超低渗油藏在线分流酸化增注技术研究与应用

酸化是超低渗油藏最有效的增注措施之一，但由于储层物性差、非均质性强等问题，造成目前常规酸化措施普遍具有施工周期长、有效率低、有效作用距离短等不足，且酸化过程中存在指进现象和储层二次伤害。针对这一问题，选取鄂尔多斯盆地环江油田三叠系超低渗油藏为研究对象，提出了在线分流酸化技术，并配套研制了一种多元缓速螯合酸COA-1S和一种新型的水溶性分流剂COA-1P。通过室内评价实验和在线分流酸化模拟实验，发现该技术在缓速性、配伍性、水溶性、螯合能力和暂堵功能等方面均显著优于常规酸化；现场先导性实验结果表明，酸化后剖面吸水均匀程度从28.5%上升至50.9%，视吸水指数增加2倍左右，降压增注效果显著；同时，该技术还具有“不停井、不泄压、不动管柱、不返排”的特点，简化了常规分流酸化工序、降低了安全环保风险，是一种能够很好地适应超低渗油藏特征的酸化增注技术。     

考虑岩石变形数值试井与产能方程结合新方法

以数值试井的原理和二项式产能方程为基础,利用径向网格求解的方法,建立了一种考虑岩石变形的新应用模型.该模型综合优化了数值试井和产能方程的优缺点,可操作性强,适用于气藏动态分析,得到了地层压力随时间的变化,同时利用压力变化获得单井控制储量,利用产能方程的优点可以获得单井产能变化规律,并且应用该方法对塔里木克拉2气田进行了分析.     

含硫气井新型高效溶硫剂体系的研制及评价

对溶硫剂二甲基二硫醚(DMDS)、二芳基二硫醚(DADS)进行复配,并加入催化剂PT,得到了去除气井开发中沉积的硫的有效配方。催化剂PT在DMDS-DADS-PT体系中的加量为15%,压力为0.10 MPa,磁力搅拌速率为420 r/min下,25℃时,硫在DMDS-DADS-PT体系中的溶解度为173.6%,溶硫时间为2.52 min;90℃时,硫在DMDS-DADS-PT体系中的溶解度为600.8%,溶硫时间为0.55 min。其性能优于美国SULFA-HITECH溶硫剂和加拿大DMDS-DMF-NaHS溶硫剂。     

含硫气井新型溶硫剂研究与评价

在溶硫剂二甲基二硫醚(DMDS)中加入催化剂DMA,获得了溶解气井开发中沉积的硫的有效配方。催化剂DMA在DMDS-DMA体系溶硫剂中的加量为20%,压力为0.10 MPa,磁力搅拌速率为420 r/min下,20℃时,硫在DMDS-DMA体系中的溶解度为110.6%,溶硫时间为2.94 min;90℃时,硫在DMDS-DMA体系中的溶解度为610.9%,溶硫时间为0.61 min。电镜扫描表明,DMDS-DMA体系溶硫是通过在硫颗粒外围形成一个包裹层溶解硫。     

新型互穿网络微球调驱剂的制备与性能评价

针对常规聚丙烯酰胺微球膨胀过快导致其在运移过程中发生剪切破碎、封堵效率降低的问题,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、聚乙二醇二丙烯酸酯400、酸处理淀粉、屏蔽剂为原料,采用反相乳液聚合的方法合成了一种耐剪切能力强、膨胀速率可控的新型互穿网络微球调驱剂。考察了淀粉质量分数对微球粒径的影响以及屏蔽剂浓度对微球膨胀性能的影响。利用红外光谱、热重、扫描、透射及驱替实验对产物的结构、形貌以及性能进行了分析。结果表明,当淀粉质量分数为4‰、屏蔽剂浓度为2 mol/L时,合成的互穿网络微球凝结率低,微球粒径保持在63.94 nm左右,膨胀速率由1 600%降至170%,岩心封堵效率由89.4%提高至96.6%。对岩心驱替实验前后微球微观形貌进行观察发现,其形貌基本不变,表现出良好的耐剪切性能。     

