油井深部堵水室内可视化研究

应用室内可视化平板模型对堵剂在不同位置时的堵水效果进行了研究,得到了堵剂的远井地带放置比堵剂近井地带放置有更高的采收率和油井深部堵水合理深度。文中给出了具体的试验流程和试验方法。     

JS油田中高含水油井深部堵水压裂技术研究与应用

为提高低渗高含水油井产量,降低含水,以满足中高含水期油藏稳产和提高采收率的需要,通过室内实验研制出一种选择性堵水剂,堵水率在85%以上,是堵油率的4⁵倍,具有较高的选择性堵水能力,同时,针对高含水油井形成了一种深部堵水压裂技术。现场试验表明,该技术深部堵水实施后日增油2.3 t,降水20%,具有较好的降水增油效果。     

油井堵水概念的内涵及其技术关键

为了解决油井堵水存在的问题,研究了油井堵水概念的内涵及其技术关键.油井堵水概念应有5个内涵,即:油井区块整体堵水,深部堵水,选择性堵水,不同来水堵水,与其他措施结合的堵水.这些内涵是相互联系的整体.油井堵水概念内涵的技术关键是:油井区块整体堵水须建立选井的决策原则;油井深部堵水须有深部堵剂及其放置方法和合理深度的决定方法;选择性堵水应使用选择性堵剂和选择性注入方法;应根据来水的特点控制不同形式的来水方法;组合堵水应根据油井堵水与其他措施的作用互补原则.应用这些内涵及技术关键,可使油井堵水成为提高采收率的重要措施.     

油井化学堵水工艺技术新进展

油井化学堵水的基本原理是将化学剂(堵剂)从油井注入到高渗透出水层段,以降低近井地带的水相渗透率,控制注入水、底水和边水的产出,增加原油产量.目前化学堵水工艺新技术包括暂堵保护油层的堵水技术、化学剂吞吐与油井堵水的结合技术、注聚区块窜聚井封窜技术和裂缝油藏堵水技术.     

油井深部堵水合理深度的实验研究

在平板物理模型上研究了油井深部堵水的合理深度。所用堵剂为短交联时间的聚合物铬冻胶。模型由环氧树脂胶结石英砂制成,沿一条对角线设置高渗条带,两端设注入、采出口(井)。按常规岩心驱油程序,模型水驱至含水98%时注入堵剂,顶替至设定位置后恢复水驱。在20×20×1(cm)的可视化模型上,注入堵剂至注采井距的1/6~5/6,恢复水驱后观测到注入深度为3/6井距时,平面波及率最大,其值略小于50%。在20×20×1.5(cm)、高渗条带渗透率5.13μm2、基质渗透率1.85μm2的模型上,从采出口反向注入不同量堵剂,采收率增值随堵剂注入深度的增加(采注井距的1/10~5/10)而显著增大(1.8%~38.8%),但单位体积堵剂采收率增值在注入深度为3/10井距时最大,为5.35%/mL(孔隙体积22 cm3)。在13.5×13.5×0.15(cm)的可视化模型上,从采出口反向注入不同量堵剂,注入深度由1/10井距增加至5/10井距时观测到波及面积增大,采收率增值由2.2%升至17.7%,但注入深度为3/10井距时单位注入深度的采收率增值最大。考虑经济效益,合理深度为采注井距的3/10。指出油井深部堵水的关键,一是堵剂,另一是堵剂放置方式。图14表2参2。     

底水油藏堵水技术研究

对于长庆油田低渗砂岩底本油藏，适当封堵底水可抑制底水锥进，恢复水淹油井的正常产能。研制出3种堵剂配方，通过模拟试验研究封堵作用与水驱采收率的关系，采用数值模拟方法判断底水水淹油井的出水层位和水锥体半径大小，根据施工井区地质特征优选堵水工艺方法、堵剂配方、确定堵水施工参数。现场应用底水油藏堵水技术的经济效益显著。     

泡沫堵水调剖技术综述

泡沫型堵水调剖剂具有成本低,抗高温、堵水不堵油等优良特性,是有发展前途的一种选择性堵剂。堵水的有效期关健在于泡沫的性,稳定性好的泡沫体系,堵水有效期可长达３个月以上。     

