氮气泡沫吞吐的控水增油机理

对于存在边水的复杂断块油藏,无法实现远距离的泡沫堵水调剖,而泡沫吞吐刚好解决了这一问题。为了明确吞吐井的泡沫控水增油作用机理,在评价泡沫体系的性能、动态吸附性能及封堵性能的基础上,通过物理模拟实验对比氮气体系、起泡剂+稳泡剂体系及氮气泡沫吞吐的实施效果,分析氮气、起泡剂及稳泡剂各自在氮气泡沫吞吐中所发挥的作用,明确氮气泡沫吞吐控水增油机理。研究结果表明:所选的氮气泡沫体系与目标地层适应性良好,在矿化度4176 mg/L、温度85℃下与原油的界面张力为1.097 mN/m,泡沫综合指数为14750 mL·min,阻力因子在地层渗透率500×10-3数1500×10-3μm2情况下为26数103。氮气泡沫吞吐的作用机理如下:氮气的保压增能作用贯穿始终,并且占主导地位;起泡剂+稳泡剂能控制氮气的气窜,与氮气形成泡沫扩大波及体积;泡沫的形成发挥了独有的选择性封堵作用,良好的控抑了边水。     

注氮气泡沫技术的现场应用

在介绍泡沫选择性封堵机理的基础上，采用岩心实验方法，得出注泡沫段塞可提高采收率的结论，并通过现场试验加以验证。注氮气泡沫技术具有见效快，投入产出比高的特点，是高含水期油田开发的重要措施手段。     

氮气泡沫技术治理高含水水平井的研究

针对应用于底水油藏开发的水平井综合含水率上升速度较快的问题,采用氮气泡沫技术进行治理。通过室内模拟试验,评价了氮气泡沫的封堵能力、对油水层及高低渗地层的选择性封堵能力、以及在岩心中的稳定性,表明氮气泡沫能在一定程度上压制底水油藏含水上升的趋势;通过考察不同发泡剂、稳泡剂的发泡体积和半衰期,确定了十二烷基磺酸钠为发泡剂,聚丙烯酰胺为稳泡剂。并在两口不同类型水平井中进行了矿场试验,收到了良好效果,为下一步治理此类问题的水平井提供了一种经济有效的模式。     

氮气泡沫调驱用泡沫剂性能评价

对辽河油区海外河油田海1块实施氮气泡沫调驱用泡沫剂性能进行评价,其中静态评价内容有泡沫剂与地层水的配伍性,起泡能力和稳定性,油敏性,耐盐抗二价离子能力以及热吸附性;动态评价方内容有动态封堵能力,泡沫剂用量的筛选。评价结果表明,泡沫剂A发泡能力较好,性能稳定,耐钙离子能力强,阻力因子大于4,可与氮气作为暂堵剂体系。建议现场施工中使用泡沫剂A含量为0．5％的泡沫剂溶液,注入量0．2PV,氮气注入量也是0．2PV较适宜。     

氮气泡沫控水技术优化应用研究

针对河南油田稠油热采过程中,边水影响热开发效果的问题,开展氮气泡沫控制边水注入工艺及参数优化研究,研究发现,注入工艺为氮气＋0．5％泡沫剂＋氮气蒸汽（配方中百分数为体积分数）最优,前置氮气段塞大小最优值为总氮气注入量的1／3～1／2,最佳气液比为1：1～2：1;最佳注氮速度12000Nm^3／d;注入氮气泡沫时机不应过早,在周期综合含水率较高时注入氮气泡沫的边水封堵效果较好。现场应用157井次,措施井平均排水期缩短1．4d,平均含水下降10．2％,平均单井油汽比提高了0．14。减缓了曲永的推讲球度,实现了抑水增油的目的。     

高含水期厚油层分流酸化技术

针对江汉油田具有的多层、厚层、非均质之特点，调查了国外油田注水开发后期广泛采用的基质分酸技术。讨论了分流酸化的原理和方法。文中对国外几口分流酸化实例井进行了剖析，叙述了新型泡沫体系及水层分流剂在厚层，高含水油井分流酸化中的应用。介绍了当今基质酸化的新进展，最后提出了加强分酸技术的试验和应用的建议。     

春光油田氮气泡沫堵水技术可行性实验研究

对边水油藏而言,边水一方面是驱油动力,同时在高采油速度下,边水会沿低压带突入生产井区,造成边水波及体积系数低、油井水淹、高含水等问题,从而影响整体区块的采出程度。为此实验应用了氮气泡沫堵水技术。通过室内实验研究,评价出适宜于春光油田的氮气泡沫堵水配方体系,其成胶时间可调,封堵效率达90%以上,并取得了较好的现场应用效果。     

