海上稠油油田弱凝胶调驱效果评价及研究——以渤海N油田为例

油田开发后期逐渐出现含水上升快、区块层间动用不均衡等问题,为进一步提高低渗储层水驱动用程度,控制高渗层含水上升速度,对渤海N油田开展弱凝胶调驱试验,建立渤海稠油油田弱凝胶调驱效果评价体系,分析弱凝胶调驱见效特征。同时针对不同井组开发效果差异,分析影响弱凝胶调驱的因素,得到渗透率级差、注水井距边水距离、地层原油黏度、连通性、注入浓度和黏度、注入速度和注入时机等因素与调驱效果的关系。     

海上Q油田聚合物微球在线深部调剖技术研究与应用

本文针对目前渤海海上稠油油田经过长期注水开发,指进现象严重,窜流通道导致注入水低效循环的现状,油田的主要矛盾及对策:由于地层非均质性、油水黏度差异导致主力层注水水窜,波及体积小,油藏采出程度低,注水调驱(扩大水驱波及体积)势在必行。在弱凝胶调驱、氮气泡沫驱和可动凝胶调驱技术的基础上,运用新型纳米微球具有良好注入性和选择性的封堵特性,开展了聚合物微球技术的室内研究和矿场先导试验。结果表明:新型纳米微球技术能有效封堵稠油油田开发中后期疏松砂岩形成的大孔道,改变液流方向,提高注入水利用率,扩大注入水波及体积,显著改善水驱开发效果。新型纳米微球技术的推广应用对海上稠油油田的控水稳油工作的深入开展具有重要意义。     

弱凝胶提高海上稠油油田采收率影响因素分析

渤海湾某稠油油田L、M、N 3个区块地层纵向和平面非均值性严重、油水流度比大,主力注水井各层吸水不均、油井水驱效果差异大?为保持地层能量、改善流度比、调整吸水剖面,先后在3个区块各选1个井组开展弱凝胶调驱矿场试验：以3个井组调驱的不同效果为基础,通过聚合物性质、地质油藏条件以及注入参数等分析,分别对影响弱凝胶效果的聚合物浓度、原油黏度、渗透率级差、边底水影响、调驱时机、注入速度等因素进行了对比。矿场试验表明,弱凝胶调驱可以调节层间吸水、缓解平面矛盾、改变注入水驱替方向,其调驱矿场效果受地层油藏条件、调驱时机、调驱参数的影响。     

新型纳米微球调驱技术在海上稠油油田的应用

针对目前海上稠油油田经过长期注水开发,指进现象严重,窜流通道导致注入水低效循环的现状,在弱凝胶调驱、氮气泡沫驱和可动凝胶调驱技术的基础上,运用新型纳米微球具有良好注入性和选择性的封堵特性,开展了聚合物微球技术的室内研究和矿场先导试验。结果表明,新型纳米微球技术能有效封堵稠油油田开发中后期疏松砂岩形成的大孔道,改变液流方向,提高注入水利用率,扩大注入水波及体积,显著改善水驱开发效果。新型纳米微球技术的推广应用对海上稠油油田的控水稳油工作的深入开展具有重要意义。     

南堡35-2油田弱凝胶调驱优化及实施效果分析

从海上油田开发实际需求出发,针对南堡35-2油田特点和存在问题,对弱凝胶的适用性进行了分析。利用室内实验方法,对影响弱凝胶调驱的关键参数,如原油粘度、调驱时机和调驱剂用量进行了实验分析,实验分析结果表明,原油粘度越大,调驱效果越差;弱凝胶最佳注入时机为含水40%;弱凝胶用量越多,驱油效果越好;并在研究的基础上开展了现场实施。实施结果表明,弱凝胶调驱能够降低视吸水指数,控制含水上升,改善水驱效果。     

南堡35—2油田弱凝胶调驱优化及实施效果分析

从海上油田开发实际需求出发,针对南堡35—2油田特点和存在问题,对弱凝胶的适用性进行了分析。利用室内实验方法,对影响弱凝胶调驱的关键参数,如原油粘度、调驱时机和调驱剂用量进行了实验分析,实验分析结果表明,原油粘度越大,调驱效果越差;弱凝胶最佳注入时机为含水40％;弱凝胶用量越多,驱油效果越好;并在研究的基础上开展了现场实施。实施结果表明,弱凝胶调驱能够降低视吸水指数,控制含水上升,改善水驱效果。     

海上稠油油藏弱凝胶调驱提高采收率技术

针对非常规稠油油田弱凝胶连续注入过程中出现的注入能力逐年变差、增油效果逐年降低的问题,探索了适用于海上非常规稠油的弱凝胶调驱技术。基于室内物理模拟实验和矿场实践,认识到弱凝胶连续注入后剖面反转是必然规律,高、低渗管的阻力系数的变化特征不同是剖面反转的原因;为抑制剖面反转,提出弱凝胶(水)交替注入模式,交替注入开发效果优于继续连续注入,交替注入下低渗层采出程度更高;交替模式在矿场应用后化学剂用量降低50%,注入能力提高20%,日产油提高了149m3/d,含水率下降14个百分点,降水增油效果明显。研究表明,连续注入转弱凝胶(水)交替注入对开发非常规稠油是行之有效的。该项研究为类似稠油油田的高效开发提供了技术借鉴。     

