商三区块注水井堵塞机理研究

针对商河油田商三区块注水面临的地层堵塞问题,进行了商三区块储层堵塞机理理论研究和实验研究,进而对酸化解堵增产措施进行了分析。结果表明,注入水水质不合格及注入水与储层的不配伍造成了注入水堵塞地层;储层岩样解堵实验推荐用盐酸＋低浓度土酸＋多氢酸体系来改善沙二下储层;缩膨剂缩膨效果评价实验表明,缩膨剂能恢复地层的渗透率。矿场试验表明,质量分数为12％盐酸＋质量分数为1％氢氟酸＋质量分数为5％多氢酸＋缩膨剂的复合解堵工艺能明显改善储层,达到注水井增注、油井增产的目的。     

致密砂岩油气藏水敏性评价新方法研究——以辽河油田西部凹陷双台子地区为例

辽河西部凹陷双台子地区的储层物性差,属于低-特低孔隙度、特低-超低渗储层,黏土矿物含量高,对这种特低渗区块进行注水开发时,储层保护措施很关键。但是,传统的敏感性流动试验方法已经不适合对致密砂岩油气藏进行评价,因此研究了用于评价储层水敏性的比表面积法和阳膨法,并依据此方法判定出双台子地区的储层具有中等偏强-强的水敏性,现场开发时需要采取防膨措施。     

沙丘5井区注水防膨技术研究

针对沙丘5井区具有中-强水敏的特性，详细分析了水敏性给注水开发带来的不利影响。阐明了产生水敏的机理。完成了储层水敏性的评价。从17种防膨剂中筛选出RWD-05做为选用防膨剂，并对注入浓度注入方式进行了全面评价，对现场已实施的多种防膨方式进行了全面的对比与评价，在研究充分的基础上，现场采用了连续降浓度的防膨方式。取得了良好的效果。     

八区530克下防膨注水技术研究

针对八区530克下组油藏低孔、低渗、水敏性较强致使注水井注入压力高无法满足配注要求的问题,通过开展防膨机理研究,利用室内试验优选出粘土稳定剂及配液浓度,采取多种方式对储层进行保护,水敏得到了一定控制,取得了较好效果,为新疆油田类似的水敏性低渗油藏注水开发提供了一定的借鉴.     

弱凝胶增注调剖技术在安塞特低渗油田的应用

安塞油田为典型的低渗、低压、低产油藏,由于长6储层微裂缝发育,注入水突进,水驱效率低,严重影响油田的开发效果。为此,试验应用了弱凝胶增注调剖技术,一方面解决了调剖剂注入困难问题,另一方面有效地改善了注水剖面,对应油井增油降水显著,为特低渗油田的高效开发探索出了新的途径。     

低渗透油藏注入水损害储层主控因素研究

针对南堡油田低渗油藏普遍存在注水压力不断上升、吸水指数降低、产液量下降等油田开发问题,以南堡13-52井低渗储层天然岩心及注入水为研究对象,评价储层敏感性、注入水结垢及固相颗粒堵塞等因素造成的储层渗透率损害程度.敏感性损害实验表明储层水敏损害程度中等偏强;常温及地层温度下注入水离子含量变化表明,地层温度下注入水极不稳定且有大量结垢析出;渗透率损害率随着注入水中固相含量和粒径中值的增加呈线性关系增大,注入水因固相颗粒堵塞引起的渗透率损害率达64.84％.综合研究认为储层水敏、注入水结垢及固相颗粒堵塞是造成冀东油田低渗储层注水困难的主要原因,且固相颗粒堵塞是注入水损害低渗透油藏的主要因素.     

杏南油田基于石油磺酸盐的降压增注体系配方研究

杏南油田太北区块为典型的低渗透砂岩储层,其具有低孔低渗、非均质严重、储层敏感性强等特性,在生产过程中出现了注水压力上升快、生产井压力和产量下降快等问题。为了缓解这些问题,进行表面活性剂降压增注技术研究,以石油磺酸盐为主剂,通过添加各种助剂,依据测定油水界面张力和岩心模拟降压实验,研究了降压增注表面活性剂体系配方,优化了注入参数,达到了降压增注的效果。结果表明,所研制的配方体系(质量分数)为0.7% XPS+0.9%椰子油二乙醇酰胺+1.2%Na₂CO₃ +0.5% NBA,与太北区块原油间的界面张力为8.61×10-3mN/m;在室内岩心驱替中,降压增注表面活性剂溶液的最佳注入质量分数为0.5%,最佳注入量为0.5PV,降压率 为18.37%。     