渤海J油田氮气泡沫酸化用泡沫酸体系优选

基于常规酸化存在的问题,提出氮气泡沫酸化技术,为渤海J油田氮气泡沫酸化技术筛选出了高效的QP-12起泡剂体系,并对其性能进行了评价。在质量分数为0.5%,使用温度为60～80℃,矿化度为1.0×10~4～2.0×10~4 mg/L的条件下,QP-12具有较强的稳定性和起泡性。非均质岩心驱替试验结果表明, QP-12具有一定的暂堵能力,能有效封堵高渗透层,抑制储层流体的窜流和水淹,且对非均质油藏具有较强的驱油效果,与水驱相比采收率提高30.25%。     

氮气泡沫层内封堵工艺在稠油冷采中的研究与应用

由于地层中油水粘度比差异大，普通稠油底水油藏普遍具有低含水期短和含水上升快的特点，而层内堵水工艺目前在国内外油田的应用尚处于探索阶段。本文介绍了泡沫剂稳定性、阻力因子以及气、液、泡沫剂比例优化等氮气泡沫层内堵水工艺先导试验研究和现场试验情况。在对部分成功和不成功井例试验效果分析的基础上，初步总结了氮气泡沫层内封堵工艺技术特点和选井规律，以指导下步该工艺的推广应用。     

注氮气泡沫控制水窜技术在油田高含水期的应用

基于大庆萨北油田高含水期油藏控制水窜的需要,研制了氮气泡沫驱替液。三管非均质岩心驱油实验结果表明,与聚合物驱相比,注氮气泡沫可以显著降低驱替前后高渗透岩心的出液比率和出水比率,氮气泡沫比聚合物能更有效地封堵高渗透带。现场应用结果表明,氮气泡沫驱替液能有效地抑制注入水沿高渗透部位的突进,提高驱油效率,使得整个试验井组产出液平均含水率由93.9%下降到90.2%,在产液量降低41 t/d 油量增加16.4 t/d,半年内累计增油3.486 t,增产和综合效益显著,该项技术适合大庆萨北油田高含水期进一步提高采收率,具有较好的应用前景。     

高含水后期厚油层水平井射孔层段优选设计

由于高含水后期厚油层的剩余油多数分布在油层顶部及层内变差部位,且分布形式比较零散,水平井完钻后,其水平轨迹无法保证全部处于剩余油区域内,所以为避免高水淹层段水窜、避免底部注入水过早突破,在南1-2-平25井射孔完井时,应用多种技术手段对射孔层段进行优选设计：首先应用水平井水淹综合解释技术,初步选择低水淹层段;再应用曲流河沉积油层的内部建筑结构研究技术,从初选的低水淹层段中优选避水层段;最后应用储层建模技术,依据射孔层段处于油层中的位置,优选设计射孔相位角．在该井630m的水平井段,优选射孔层段3个,长度为291m,射孔投产后,成功地控制了初期含水率,减缓了生产过程中的含水上升速度,取得了较好的开发效果。     

氮气泡沫在浅薄层超稠油油藏开发中的适用性

春风油田排601中区、排6南区新近系沙湾组超稠油油藏具有埋藏浅、油层薄、原始地层压力小、地下原油黏度高等特点,主要采用水平井-降黏剂-蒸汽-氮气复合开发模式。多轮次吞吐后,地层压力下降,边底水突破油水界面发生锥进,面临油井排水期长、周期累计产水量增加、有效生产时间变短等问题,导致最终采收率较低。为此,开展了氮气泡沫辅助蒸汽吞吐实验,通过室内实验和数值模拟,进行泡沫适用性筛选及注入参数和工艺优化。现场应用效果表明,在边底水入侵区块采用氮气泡沫辅助蒸汽吞吐,较上一周期平均排水期缩短8.3 d,含水率下降32.2%,累计产油量增加2 606.0 t;在吞吐高周期区块,注入氮气泡沫可使周期含水率降低8.6%,累计产油量增加1 668.0 t,表明氮气泡沫可有效提高地层能量和封堵大孔隙通道,达到调整吸汽剖面的目的,在提升最终采收率方面起到了关键作用。     

非均质油藏中高含水期稳油控水措施及效果

桥口油田属典型的非均质复杂断块油藏,针对其他质特征及在多层合注合采条件下层间干扰严重、剩余油主要集中在渗透率较低油层的开发特点,开展了稳油控水的前期研究,确定了“纵向上开发层系转移”的治理思路,并采取了高含水油共挤灰堵水、注水井高压增注和高压分注为主的治理措施。通过实践证明有明显的稳油控水效果。     

钻水平井提高特高含水量的河道砂岩油藏采收率

大庆喇萨杏油田开采了40年,已经进入高含水开采后期.该油田属于典型的河流-三角洲沉积砂岩油田,非均质性严重,油藏水侵程度不均匀,剩余油分布复杂,但它的开发潜能很大.为了开采厚油藏中的剩余油,目前采取了选择性射孔、定位压裂、填充钻井、聚合物驱等方法,然而,在垂直井上使用这些方法并不能将厚油藏内的剩余油完全开采出来.基于水平井650m处的水平段产量达到100t/d的成功例子,运用侧向加积夹层预测技术,通过详尽的油藏描述和精确的剩余油描述避免了水平井的水侵,优化了水平井射孔技术.这表明,在喇萨杏油田钻水平井能够提高特高含水率的河道砂岩油藏的石油产量.     