闵桥油田火山岩油藏复堵工艺技术

闵桥火山岩油藏以缝、洞、孔为主要储集空间和油气运移通道,复杂的裂缝网络系统中孔、洞、缝相互连通,水沿裂缝突进、快速导致油井水淹,采出程度为5.8%,综合含水已达89.9%。讨论并计算了挤注堵剂时堵剂进入裂缝所需的启动压力和最大爬坡压力。考察了木钙、PAM-乌-间、水玻璃-氯化钙、钠土-HPAM、复合颗粒等5种常用堵剂的性能,认为单独使用时都不能满足该油藏堵水要求。讨论了堵水工艺,确定采用笼统挤注方式,全程控制挤注流量以保持注入压力恒定,堵剂用量合理化。报道了闵桥22断块唯一的生产井闵22井三次化学堵水实施情况及结果。该井油层温度66.7℃,生产井段包括钻井液漏失段。2003年7月注入黏土-HPAM堵剂液60 m^3,未建立爬坡压力,增油减水效果差,有效期90天。2004年1月采用水玻璃-氯化钙堵剂堵漏,木钙堵剂封口,增油减水有效期达180天,以后发生边底水绕道突进。2005年12月采用油溶性好的复合颗粒堵剂堵水,增油减水有效期长达210天。三次堵水投入产出比1∶3.8。表5参11。     

油井深部堵水改善开发效果技术

针对特高含水期剩余油分布特点,对油井深部堵水的必要性、深部堵水的经济合理深度及深部堵水液流转向剂配方进行了研究,得出油井深部堵水的经济合理深度在距油井3/10井距处,开发的液流转向剂基液粘度低(小于10mPa·s),成胶时间长(3～10d可调),封堵率达99.6%,深部注入性能好。现场应用表明,油井深部堵水技术是油田特高含水期进一步改善开发效果和控水稳油的有效方法。     

生物聚合物深部调剖技术室内研究及矿场试验

为探讨老油田高含水后期生物聚合物深部调剖的可行性,将代谢产出生物聚合物的菌种及其营养 液连续注入地层中,封堵裂缝及大孔道,扩大注水波及体积。在菌种及其代谢产出生物聚合物特性研究 的基础上,探讨了岩心注入能力、聚合物产出能力、及其封堵调剖机理。通过油井堵水、水井深部调剖 矿场试验的跟踪监测和动态分析,明确了影响生物聚合物深部调剖效果的主要环节及因素。室内物模驱 油试验,提高采收率9％,矿场油井堵水增油647t;注水井深部调剖后,周围油井含水下降7．7％～ 64．5％,有效期12～20个月。生物聚合物深部调剖,设备简单、施工简便、有效期长、成本低、效益好, 是一项具有良好前景的增采技术。     

海上油田泡沫堵水技术研究与应用

如何有效地实现控水增油是目前海上油田进行高效高速开发所面临的问题。泡沫堵水技术作为一项控水增油的增产工艺措施在陆上油田得到了成功的应用,且近年来泡沫设备的改进使得该技术在海上油田的应用成为可能。此文通过泡沫静态实验、动态实验优选出了适合目标油藏条件的高效起泡剂,并对泡沫的油敏性,封堵能力,提高采收率性能进行了研究。实验结果表明,筛选出的起泡剂就有较好的起泡性能,泡沫具有较好的堵水效果,堵水率最高达到97.8%,且对高渗模型提高采收率幅度达到15.9%。通过在海上油田的应用,该技术实现了控水增油的作用,取得了较好的增产效果。     

文中油田耐温抗盐微球深部调驱技术研究

文中油田进入高含水开发后期,主力油层水淹严重、剩余油分布高度零散、水驱效果差。受油藏高温、高盐的影响,常规颗粒型调驱剂存在粒径大、不能有效实现地层深部封堵、有效期短的难题。据此开展了冻胶微球深部调驱机理研究,采用微乳聚合方法合成了纳米级的交联聚合物冻胶凝胶,具有水中均匀分散、易进入注水地层后缓慢吸水膨胀的特性,达到了调（堵）、驱协调同步的目的,形成了耐温抗盐的冻胶微球深部调驱剂体系。该体系先后在文10块、文25块试验应用11个井组,并在现场实施过程中配套建立了“PI+FD”调驱注入参数综合调整方法,增加水驱动用储量21.35×104 t,对应油井累计增油3 562 t,取得了较好的应用效果。     

评价油井堵水工艺效果的含水特征曲线法

常规堵水效果评价方法,受方法本身局限,不能客观地评价油井堵水工艺效果,更无法对堵水效果进行定量分析评价。含水特征曲线法消除了含水率的偶然性波动对评价效果的影响,考虑了措施前后含水动态变化趋势,可对措施效果进行定性及定量分析评价。     

非均质线性模型水驱油试验研究

为了确定岩心组合方式、渗流方式、渗透率的大小、非均质性等对驱油效率和剩余油分布的影响,首先选取不同的天然岩心,运用岩心组合技术,建立起不同的非均质模型;然后结合物理模拟技术,用恒速法进行水驱油试验。试验发现:平面非均质模型单向渗流时,剩余油饱和度和驱油效率与岩心渗透率无关,而与岩心所处位置密切相关,从模型的入口到出口,剩余油饱和度递增,驱油效率递减;低中高模型剩余油分布较均匀,而高中低模型剩余油集中分布在低渗透岩心;模型的驱油效率与其等效渗透率、非均质性相关;纵向非均质模型驱替后,剩余油主要分布于渗透率最低的岩心。研究认为:在平面非均质性比较严重的油层,可采取高渗区注水,低渗区采油,这样可以获得较高的采收率;在纵向非均质性比较严重的油层,可采用化学调剖堵水封堵高渗透层、改善吸水驱替剖面或者分层注水开采的方式来获得较高的采收率。     