高压致密砂岩油藏螯合酸在线酸化增注技术

针对姬塬油田长X储层近年来注水井注水压力高、酸化效果差、多次措施无效的问题,研发了一种螯合酸酸液体系,形成了"不动管柱+在线注入"的主体酸化工艺技术,实现了"一步"代"多步"、高效、快速酸化作业。考察了螯合酸的缓速性能、螯合性能、沉淀抑制性和腐蚀性,并进行了岩心流动实验和现场应用。室内酸液性能评价结果表明,与常规土酸对比,螯合酸具有缓速性好、腐蚀慢、螯合能力强、抑制沉淀能力强等特点,可确保施工工艺,减少了起下管柱、残酸返排等步骤。室内岩心模拟实验结果表明,螯合酸可有效提高岩心渗透率和孔隙度,同时避免了常规土酸生成二次沉淀堵塞孔喉的缺点。矿场试验结果表明,该技术可有效提高单井日注水量,降低注水压力,缩短施工用时,38口欠注井平均施工用时10 h,平均单井注水压力下降1.7 MPa,平均单井日增注13 m3,累计增注311695 m~3。图3表4参10     

长庆姬塬油田长效在线增注技术现场应用

针对姬塬油田物性差、注水压力高、多次欠注井逐年增多,且治理困难的问题,结合长庆油田"小水量、树枝状"的流程特点,分析主力区块特性,提出以"增压注水,药剂控压"为技术思路的长效在线增注技术。在井场安装注水量100数300 m~3/d不同型号的增压装置,同时在满足注水需求的前提下配套加注综合降压增注药剂,建立主力区块的压力预测图版,并在姬塬油田进行了现场应用。结果表明,增压装置满足了现场局部在线提压增注要求;以剥离分散剂、螯合剂、润湿剂、清洗剂、酸化缓蚀剂和甲醇为主剂的注水井用综合降压增注剂COA-2具有防膨、阻垢、降低油水界面张力的优点,控压增注效果较好;主力区块的压力预测图版为有效控制压力上升幅度提供了依据。在采油厂累计实施48个井组,改善了105口多轮次增注措施无效井欠注问题,平均有效期为266d,平均单井日增注11 m~3,累计增注达54.95×10~4m~3,对应826口油井中234口油井见效,平均单井组日增油2.25 t,累计增油1.95×10~4t,达到了多轮次增注措施无效井长期稳定注水的目的。图5表2参13     

确定气水同产水平井流入动态关系的新方法

气水两相渗流过程中,气体从水中逸出,或水从气体中析出会改变气藏渗流特征。针对这一现象,基于渗流力学的基本理论,结合保角变换数学方法,将水平井三维流动简化成水平面和垂直面的两个平面流动,同时考虑地层中气水相互溶解和挥发的过程,推导出水平井气水两相渗流的数学模型,建立了水平井气水两相产能方程,并结合相对渗透率辅助方程及水驱气藏的物质平衡压降方程,建立了气水同产水平井综合渗流模型。利用自动拟合方法,通过对气井产气量、产水量、油套压的自动拟合分析,求取气水同产水平井综合渗流模型参数,同时得到气水两相产能方程、气水相渗曲线、单井控制储量与水侵强度。该方法摆脱了确定气井产能必须依靠现场试井的局限,为气水两相流井的产能及动态分析提供了一种新的理论方法。     

考虑岩石变形数值试井与产能方程结合新方法

以数值试井的原理和二项式产能方程为基础,利用径向网格求解的方法,建立了一种考虑岩石变形的新应用模型.该模型综合优化了数值试井和产能方程的优缺点,可操作性强,适用于气藏动态分析,得到了地层压力随时间的变化,同时利用压力变化获得单井控制储量,利用产能方程的优点可以获得单井产能变化规律,并且应用该方法对塔里木克拉2气田进行了...     

姬塬油田长8致密储层欠注机理研究及认识

姬塬油田长8致密油藏由于渗透率低、孔隙喉道小,导致注水开发过程中,整体注水压力高、部分注水井达不到配注要求。经压裂、酸化等措施后,降压增注有效期短,措施效果差。针对这一现状,对该区高压欠注机理进行了相关室内试验研究和分析,并提出了相应的治理对策,为解决长8致密储层高压欠注问题提供了新的思路。