低渗透稀油油藏水驱后氮气泡沫驱适应性

吐哈油田低渗透稀油油藏注水开发进入高含水期后,水淹程度高,水驱调整措施效果较差,亟需寻找后续提高采收率方法。针对低渗透油藏注入能力差、不适合注聚合物等高黏度流体的特点,利用水驱、氮气泡沫驱和水驱后氮气泡沫驱开展室内实验研究,探讨驱油效率及其影响因素。结果表明,水驱驱油效率随渗透率的增加而升高,与渗透率呈较好的对数关系;氮气泡沫驱驱油效率为67.66%,较水驱驱油效率提高10.62%;氮气泡沫驱可在水驱的基础上提高驱油效率约9.63%。实验用泡沫的残余阻力系数大于1,表明氮气泡沫驱通过堵水调剖,提高了水驱后油藏的采收率,从机理和实验提高驱油效率程度判断,氮气泡沫驱适用于吐哈油田低渗透稀油油藏。     

复杂断块油藏高含水期剩余油精细挖潜方法

复杂断块油藏进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。利用该方法对跃进2号油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高复杂断块油藏高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。      

双河油田高含水期厚层剩余油分布及挖潜

双河油田厚油层发育,在目前特高食水期开发阶段厚油层内剩余油分布主要受井冈完善程度、地层纵向渗透性、砂你沉积特征、微构造及区域地层压力因素控制。剩余油在井网不完善井区、纵向中低渗透层、注采状况较差的分流河道沉积问及沉积末端、微构造高部位及局部注水压力平衡区相对富集。在完善井冈的基础上根据地层地质特征加强注来结构调整及注水合理调配,是汉河油田油层挖潜的有效途径．     

高含水后期单层剩余油识别方法研究

针对多油层非均质砂岩油田剩余油分布的复杂性，在对测井资料和分层测试资料分析的基础上，提高利用层间干扰系数识别单层动用状况的方法。即层间干扰系统反映目的层受到其产层干扰的程度，其值越大，受到的层间干扰越严重。当它的值大于0．5时，此层动用较差或未动用，利用先进的人工神经网络技术，建立了单层剩余油饱和度解释模型，并在此基础上计算出单层含水率，为油田高含水后期寻找剩余油分布及确定剩余潜力提供了技术手段。     

水驱油田高含水期稳产措施宏观决策方法

针对油田开发产量递减的规律和特点，在分析剩余油分布规律及影响因素的基础上，以调剖措施为例，从地质因素、开发因素及工艺参数等三方面研究了稳产措施的适应性。并针对油田生产的特点，建立了稳产措施不确定性目标规划模型，研究了稳产措施的宏观决策方法，并将其应用于晋45断块宏观决策中。应用结果表明，建立的宏观决策方法能够较好地指导油田的实际生产，具有很好的指导意义和实用价值。     

保护高含水油井剩余油富集层段的多种堵剂组合堵水技术

江汉王场潜四段中区南部油藏高温(80～95℃)高矿化度(300～350g／L)厚油层油井已经或接近水淹。但一些层段仍有富集剩余油，为此开发了题示堵水技术。介绍了所选择的各种堵剂：有机冻胶JG-1，75℃下3～4h破胶。前置暂堵剂；无机／有机凝胶颗粒悬浮液，在地下48h内形成高强度耐盐(300g／L)耐温(130℃)整体凝胶。主体堵剂；聚合物铬冻胶(用于中温油藏)或耐温耐盐树脂冻胶(用于高温油藏)，与主体堵剂交替注入可提高堵剂在裂缝中的充满度。介绍了用中子寿命法测定的4口井厚产层纵向上剩余油分布。现场堵水施工中采用多段塞注入工艺：暂堵剂-颗粒凝胶-树脂冻胶-颗粒凝胶-树脂冻胶-清水。在含水分别为92．0％和98．1％的2口油井注入各种堵剂共126和115m^3，处理半径5．20和7．75m，作全井段堵水。堵后复射含剩余油为51．69％和38．6％的层段。投产后获得显著的增油减液减水效果。图2表3参3。