高含水期油田多轮次调剖井效果分析与评价

作者对高含水期油田多轮次调剖井按照剂量大小、先后次序进行了调剖效果分析后得出结论:多轮次调剖堵水的效果是依次递减的,但可通过优化多轮次调剖系列堵剂、适当增加堵剂用量、优化每一轮调剖的封堵时机和注入压力,减缓多轮次调剖效果的逐次递减。     

绥中36-1油田F8井组多轮次调剖效果分析

鉴于渤海油田多轮次调剖技术处于发展初期,本文针对多轮次调剖技术在海上油田应用中存在的诸多问题,重点以SZ36-1油田II期开发注水井F08井组为研究对象,进行多轮次调剖效果分析。分析认为F08井组在第二轮次调剖中因为调剖工艺优化后调剖效果得到了大幅提升。2013年第一轮次调剖后F08井组平均日增油6.2 m3,2014年第二轮次调剖后井组平均日增油46.5 m3,相比第一轮次调剖效果更好,有效期更长。分析结果表明,多轮次调剖技术通过调剖工艺、堵剂体系的优化可以克服多轮次调剖效果逐次递减。     

多轮次调剖效果逐次递减机理研究

针对注水井多轮次调剖存在的增油效果逐次递减的现象,应用平板物理模型、油藏数值模拟方法研究了多轮次调剖效果逐次递减的机理。结果发现,多轮次调剖效果逐次递减的机理主要有五个,即多轮次调剖影响面部分重叠、调剖效果随径向距离增加而减弱、封堵时机引起调剖效果逐次递减、注入工艺引起调剖效果逐次递减和堵剂部分失效引起调剖效果逐次递减等。通过应用多轮次调剖系列堵剂、适当增加堵剂用量、优化每一轮调剖的封堵时机和注入压力,可以减缓多轮次调剖效果的逐次递减。     

非均质地层多轮次堵水调剖物理模拟实验研究

通过交联聚合物驱油动态模拟试验装置，模拟在纵向非均质地层条件下的多轮次堵水调剖。利用该装置注入各种不同的堵剂(木钙、交联聚合物、弱凝胶CDG)，实施多轮次水驱，通过试验得出了各种堵剂对岩心的封堵能力、多轮次堵水调剖与采收率的关系、对比了多轮次堵水调剖中堵剂选择对调剖效果的影响。为今后胜坨油田多轮次堵水调剖技术的进一步完善提供了重要的参考依据。     

调剖技术在埕岛油田的应用及效果分析

基于埕岛油田的油藏特征及海上条件限制,依据PI决策理论,选用酚醛树脂交联体系冻胶,高黏的聚合物乳液为过顶替液,通过分轮次注入对4口井进行了深部堵水调剖。堵水调剖后,油藏水驱效果明显改善。通过对堵水调剖效果的分析研究,对深度调剖技术实施过程中堵剂的用量、冻胶凝固时间及施工轮次进行了总结和探索,对其他海上油田开展堵水调剖具有指导意义。     

非均质地层多轮次堵水调剖物理模拟实验研究

以胜坨油田为例，通过交联聚合物驱油动态实验装置，模拟纵向非均质地层多轮次堵水调剖。通过实验得到各种堵剂对岩心的封堵能力、多轮次堵水调剖与采收率的关系，并分析了多轮次堵水调剖中堵剂选择对调剖效果的影响。为今后该技术的进一步完善提供了重要的参考依据。     

海外河油田稠油油藏高含水期开采接替技术

海外河油田为注水开发稠油油藏,受储层物性、原油物性、油田注水等因素影响,注水矛盾突出、油井出砂严重.随着油田进入高含水开发末期,常规措施应用效果逐年变差.2005年以来,针对油田开发主要矛盾和技术应用中存在的问题,与石油院校合作开展了一系列稠油注水接替技术研究和先导试验.进行了防砂堵水、新型携砂液体系研制、多轮次调剖堵水技术研究、聚合物微球调堵、化学堵水剂优化、调驱、氮气采油、二氧化碳吞吐等试验,并取得了较好效果.     