Cr~(3+)聚合物凝胶调驱效果及作用机理

海上普通稠油油藏具有储层厚度大、非均质性强和岩石胶结强度低等特点,水驱开发效果较差。为了加快油田开发速度和提高原油采收率,以物理化学、高分子材料学和油藏工程为理论指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟为技术手段,以渤海某油田储层地质特征和流体为研究对象,开展了Cr~(3+)聚合物凝胶储层适应性及作用机理研究。结果表明:随储层平均渗透率和渗透率变异系数增加,聚合物凝胶调驱增油效果变好;随聚合物凝胶注入时机提前,聚合物凝胶调驱效果变好;随原油黏度增加,聚合物凝胶调驱效果变差。     

海上稠油油藏弱凝胶调驱提高采收率技术

针对非常规稠油油田弱凝胶连续注入过程中出现的注入能力逐年变差、增油效果逐年降低的问题,探索了适用于海上非常规稠油的弱凝胶调驱技术。基于室内物理模拟实验和矿场实践,认识到弱凝胶连续注入后剖面反转是必然规律,高、低渗管的阻力系数的变化特征不同是剖面反转的原因;为抑制剖面反转,提出弱凝胶（水）交替注入模式,交替注入开发效果优于继续连续注入,交替注入下低渗层采出程度更高;交替模式在矿场应用后化学剂用量降低50%,注入能力提高20%,日产油提高了149m³/d,含水率下降14个百分点,降水增油效果明显。研究表明,连续注入转弱凝胶（水）交替注入对开发非常规稠油是行之有效的。该项研究为类似稠油油田的高效开发提供了技术借鉴。     

新型逐级调堵技术优化与设计

针对渤海BZ34-3油田水驱开发过程中存在的油井含水率高、非均质性强问题，以往采取的解决方法是单一注凝胶调剖或微球调驱，实验证明这两种方法的剩余油开采效果均不理想。为了提高油田开发效果，通过室内岩心模型开展了“调剖+调驱”组合方式对驱油效果影响的研究。以目标油田为例，对组合调驱和单一的调剖或调驱技术各项指标进行对比，得出适用于普遍非均质性较强油田的注入方式。另对5种调剖剂搭配优选微球的效果进行综合评价，评选出适合目标油田条件的组合调驱体系及最优段塞组合方式。实验结果表明：在65℃下，中等凝胶、弱凝胶、铬凝胶聚合物分子间交联速度比等流度调驱剂和冻胶分散体（DMG）这2种体系快，具有良好的成胶强度；纳米聚合物微球的分散性和稳定性要优于超分子聚合物微球，且质量浓度变化对纳米型微球粒径中值影响程度不大；中等凝胶体系与岩心高渗层配伍性较好，0.1 PV中等凝胶+0.2 PV纳米微球的段塞组合调驱比单一的调剖或调驱技术的采收率增幅要大，且能够有效改善储层的非均质性，驱油效果较好。     

海上油田调驱技术研究与实践

渤海湾海上常规稠油砂岩油藏,储层非均质性严重、胶结疏松,长期注水开发,储层的平面和纵向非均质性加剧,导致油田开发过程中含水上升快、产量递减快等问题出现。调驱技术作为一项改善中高含水油田开发效果、控水稳油、实现油藏稳产的重要技术措施得到广泛应用。针对海上油田开发过程中存在的问题,中国海油开展了各种调剖、堵水、深部调驱等技术研究与应用。文章主要介绍了弱凝胶调驱、冻胶深部调驱、纳米微球调驱、氮气泡沫压锥、改性稠油堵水等调剖技术的技术原理和应用情况。应用这些技术与工艺,取得了较好的增油控水效果,为油田中高含水开发提供了技术保障。     

渤海稠油油田高含水期提高水驱采收率技术研究及应用

为探索稠油油田进入高采出程度、高含水率阶段提高水驱采收率的新技术,改善油田开发效果,以渤海S稠油油田为例,开展了高倍数水驱技术研究和联合井网注水方法研究。其中,高倍数水驱实验结果表明,当驱替倍数达到300~400倍时,与驱替倍数30~50倍时相比,驱油效率提高约10%,为S油田提高水驱采收率提供了方向;利用灰色关联分析方法所建立的多因素调控注水方法,综合考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素,能够满足S油田具有海上特色的水平井与直井联合井网的注水需求。将研究成果在S油田G区应用后,G区2016―2019年自然递减率由6.0%降低至4.4%,含水上升率由2.2%降低至1.8%,改善了G区的开发效果,表明该方法对海上注水开发油田进入高含水期后的调整具有一定的指导意义。     

