方对渗透率低于80m D的岩芯，降压率可以达到25%以上；对于渗透率小于15.9m D的岩芯，降压率可达到30%以上。该工作液体系可以有效提高塔木察格油田增注效果。     

雅克拉气田白垩系储层酸化解堵配方研究及现场应用

砂岩酸化目的是消除近井地带地层污染,从而恢复产能,酸液配方很大程度上决定了酸化措施清除地层污染的有效性。本文通过岩心溶蚀实验、添加剂评价实验优选雅克拉气田白垩系储层解堵酸液体系及添加剂,并通过岩心酸化流动实验测试岩心渗透率对注酸的响应,评价酸液体系消除污染的效果。该配方在Y3井酸化应用取得了明显效果。     

海上低渗透油田注水时机和注水方式的优化——以W油田为例

目前海上油田以高渗为主,对低渗透油田的有效开发研究较少,注水开发是改善低渗透油田开发效果的重要手段。本文以W油田为例,分别对1×10~(-3)μm~2、5×10~(-3)μm~2和10×10~(-3)μm~2渗透率储层进行了注水时机和注水方式的研究,研究结果表明,1×10~(-3)μm~2渗透率储层超前注水的最佳地层压力水平为114%左右,5×1 0~(-3)μm~2渗透率储层超前注水的最佳地层压力水平为108%左右,10×10~(-3)μm~2渗透率储层超前注水的最佳地层压力水平为104%左右。低渗透油田稳定注水效果优于周期注水增注-减注,优于周期注水增注-停注。     

甜菜碱类酸化自转向剂的性能评价

自转向酸对于非均质储层酸化效果较好,通过室内实验对芥酸酰胺丙基甜菜碱表面活性剂用作酸化自转向剂进行了性能评价。结果表明,甜菜碱自转向剂体系黏度随着pH升高先增大后稳定,Ca⁽²⁺⁾能够显著增加残酸黏度。当pH值为4时,5%甜菜碱JAB浓度的酸液黏度最大值可达414 mPa·s。体系具有较好的耐温性和抗剪切性,在90℃时170 s(2+)能够显著增加残酸黏度。当pH值为4时,5%甜菜碱JAB浓度的酸液黏度最大值可达414 mPa·s。体系具有较好的耐温性和抗剪切性,在90℃时170 s^(-1)下黏度仍可达220 mPa·s,且破胶性能好,破胶后黏度<5 mPa·s,易返排,对储层伤害小。双岩心并联流动实验表明,甜菜碱自转向酸化效果明显,对低渗透岩心的渗透率改善率可达78.2%,可满足非均质碳酸盐岩储层的酸化转向需要。     

致密砂岩储层酸化体系研究—以迪北气藏为例

迪北气藏为典型的致密砂岩储层,该储层低孔低渗、孔隙间连通性差,同时具有强烈的酸敏损害,常规酸化无法有效的改善储层物性。在实验室内针对其损害机理的研究,研制出了适用于该致密砂岩储层的复合酸,该酸液在扩大孔隙间渗流通道的同时针对其砂岩储层中大量绿泥石中Fe2+遇酸沉淀起到良好的抑制作用;在岩芯流动实验中,对不同渗透率的致密砂岩岩芯,分别提高其渗透率2.9倍、4.7倍;通过对酸处理过的岩芯进行观察,该酸液在解除损害的同时对岩芯骨架结构破坏较小,且端面相对完整,可保证近井壁岩石的稳定。     

煤层气井酸化压裂增产机理及施工程序优化

为了明确酸化压裂对煤储层增产改造的适应性,通过煤样碳酸岩质量分数测试和酸液浸泡前后渗透率实验,得到了酸液对煤样渗透率的影响规律,将研究成果应用于酸化压裂工艺选井和现场实施。结果表明,碳酸盐质量分数较高且填充在割理、裂缝中是研究区储层渗透率较低的重要原因;酸化压裂能够有效提高煤样渗透率,但碳酸盐矿物质量分数大于1%,黏土矿物质量分数低于2%,储层渗透率低于0.2m D时效果较好;酸化压裂工艺应该包括小型预压裂、酸化处理、注替液和焖井4个环节,其中小型预压裂应逐级提排量,控制前置液量小于总液量的17%,最大排量小于6m~3·min~(-1),砂比小于15%;酸化处理分为注前置酸、处理酸和后置酸,排量和液量逐级降低;最后需要注入顶替液,并焖井24 h以上。研究内容对煤层气井酸化压裂增产工艺实施具有指导意义。