排601块热采水平井堵水体系研制与应用

针对春风油田排601区块边底水入侵、油井含水上升日益严重及现有堵剂适用性差等问题,合成和研制了一种耐温120℃,抗矿化度22×10~4mg/L的新型硅盐树脂体系。室内实验评价了硅盐树脂体系的黏度、耐冲刷性、热稳定性,实验结果表明:堵剂具有良好的注入性能,对油水两相具有很好的选择性,偏向堵水不堵油,具有良好的耐水冲刷性能。采用多孔介质模型进行了堵剂驱替模拟实验,实验结果表明:堵剂封堵性能较好,质量分数为5%即可以满足2μm~2油藏封堵要求;耐冲刷,注水冲刷50 PV后仍然维持相当压力;堵剂具有优异的油水选择性,堵水率80%,堵油率20%。在春风油田排601块开展了7口热采水平井的堵水施工,矿场试验表明:7口井均在不同程度上见到了效果,综合含水率下降,累计增油8 443.9 t,施工效果明显。硅盐树脂体系为热采水平井堵水提供了一种新选择,为同类型油藏堵水矿场实践提供了依据。     

85 ℃下高矿化度地层化学堵水剂研究

针对高矿化度地层堵水需求,结合油田实际出水情况分析了聚丙烯酰胺结构与耐盐性能的关系,并研制了一种耐高矿化度的阳离子聚丙烯酰胺为主剂的凝胶型堵剂,交联剂采用含苯环结构的树脂,并加入保护剂减缓高温下主剂水解。实验评价结果表明:堵剂体系能封堵85 ℃下、NaCl 矿化度220 000 mg/L、CaCl2矿化度10 000 mg/L的地层水,堵剂体系最佳pH值为7~11;有效期长;岩心封堵水突破压力大于45 MPa/m,突破后20 PV体积驱替后封堵强度大于30 MPa/m,封堵率98%以上;并且堵剂对含油饱和度高的地层封堵强度低,具有一定选择性。     

用于封堵新疆油田砾岩油藏水流优势通道的调剖剂研究

针对新疆油田七中东八道湾组砾岩油藏储层存在的严重非均质性问题, 为了有效封堵水流优势通道, 研制了以改性淀粉和丙烯酰胺为主剂的强冻胶调剖剂 LT-1, 考察了 LT-1的抗剪切性、 注入性和封堵性, 并在该油藏两井组进行了现场试验研究。结果表明, 由 2%～ 4%改性淀粉、 5%～ 6%丙烯酰胺、 0.01%～ 0.03%交联剂和 0.6%成胶控制剂组成的 LT-1 调剖剂在 30℃下的静态成胶时间约 8 h; 抗剪切性较好, 高速剪切后的强度保留率为95.5%; 在人造砾岩岩心中的注入性和封堵性能较好。矿场应用结果表明, LT-1可有效封堵水流优势通道, 水井吸水剖面明显改善, 注水压力上升, 对应油井见效明显, 两井组累计增油 1790 t, 适合砾岩油藏深部调剖堵水。图5表4参13     

海上河流相稠油油藏选择性堵水研究

为了提高海上河流相稠油油藏堵水措施的有效性,结合渤中油田典型储层和流体特点,利用室内实验开展了海上河流相稠油油藏选择性堵水研究。对三种配制堵剂的注入能力、堵水有效期、封堵能力和对低渗层伤害程度等进行了分析评价,结果表明:堵剂A具有最好的注入性能,对低渗透层伤害程度最低;堵剂B具有最佳的封堵性能;堵剂C具有最长的堵水有效期。结合目标油田储层特征及海上平台操作要求,优选堵剂A在渤中25-1南油田E 25井进行了现场试验。该井堵水后最大日增油约35 m~3,含水率下降约10%,有效期396 d,累计增油达1. 4×10~4m~3,取得了较好的降水增油效果。     

耐温抗盐高吸水树脂选择性颗粒堵水剂的合成与性能评价

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为主料,增强剂作为填料,合成了一种均质网络结构的吸水树脂凝胶颗粒堵水剂。通过正交试验确定的最佳配方为:单体配比为1:2:7.5;交联剂用量为0.03%;引发剂用量为0.04%;增强剂加量为8%;pH值为10。评价了该堵剂产品的抗盐耐温性能、封堵率以及堵剂的选择性,试验证明该堵剂产品具有较好的耐温抗盐性能,且有较好的选择性堵水能力。     