海上注聚油田聚合物强化泡沫驱实验研究与应用

注聚油田进入注聚中后期,形成的聚窜通道会严重降低聚驱效果,而海上油田受开发投资、平台空间等限制,难以实施多轮次调剖减缓聚窜的影响。为进一步提高海上注聚油田化学驱增油效果,以渤海J油田为研究对象,进行了聚合物强化泡沫驱模拟实验,结果表明,聚合物强化泡沫驱油体系能够有效封堵高渗层窜流通道,提高低渗透层的动用程度;增加复合体系注入段塞对高渗层起到更强的封堵作用,改善整体驱油效果;相比于中高含水期,高含水时机下转为聚合物强化泡沫驱,提高采收率幅度更大。     

海上油田稀井网大井距聚合物驱应用与分析

为改善海上X油田产量递减现状,在室内评价及小井组试验的基础上,进行了中高含水期的早期聚合物驱矿场试验,提出了海上油田注入井分层分质注入、分层调剖,油井提液引效的措施。研究表明,稀井网大井距聚合物驱主要以扩大平面波及体积为主;从边部油井的见效特征分析可知,聚合物注入可有效压制边水入侵,但对改善纵向层间矛盾效果有限。X油田早期聚合物驱试验为海上同类油田的开发提供了重要参考依据。     

秦皇岛32-6油田稠油油藏弱凝胶调驱技术研究及应用

秦皇岛32–6疏松砂岩稠油油田长期高强度注采开发后,受储层强非均质性及水油流度比大等因素影响,注入水水窜严重,水驱效果逐渐变差,迫切需要开展注水井调驱技术研究。针对油田开发实际需求,利用物理模拟实验方法,进行了聚合物弱凝胶调驱技术的室内研究及方案优化,结果表明,聚合物浓度愈高、聚Cr~(3+)质量比愈小,凝胶体系的阻力系数和残余阻力系数愈大,则封堵及液流转向能力愈强,扩大水驱波及体积、提高水驱采收率效果越显著。现场实施过程中采用"前置段塞+主段塞+保护段塞"逐级组合的调驱方案,聚合物浓度分别为2 000,3 600,4 200 mg/L,聚Cr~(3+)质量比为180∶1,注入段塞0.08 PV,先导试验D10井组累计增油2.4×10~4 m~3,含水率下降6%,取得了明显的增油效果及经济效益。     

下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱实践与认识

下二门油田核二段Ⅱ油组属于普通稠油油藏,油层厚度薄、非均质严重、地下原油粘度大。经过20多年的水驱、聚合物驱及后续水驱开发后,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差。二次聚合物驱采用井网调整技术、注采参数优化技术、全过程调剖技术、动态调整技术等关键技术,取得了较好的矿场应用效果。实践表明二次聚合物驱能较好地改善该油藏的开发效果,是进一步提高采收率的有效途径。下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱是国内第一个开展二次聚合物驱的单元,其成功经验为类似油藏的开发提供了借鉴。     

明十四块整体调驱工艺技术

随着油田开发的不断深入,储层的孔隙结构和物性参数均发生了较大的变化．往往在注采井之间形成大孔道或高渗透条带。注入水沿大孔道或高渗条带窜流严重,水驱油效率变低。特别是油田进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度加剧,平面上剩余油分布更加零散,针对明十四块层间、层内矛盾突出,吸水剖面极不均匀,注入水沿高渗透层无效循环,区块主力层系进入高含水期的问题,采用DJ凝胶调驱、SP水膨体堵剂、酸性单液法调驱等调剖调驱技术对明十四块进行整体调驱,解决了该区块措施挖潜的余地小、难度大、产量递减快等突出矛盾．达到了提高油藏水驱控制和动用程度、减缓油藏递减、改善区块整体开发效果的目的。     

绥中36-1油田储层驱替特征研究

针对绥中 3 6 1油田油层多、厚度大、渗透率高以及储层反韵律明显等特征 ,通过物理实验模型的建立与应用 ,研究了注水速度、油水粘度比、储层韵律性以及油藏润湿性对驱油效果的影响 ,揭示了该油田的驱油特征和机理。绥中 3 6 1油田油藏润湿性为中性偏弱亲水性 ,油水粘度比和储层韵律性是影响水驱油采收率的重要因素 ,其采出程度随着注水速度的增加而有一定程度的降低。     

多油层油藏分层注水稳产条件与井网加密调整

实现注水开发油田的稳产,须提高产液量,以弥补产油量的下降。当现有的井网适应性变差,提高产液量受到限制时,就应该进行井网加密调整以增加井点数改善油层动用状况,来提高产液量。提高产液量是实现油田稳产的基本条件,井网加密调整,提高水驱控制程度,增加可采储量则是实现油田稳产的必要条件。油田稳产的5个要素包括含水率、产液量、井网密度、注水量及注水时机。以含水率与产液量关系建立了油田稳产方程,表述了不同含水阶段实现油田稳产的技术界限。根据统计规律提出了井网密度与可采储量增长率表达式,该计算式可用于预测不同开发阶段井网加密调整可采储量的增幅。对保持产液量稳定增长的宏观注水原则进行了论述。