准噶尔东部沙南砂岩油藏粘土稳定剂评价

准噶尔东部沙南油田为低孔低渗砂岩油藏,油层粘土矿物含量平均为4．5％,其中主要是伊蒙混层和高岭石矿物,且油层改造频繁以及注水开发,因此确定其水敏强度以及筛选粘土稳定剂是及其重要的工作。评价采用了静态加动态、静态和动态结合的方法,以确定水敏强度、临界矿化度、粘土稳定剂防膨效果和防膨能力变化规律。粘土稳定剂的评价工作是由三种试验完成：水敏和盐敏试验;粘土稳定剂静态试验以及粘土稳定剂动态试验。     

油田注水开发过程中结垢与水敏的防治

江汉油区地层水矿化度高,根据室内试验显示,在油田注水开发过程中,注入水与地层水不配伍容易产生结垢;另一方面矿化度太低的注入水对部分区域来说因水敏性而引起粘土膨胀。因此,在注水开发过程中,需要加强动态观察和生产管理,在注水过程中加入适当的阻垢剂减少结垢,对于水敏伤害,则可以加入合适的防膨剂改善注水开发效果,提高原油最终采收率。     

彩南油田西山窑组油藏防膨试验研究

彩南油田西山窑组油藏自1992年底投入注水开发以后,由于注入水水质不达标,对储层渗透率伤害严重,注水压力逐年上升。2009年开展了储层岩芯分析和流动性评价实验,结果表明水敏伤害和注入水中的机杂是主要的伤害因素,二者共同作用造成的伤害可达50%以上。在此基础上,开展了防膨剂的室内评价和现场试验,最终选取了GY-2B粘稳剂在彩南的19个井组进行了现场试验,使注水压力平均下降了1.4MPa,最大下降值达到了5.4MPa,取得了较好的效果。下一步还需要进一步提高水质,减轻机杂伤害。     

杏北低渗透油藏应力敏感性评价

通过对大庆外围低渗透岩样的应力敏感性实验数据分析发现,低渗透率油层应力敏感性受储层本身渗透率和有效应力影响较大,应用乘幂关系可较好地拟合渗透率与有效压力关系。根据实验分析推导出受应力敏感性影响下的渗透率与井底压力关系式、油井产量与井底压力关系式,绘制了杏北低渗透油层应力敏感性曲线。通过数值模拟研究超前注水技术开发低渗透油藏的效果并优化相关技术指标。     

冷X块注气先导试验数值模拟研究

冷X区块经过2006年注水开发阶段后已大面积开发,含油总面积3.5km2、地质储量3.19×106 t。冷X油藏物性差,平均渗透率在15×10-3μm2,属于典型的深层低渗透油藏,该区块注水开发效果差,开展注空气驱研究具有非常重要的意义。针对冷X块注气井组的地质特征,利用多组分模型软件,完成了三维地质模型的建立,生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注空气开采,能大幅度地提高该区块的原油采收率。     

中低渗透油藏周期性弱凝胶深部调驱技术研究

传统调驱方式能够驱替并封堵高渗透层,有效动用中渗透层,而无法实现对低渗透层的有效动用,且高地层压力影响调驱剂注入量和开发效果。针对这些问题,以中低渗透油层为研究对象,开展弱凝胶与水交替注入实验研究,揭示周期性深部调驱机理及效果。实验结果表明,周期性深部调驱效果明显好于传统调驱方式效果,与1号岩心（整体注入）相比,2号岩心（2个轮次）采收率增幅为3.6%,3号岩心（3个轮次）采收率增幅为5.3%;随着注入轮次的增加,采收率增加;周期性深部调驱方式可在有效动用中高渗透层的基础上,提高低渗透层的采收率。矿场实验结果表明,经过2个轮次凝胶深部调驱试验,试验区累积增油量为1.53×104 t,采收率提高1.66%,周期性弱凝胶深部调驱效果显著。研究成果对提高中低渗透油藏原油采收率具有重要的现实意义。     