耐高温复合凝胶堵水体系FHG-1研究与应用

针对孤岛油田中二北馆5稠油热采单元水平井高含水的问题,研发了一种适合热采水平井先期堵水的耐高温复合凝胶堵水体系FHG-1。室内模拟孤岛油田中二北馆5单元地层条件,研究出了成胶时间和成胶强度合理的耐高温复合凝胶堵水体系FHG-1配方：0.3%聚丙烯酰胺＋3.5%交联剂＋7.0%添加剂A＋13%添加剂B。研究表明,耐高温复合凝胶体系具有良好的耐温性、耐盐性、热稳定性以及封堵性能。双管并联岩心分流试验结果表明,耐高温复合凝胶体系堵调效果明显,低渗岩心分流率从封堵前的5%左右上升到90%。耐高温复合凝胶堵水技术现场试验5井次,应用效果表明,实施先期堵水后,效果明显好于未进行先期堵水的邻近井,5口井累计增油10820t。     

台南气田产水气井堵水技术研究

针对台南气田疏松砂岩气藏高含水开发阶段"排水采气"工艺措施效果不理想和产出水处理困难等问题,在对气藏非均质性及边水沿高渗条带突进认识的基础上,结合水平井完井筛管易变形等复杂井况,基于储层物性差异,提出了选择性化学堵剂笼统堵水的工艺对策,研发了适合高矿化度地层水条件下成胶强度高的堵剂配方。岩心驱替实验表明,水相岩心封堵率大于90%、气相岩心封堵率小于20%,堵剂具有较好的注入性及选择性。经TH3-1井现场试验验证降水率80%,达到预期效果,对有水气藏的开发具有重要借鉴意义。     

油基凝胶选堵剂在吉林油田的研究应用

通过在柴油中加入两性高聚物、交联剂、Ｏ／Ｗ型表面活性剂、增稠剂等组成油基凝胶选堵剂,遇地层水或注入水形成强度很高的凝胶,该凝胶遇水愈加粘稠,强度增大;遇油愈加稀释,强度降低,实践证明可以对油井地层产生分层选择性堵水作用。本文给出了对于不同含水率地层堵剂的作用情况、堵剂中交联剂和表面活性剂的筛选、不同温度对堵剂性能的影响、堵剂的岩心封堵性能及该堵水技术在吉林油田的现场应用效果等。     

一种抗剪切的新型改性弱凝胶调剖体系

针对延长油田Z区长6低渗储层含水量高、产量低、油水流度差异大的特点,制备了以共聚改性聚丙烯酰胺为主剂、低聚酚醛树脂为交联剂、多羟基酚为促进增强剂的弱凝胶调剖体系。通过黏度测试评价了弱凝胶的耐盐性、耐温性和动态剪切下的成胶性能。实验结果表明,弱凝胶的成胶时间、成胶强度可以通过调节聚合物、交联剂和促进增强剂的含量来控制。最佳成胶体系配方为:0.3%(w)改性聚丙烯酰胺+0.4%(w)低聚酚醛交联剂+0.2%(w)促进增强剂。该弱凝胶体系具有良好的耐盐性、低温稳定性、抗剪切性和成胶过渡时间短的特点,裂缝-基质岩心组合平均封堵率为82.4%,中大孔-基质岩心平均封堵率为96.6%,4组岩心组合实验驱油效率平均提高了24.3百分点,有效地提高了采收率。     

低渗透油藏水凝胶调驱剂的制备及封堵性能评价

为了提升低渗透油藏调驱剂的注入性和封堵性,开发了一种水凝胶体系,以成胶强度为指标优选了水凝胶配方及制备条件,并评价了其封堵性能和调驱性能。优化的水凝胶配方如下：丙烯酸用量为20 g/L、丙烯酰胺用量为5 g/L、过硫酸铵用量为0.07 g/L、改性淀粉用量为5 g/L、交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺用量为0.08 g/L,最佳合成条件为中和度75%、反应温度9℃,所生成水凝胶的成胶强度为35～37 Pa·s。通过机械剪切、烘干得到微米级粒径的水凝胶调驱剂。封堵实验表明,质量浓度为0.1～0.7 g/L的水凝胶调驱剂对渗透率为1600×10^-3～1900×10^-3μm²的填砂管的封堵率在92%以上,随着水凝胶质量浓度的增大,阻力系数增大,注入压力爬升较快,但残余阻力系数和封堵率变化较小。水凝胶作为驱油剂使用建议采用低浓度注入,在水驱基础上可提高采收率10%左右。低浓度微颗粒水凝胶调驱剂可有效解决低渗透油藏调驱注入性和封堵性的矛盾。综合考虑注入性、封堵性和驱油性能,推荐水凝胶水溶液现场应用的质量浓度为0.1～0.3 g/L。