淀粉胶体系调剖性能的影响因素

渤海油田开采已超过20年,储层非均质性严重,加大单井注采强度,会进一步加剧其非均质性。为解决储层非均质性问题,特选定渤海SZ36-1储层性质和流体为模拟对象,通过室内实验确定淀粉胶体系范围,再对不同浓度组成的调剖体系进行室内岩心驱替实验,以注入压力、含水率、采收率增幅等性能为评价对象,优化了调剖体系的配方为4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水硫酸钠。该调剖体系能较好降低储层非均质性,在水驱基础上提高采收率22.1%,提高采收率效果显著。     

压裂液基液粘度对压开地层的影响

针对大庆油田肇88-斜30井压裂施工失败的情况,进行了施工参数分析。同时室内通过调整基液粘度,完成了两次高压岩心驱替对比实验,观察到粘度为68．1mPa·s的基液堵塞了1#岩心入口端面,岩心内的孔隙压力低,而21．6mPa·S的基液在高压下通过了2#岩心孔隙,岩心内的孔隙压力提高。研究结果显示,粘度为68．4mPa·s的基液在现场施工时未能有效进入该井特低渗透储层的孔隙,以至不能提高地层孔隙压力到克服最小主应力和岩石的抗张强度之和是该储层未能实施加砂的根本原因。表明压裂液的优化还需要进一步评价基液在地层中的流动性,以发挥基液造缝的主要功能;也为其他特低渗透、超低渗透油藏压裂液配方的评价提供了经验教训。     

裂缝油藏二次交联凝胶调堵体系研究与应用

海上油田潜山油藏裂缝发育,油井初期产能较高,随着注入水、边底水沿主裂缝突进,油井含水率突升,产量递减严重,严重影响了油藏开发效果。由于裂缝油藏强水窜通道发育,调堵体系需要更高的综合性能,通过创新制备方法,获得了二次交联凝胶调堵体系。对体系性能进行综合评价,获得了关键技术指标,并开展影响因素评价实验,建立成胶时间与成胶强度关系图版,结合油藏理论及实验模拟,优化了工艺设计关键参数及段塞设计方法。新型调堵体系在海上油田开展现场试验,对出水裂缝形成了高效封堵,措施效果显著,有效改善了油藏开发效果。     

聚驱产出水中细菌对Cr3+交联剂成胶性能影响

为迚一步探究聚驱产出水中细菌数量对Cr~(3+)聚合物成胶的影响,针对牛心坨油田流体性质,以影响调剖剂成胶效果的细菌为影响因素,在控制变量的情况下,研究了聚驱产出水中细菌对Cr~(3+)聚合物凝胶成胶性能的影响,并且迚行了水中细菌个数对成胶有效期的预测,绘制了细菌个数与成胶有效期的关系曲线,建立了细菌预测调剖剂有效期的公式。结果表明,污水中细菌会对凝胶溶液产生降解作用,厌氧菌的存在破坏了聚合物的交联反应。当污水稀释浓度为30%时,最大成胶强度相对于无菌样品下降约50%;适当的降低污水中细菌的个数可以减少细菌对调剖剂的破坏。     

渤海油田弱凝胶调驱技术研究与应用

为了解决渤海油田地层能量供应不足，周围油井产液、产油下降的问题，亟需补充地层能量，提高井组开发效果。对弱凝胶进行了体系及工艺优化，选用目标油藏条件下注入阻力系数低、成胶性能好的弱凝胶调驱体系：0.35%调剖主剂3#+0.5%交联助剂A+0.15%交联助剂H,乳化性能好的乳化剂驱油体系2#与原油间界面张力较低，更有利于乳化及提高波及区驱油效率。最后，采用“弱凝胶-乳化剂”交替注入方式强化对优势渗流通道的抑制作用，并通过乳化剂降低稠油黏度，提高后续低渗层的驱油效率。     