低渗透储层CO2 泡沫体系的筛选与性能评价

针对低渗透油田开发过程中存在的注水困难、水淹程度高、注入水利用效率较低以及注气开采易发生气窜的问题,通过大量的室内物理模拟实验与测试,为吉林油田某低渗透区块CO₂ 泡沫驱优选出最佳的CO₂ 泡沫体系,并对体系的稳定性、发泡性、可注入性及渗透率适用范围等进行了特性评价。研究结果表明,三种发泡剂均 具有良好的发泡性能和稳定性,且均在可注入的范围内;当温度从45℃升到100℃时,泡沫体系的半衰期急剧减小,稳定性能均变差;三种泡沫体系中FP388发泡性最好,综合性能最优。     

裂缝性特低渗油藏渗吸效果影响因素实验研究

注水开发已成为裂缝性特低渗油藏开发的必由之路,但由于储层微裂缝发育,非均质严重,油水井暴性水淹,导致水驱采收率较低。渗吸采油是该类油藏重要的采油方式,利用室内实验,系统研究了注入水矿化度、岩芯渗透率、含油饱和度、表面活性剂、原油黏度和温度等因素对特低渗油藏渗吸效果的影响。结果表明,在裂缝性特低渗油藏的开发过程中,当周围环境注入水矿化度小于岩芯内地层水矿化度或加入表面活性剂均可显著提高渗吸程度;渗透率越高,原油黏度越小,含油饱和度越大,毛细管渗吸作用越强,最终渗吸采出程度越大;温度的升高可提高初期渗吸速率,但最终渗吸采出程度基本相同,温度不是影响裂缝性特低渗油藏渗吸效果的直接因素。     

非均质储层中聚合物流度控制对驱油效果影响

为了进一步研究非均质储层中聚合物溶液流度控制对低渗透层的作用, 采用室内岩心实验模型, 应 用数值模拟方法, 采用有效渗透率分别为10 0 0×1 0-3、 3 0 0×1 0-3、 5 0×1 0-3 μm2 岩心模拟非均质储层条件, 注入3 种质量浓度的聚合物溶液, 通过改变注入3种质量浓度聚合物溶液的方式实现流度控制。注入方案分析了注入聚合 物段塞大小, 注入顺序对驱油效果的影响。结果表明, 在注入聚合物溶液P V数相同的条件下, 高、 中、 低质量浓度段 塞比例2∶3∶4时, 低渗透层驱油效果最好。改变注入聚合物溶液的段塞大小对高渗透层驱油效果影响不大, 对低 渗透层驱油效果影响明显。分析认为, 合理的流度控制可以有效地提高低渗透层采收率。     

低渗透油藏驱油用耐温抗盐型表面活性剂研究

针对大庆油田M区块储层低孔、低渗、高温以及高矿化度的特点,采用常规表面活性剂往往不能取得较好的驱油效果。因此,以顺丁烯二酸酐、乙二胺和长链溴代烷为单体合成了一种新型双子表面活性剂SZ?11,并复配非离子型表面活性剂AEO?3,形成了一种适合低渗透油藏驱油用的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该驱油体系具有良好的耐温性能和抗盐性能,在140 ℃下老化后,界面张力仍能达到0.008^{mN/m,体系在较高质量浓度的NaCl（150 000 mg/L）、CaCl₂（9 000 mg/L）和MgCl₂（2 500 mg/L）盐水中仍具有较低的界面张力;该驱油体系具有良好的乳化性能和润湿性能,可以通过乳化原油和改变岩石表面润湿性来提高驱油效率;储层天然岩心在水驱后注入0.4 PV表面活性剂驱油体系,能使岩心的采收率提高19.5%,具有良好的驱油效果。现场应用结果表明,实施表面活性剂驱油措施后,M区块内5口生产井日产油量明显提高,含水率下降,取得了良好的增油效果。}     

低渗透复杂小断块油藏合理井网模式探讨

以浙江油田丰探区块低渗小断块油藏为例,通过对油藏数值模拟压裂情况注采井网形式进行研究,比较三角形井网、矩形反五点井网、正方形反九点井网和菱形反九点井网等不同井网下的注水开发效果,研究结果表明压裂情况下矩形反五点井网开发效果最好。同时对不同渗透率和储层厚度下,小断块油藏反五点井网合理注采井距进行了研究探讨。研究成果对低渗断块油藏的早期开发设计和开发调整具有一定的借鉴指导作用。