高温裂缝性油藏超深井堵水现场试验成败因素分析

准噶尔盆地腹部的石西油田是裂缝性油藏，具有高温、高压、高矿化度和超深井底水锥进的特点。分析5次油井堵水的现场试验结果，分别采用两性离子聚合物凝胶堵剂或石灰-水泥类无机堵剂均难以满足降水增油的需求，分别采用无机硅胶堵剂-聚合物凝胶封口剂体系或植物纤维性预交联体膨颗粒堵剂-聚合物凝胶封口剂体系虽可封堵油井，但造成油水产量均下降。所以需调整堵剂体系，改善施工工艺，以确保堵剂选择性进入水层形成封堵，而不对油层产生伤害。采用三段塞(暂堵剂-改性栲胶堵剂-水泥封口剂)进行石西油田超深井的堵水达到了降水增油的目的，但需调整封堵半径，才可获得更佳的堵水效果。现场试验证明：如果明确油藏和油井情况，采用具一定选择性封堵水层能力的堵剂和注入工艺，可大幅度提高封堵高温油藏超深油井出水的成功率。图1参10     

孔喉尺度弹性微球运移封堵特性研究

为了进一步明确孔喉尺度弹性微球调剖剂的深部液流转向机理,通过进行理论分析,并开展微球在水驱后、聚合物驱后岩心中的运移封堵实验及多测点运移封堵实验,研究了微球在多孔介质中的运移封堵特性．研究表明：微球分子三维网络结构中高分子链的柔性及物理交联点和自由水的可动性是其具有良好的弹性变形能力和运移封堵能力的基础：微球在水驱后、聚合物驱后岩心中的运移均表现出“波动式压力变化”的特征．不同的是在聚合物驱后岩心中压力波动幅度较小,压力的波动变化说明微球在多孔介质中不断运移、封堵、弹性变形、再运移、再封堵,直至岩心深部：微球在多测点岩心中可以运移至末端测点,并可以在运移的全程进行有效封堵。微球良好的运移封堵性能是其实现深部液流转向作用、扩大波及体积并提高油藏采收率的基础：微球对水驱、聚合物驱后油藏的良好适应性,将在各种油藏进行深部调剖提高采收率的进程中发挥更大的作用。     

陆梁油田薄层底水油藏控制水锥技术研究

提出了一种不重新射孔建立底水隔板封堵底水层的新方法,该方法充分利用了水基堵剂的选择性封堵作用和由工作液与原油的密度差而形成的重力分异作用,通过在油水交界面附近形成底水隔板来控制水锥发展。该方法主要使用了高密度盐水、隔板液和过顶替液3种工作液。对不同工作液的使用性能进行了试验研究和理论分析,确定了施工工艺。采用这种新方法在陆梁油田薄层底水油藏试验了8口井,有效率达到100%,截至2005年8月底,累积增油2 622t,降水4 968m³,含水率下降幅度为11.3%~38.4%。直接投入产出比为1:2.350 8。现场试验结果说明,该方法是一种值得推广的新技术。     

非均质岩心调堵结合技术室内实验

为了研究调剖堵水顺序和调剖堵水时机对提高非均质岩心采收率的影响,选择1种堵水剂和强度不同的2种调剖剂作为研究对象,利用双层非均质岩心模型物理模拟实验,设定3种不同的调剖堵水顺序和7种不同的调剖堵水时机。研究结果表明,先调剖后堵水起到了很好的调堵效果,与先堵水后调剖以及同时调剖堵水相比,采收率增加幅度更大,强胶体系最终采收率为69.26%,弱胶体系最终采收率为64.94%。研究调剖堵水时机时发现,调剖与堵水间隔时间越长降水增油效果越好,且调剖堵水结合的最佳时机为调剖后水驱至0.5倍孔隙体积进行堵水,继续增加水驱时间采收率不再增加。     

PDZ - 1堵剂在岩心/填砂管实验中的行为特性

PDZ-1堵剂是由自制聚合物与树脂交联剂在地层条件下生成的凝胶。研究了该体系在岩心实验中的行为特性，主要包括PDZ-1堵剂在单相岩心／填砂管中对残余阻力系数、不同渗透率地层的影响；岩石表面润湿性对PDZ-1堵剂成胶性能的影响，PDZ-1堵剂耐冲刷能力的评价及双管驱替的整体效果。结果表明，该堵剂可使水相渗透率下降85％以上，油相渗透率下降25％以下，具有明显的选择性封堵作用及优良的耐冲刷性。