辽河油田稠油油藏高轮次吞吐井化学调剖封窜技术应用

针对辽河油田稠油区块高轮次吞吐井地层压力低、亏空严重、汽窜突出、采油速度低等问题,结合多年研发及现场应用,形成了适用于辽河油田稠油油藏高轮次吞吐井化学调剖封窜技术,研制出复合高温调剖剂、高温混相暂堵剂、触变性无机凝胶封窜剂、深部调剖剂、多效稠油助采剂等系列调堵封窜剂。有效地改善了高轮次吞吐井层内间吸汽不均的状况,提高蒸汽波及体积和稠油返排能力,解决了井间汽窜问题,改善了辽河油田稠油油藏的开发效果。近3年来,现场应用215井次,取得明显增油降水效果。     

多轮次调剖的室内实验研究与现场应用

采用沿一条对角线设置高渗区、两端设注入、采出口的厚平板模型和可视化薄平板模型及高、中、低渗三填砂管并联模型,实验研究了水驱后(含水95%)多轮次调剖的效果。在厚平板模型上用水玻璃/氯化钙堵剂调剖三轮次,在薄平板模型上用聚合物铬冻胶调剖八轮次,均出现了调剖效果(采收率增值)递减现象。提出了效果递减的五个机理及相应对策:①前后两次调剖注入的堵剂影响面部分重叠,应使用强度不同、凝胶化时间不同的堵剂,建立多轮次调剖堵剂系列;②堵剂的作用随径向距离增加而减弱;应逐轮次增加堵剂量;③封堵时机不当,含水越低则调剖效果越好;④注入压力欠当,高注入压力下堵剂可进入欲启动层;⑤注入的堵剂部分失效,如有机冻胶发生氧化降解,粘土内滤饼被冲刷。在综合含水高达96.3%的坨11南沙二11-3试验区,采用PI和FD决策技术选调剖井,选择堵剂并优化堵剂配方,从1999年10月到2002年10月对全区6口注水井进行5轮次共21井次调剖,使试验区年自然递减率(1999年为11.65%)大幅度减小,含水受到控制(2003年8月为96.1%),采收率提高2.0%,可采储量增加。图5表3参3。     

我国油田化学堵水调剖新进展

堵水调剖技术是高含水油田控水稳油的重要措施。从堵水调剖的物理模拟研究、优化设计和决策技术、堵水调剖剂的研制、深部调剖技术、堵水技术和堵水调剖施工配套设备等方面简要介绍了"八五"以来我国油田化学堵水调剖技术的新进展,并对堵水调剖的研究和发展提出了加强堵剂系列化、调剖剂放置技术、效果预测方法、施工动态监测技术和水平井堵水技术的研究等建议。     

深部液流转向与调驱技术现状与对策

目前水驱仍是高含水、高采出程度即“双高”油田的主要开采方式。分析了近年来深部液流转向与调驱的技术进展及存在的问题,认为有必要强化针对深部液流转向与调驱的油藏基础理论研究,攻关水流优势通道分布定量描述技术,实现对高含水后期存在水流优势通道油藏渗流规律的合理描述。另一方面,从工艺、材料等诸方面着力解决堵剂的“有效深部放置”问题。此外,加快试验应用在线注入设备,满足深部液流转向与调驱技术规模化、同步化的需要。     

大老爷府低渗透油田深部调剖技术研究

大老爷府油田渗透率低、微裂缝发育、层间非均质性严重,导致开发过程中无效水循环严重、采收率低、综合含水高,因此需要进行油藏深部调剖来改善水驱开发效果.通过评价羟丙基淀粉与丙烯酰胺接枝、交联聚合物冻胶在油藏中的运移、成胶时间、选择注入性及封堵强度等性能,确定该调剖剂完全适合大老爷府的油藏条件.矿场试验后,各注水井的注水压力逐渐升高,平均升高0.65 MPa,区块整体达到了增油降水效果.研究认为:低渗透微裂缝发育的油藏,在高含水开发期通过调剖,可以达到改善注水开发效果的目的;针对具体的油藏条件,有目的的开发合适的调剖体系,并对其适应性进行正确评价,则是保证调剖试验成功的     