高温高矿化度油藏调驱用纳米微球HP-2体系的研究

针对弱凝胶体系在高温高矿化度油藏调驱效果差的问题,研制了一种耐温耐盐的聚合物纳米微球HP-2体系,利用激光粒度分析仪和光学显微镜评价了HP-2的微观形貌和粒径分布,并以膨胀倍数为评价指标研究了HP-2的吸水膨胀曲线,分别利用均质岩心和非均质岩心评价了聚合物纳米微球HP-2的封堵、耐冲刷以及调驱性能。结果表明,平均粒径为407.2nm的聚合物纳米微球HP-2为圆球度很高的球形颗粒,在高温(90℃)高矿化度(97 686mg/L)油藏的吸水膨胀倍数为34.1g/g。三层非均质岩心调驱实验结果表明,聚合物纳米微球HP-2体系可在水驱采收率基础上提高采收率幅度达17.3%。该聚合物纳米微球HP-2体系在高温高矿化度油藏应用前景广阔。     

海上油田泡沫堵水体系优选及适应性评价

油井出水是油田开収过程中不可避免的问题,影响油井产量,控水稳油是改善油田开収效果的关键。通过室内评价实验,对渤海油田现场使用的SD型起泡剂进行了评价,优选出最佳使用浓度为1.0%;为了增强泡沫稳定性,对常用的两种聚合物进行对比分析,得到浓度为0.1%的HK海水速溶型聚合物稳泡性能较好,泡沫堵剂体系为1.0%SD型起泡剂+0.1%HK海水速溶型聚合物;通过三层非均质岩心模型,对泡沫堵剂体系的适用性进行研究,结果表明:当油藏低渗基础渗透率为500×10-3μm2,渗透率级差为5～10倍,原油黏度低于100 mPa·s时,实验所得泡沫堵剂具有较好的适用性,能够有效降低含水率、提高原油采出程度。     

基于多元线性回归对调剖非均质储层分流率影响因素分析

油井出水是油田开发过程中不可避免的问题,利用化学笼统调剖方法可以有效调整高渗层的吸水剖面,实现稳油控水的功能.调剖效果取决于调剖药剂的选择性进入能力,而且施工过程中应避免对储层的污染,尽可能的把药剂注入到目的层.以三管并联岩心模型实验为基础,研究了渗透率、注入压力梯度、注入PV数等因素对调剖剂选择进入能力的影响,并且利用SPSS软件建立多元线性回归模型对调剖非均质储层分流率进行统计分析,通过德宾-沃森检验、方差分析验证得到其因素具有明显的线性关系,通过修正得到标准化的多元线性回归方程,该方程可以线性地分析调剖非均质储层分流率影响因素,为调剖工艺参数设计提供数据支持.     

渤海油田泡沫堵水效果影响因素实验研究

泡沫堵水效果受到不同工艺参数的影响较大,针对渤海油田油藏条件开展泡沫堵水技术研究,通过室内模拟实验,评价不同工艺参数对泡沫堵水效果的影响,主要包括气液注入方式、气液比、注入泡沫量等,综合考虑采收率提高幅度、含水率降低幅度、驱替压力改变值等参数,对泡沫堵水工艺参数进行优化.结果表明:气液混合注入方式优于段塞注入工艺,当注入气液比为1:1～1.5:1、注入段塞量为0.3～0.5 PV时,泡沫堵水效果较好.     

渤海S油田大斜度井定位封堵技术实验研究

针对S油田D区块非均质性强、长期注水冲刷引起水窜等问题,开展定位封窜高阻力泡沫组合调剖的室内实验研究.评价泡沫段塞长度、注入时机以及作用距离对调剖效果的影响.结果表明:为保证泡沫段塞的连续性推进,优选单一段塞长度在0.2～0.4 PV;泡沫/活性水/泡沫交替注入能够更好地扩大泡沫的波及体积,提升调剖效果;注入时机对组合调剖阶段的采收率效果影响明显,但对最终采收率基本没有影响;改变调剖体系的注入位置,可以有效提高最终采收率,调剖体系单独定位至前缘线(油藏深部)时驱油效果较好,施工风险低.