现河梁11断块油藏堵调剂的研究与应用

为了做好史南油田梁11断块油藏的控水稳油工作，依据油藏条件的特殊性，采取了适宜的堵水调剖技术。该技术以油藏为基础，根据高温高矿化度的特点研制出复配聚合物／有机铬冻胶堵调剂及其施工工艺，进行了室内试验和初步的现场应用。结果表明：所研究的复配聚合物／有机铬冻胶堵调技术适用于梁11断块油藏条件，可作为改善注水开发效果的有效措施之一。     

特高含水期差异化深部调剖技术研究

针对传统调剖技术在特高含水阶段效果变差的问题,开展了不同含水阶段调剖作用机理研究,利用数值模拟方法对特高含水阶段的储层进行了水淹级别划分,对不同的水淹级别制定了相应的技术对策。结果表明:调剖见效是波及体积扩大和压力梯度波动共同作用的结果,中高含水阶段见效快、持续时间长,两者作用相当;特高含水阶段见效快、持续时间短,主要是压力梯度波动作用较大;高强度封窜治理特强水淹区是提高采收率的基础,高强度流度调控治理强水淹区是关键,注入相渗调节剂驱治理中水淹区是核心。     

冷41块化学封堵底水技术

辽河油田稠油蒸汽驱冷41块油藏边底水锥进造成油井高含水。分析了该块边底水活动规律,根据油藏地质特点,研制出一种高温调剖和水玻璃/黏土/酚醛树脂高强度复合堵剂。该堵剂主要由聚丙烯酰胺、有机交联剂、耐高温油溶性树脂、橡胶粉、榆树皮粉、无机增强剂及热稳定剂组成,封堵强度高,耐温性好。现场试验了13井次,增油降水效果明显,平均降水10个百分点以上,解决了底水对该区块的危害问题,达到稳油控水的目的。     

中高渗砂砾岩油藏调堵一体化技术——以滴水泉油田八道湾组油藏为例

滴水泉油田井区八道湾组油藏储层为中粗喉道、中孔、中等渗透性、非均质性较强的储集层,构造底部受油水边界控制.油藏2011年采取同步注水开发,投产后油井含水上升快,注入水窜严重.2012年实施调剖、优化注水等措施,措施初期取得一定效果,含水上升速度减缓,但整体见效时间短.同时,注入水窜严重,水驱波及体积降低,油藏水驱储量动...     

高含水后期厚油层注氮气泡沫控水增油技术研究

挖潜厚油层顶部的剩余油是油田进入高含水开发后期的主攻方向之一。由于氮气泡沫具有对高含水层和高渗透带的选择性封堵及提高驱油效率的作用,因此可以利用向厚油层中注氮气泡沫的方法来控制厚油层水窜,挖潜厚油层中的剩余油。通过室内实验,研制了与试验区地质条件相适应的泡沫剂,并开展了1口井的现场试验,取得了增油2286t,含水下降1．6个百分点的较好效果。     

塔河砂岩油藏水平井出水分析及配套堵水工艺

随着油田的规模注水和深入开发,塔河油田砂岩油藏整体已经进入中、高含水开发阶段,堵水逐渐成为水平井开发后期稳产增产的主要措施之一。找水是堵水的前提．但受成本和井筒条件复杂等因素的影响,不可能对所有并进行仪器找水作业;因此,有必要基于出水分类特征开展综合分析,为堵水和含水分析提供理论依据。文中在分析物性因素出水的基础上提出饱和度因素出水类型,通过典型井例分析,将其分为油水过渡带抬升出水和局部物性饱和度因素出水,并初步配套形成乳状液堵剂、相渗调节荆和有机冻胶饱和度出水堵剂系列,以及降压增注和暂堵保护2种堵水工艺。水平井堵水的堵剂优选和工艺优化．对解决水平井低产低效问题,实现有效控水、提高整体注水利用率具有重要的现实意义。     

长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%～10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m3/min,注入量为300～600 m3,可在裂缝深部40～80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。      

胡状油田体膨型聚合物调驱矿场试验

胡状油田处于高含水期,常规的调驱技术已不能满足生产需求。针对胡状油田储层非均质性强的特征,近年来开展了体膨型聚合物调驱技术的矿场试验和应用研究,该技术解决了常规调驱剂存在的注入性及可驱动性差的问题,有效地缓解了储层层内矛盾,取得了较好的增油降水效果,为高含水期油藏提高采收率探索了一条新途径。