大港油田复杂断块高温高盐油藏深部调剖研究

针对大港南部油田复杂断块高温高盐油藏,开展了深部调剖所用交联剂和调剖体系的研究。合成出的有机交联剂和聚合物配成的调剖体系成胶时间和强度可控。调剖体系在80℃下的稳定性实验结果表明,体系成胶时间3~30天,随着交联剂和聚合物浓度的升高,成胶时间逐渐缩短,成胶后凝胶强度增强;在聚合物和交联剂浓度分别大于800、300 mg/L时,调剖体系形成的弱凝胶黏度较高。三管不同渗透率岩心并联实验表明,注入调剖剂候凝后进行后续聚合物驱或水驱,高渗透层液量降低,中、低渗透层液量升高。在南部高温高盐油藏开展了两个井组的先导性深部调剖试验,增油效果明显。     

粘土在高温高盐油藏封堵大孔道的应用研究

针对高温、高盐油藏地层条件,选用耐温耐盐的粘土体系封堵大孔道。激光粒度仪分析了稳定化钠土的粒径,析水指数法考察了稳定化钠土的分散能力。研究表明,稳定化钠土分散性能好,其粒径不均匀,适合的渗透率范围在3μm^2～20μm^2,注入性试验验证了此结果。同时,研究了四种稳定化钠土的封堵体系的封堵能力,主要包括粘土分散体系、粘土-超细水泥固化体系、粘土-AM—AMPS共聚物、粘土-酚醛树脂冻胶体系,稳定化钠土-超细水泥固化体系于2009年在孤岛油田现场应用2井次,取得了较好的增油效果。     

利29断块高温高盐油藏交联聚合物驱可行性研究

滨南油田利29断块是一高温高盐油藏。该文介绍了可用于高温高盐油藏的交联聚合物调驱体系，并以数值模拟为手段，对该断块交联聚合物驱浓度、段塞尺寸组合等参数进行了模拟，优选出交联聚合物驱油方案，并对其驱油效果进行了预测及评价。     

塔河油田高温高盐油藏氮气泡沫调驱技术

为降低塔河油田边底水高温高盐油藏的含水率,提高产油量,进行了氮气泡沫调驱技术研究。通过评价耐温耐盐发泡剂的性能,优选出了适用于塔河油田高温高盐油藏的发泡剂,并通过室内岩心驱替试验,分析了泡沫注入时机、注入量、注入方式对氮气泡沫调驱效果的影响。结果表明:发泡剂GD-2在130℃下,210 000 mg/L矿化度的情况下,老化10 d后的半衰期可以维持在850 s,耐温耐盐性能较好,适合在塔河油田使用;水驱至含水率为80%~90%时,注入氮气泡沫采收率提高幅度最大;氮气泡沫的注入量为0.5倍孔隙体积时,采收率提高幅度最大;段塞方式注入氮气泡沫的采收率提高幅度比连续注入方式和气液交替注入方式大。塔河油田TK202H井组的现场试验表明:注入氮气泡沫进行调驱后,3口生产井的产油量得到提高,含水率得到降低。这表明,塔河油田边底水高温高盐油藏采用氮气泡沫调驱技术可以降低含水率,提高油井产量。      

高温高盐油藏环氧树脂／酚醛树脂复合堵水调剖剂的性能研究

针对国内高温高盐油藏,使用环氧树脂胶黏剂和酚醛树脂,选择合适的固化剂、增韧剂,制备环氧树脂／酚醛树脂复合调剖体系,确定了复合词剖剂最佳配方：100g环氧树脂和酚醛树脂混合物（环氧树脂与酚醛树脂质量比为6：4）,稀释剂40mL,固化剂六次甲基四胺0．1％,中试纤维2．0％。对复合调剖体系进行了性能评价,试验结果表明,堵水调剖体系在14．5℃下养护30d,抗压强度仍达7．76MPa;在矿化度160g／t,中养护24h,7d后封堵率在96％以上;在145℃下养护时间在2．5h内,黏度均在1000mPa·s内;4000min以搅拌30min后,黏度下降8．33％,24h后抗压强度为2．36MPa;后续水驱中注水量达30PV时,堵水率基本不变。此复合调剖体系能满足高温高盐油藏堵水调剖的要求。     

高温高盐油藏交联聚合物驱研究进展

交联聚合物驱油技术是提高高温高盐油藏采收率的有效驱油方法之一。介绍了交联聚合物驱油机理,综述了半个世纪来高温高盐油藏用交联聚合物驱油及交联聚合物驱数值模拟研究进展,指出了目前研究中存在的问题,并提出进一步深入研究的方向。     

高温高盐油藏聚合物微球-CO2复合驱的适应性

高温高盐非均质油藏调剖困难,高含水期无效水循环严重。本文以二乙烯苯、丙烯酰胺为单体,采用乳液聚合方法通过调整脱水山梨醇油酸脂的量制备了粒径为2.89数57.05μm的聚(二乙烯苯-丙烯酰胺)耐温耐盐微球。考察了合成聚合物微球的表面形貌、热稳定性、在水中的分散性、膨胀性及长期热稳定性,并进行了注入封堵性实验和驱替实验。研究结果表明:聚(二乙烯苯-丙烯酰胺)微球的耐温可达370℃,在2.69×10~5mg/L矿化度水中具有良好的分散性能,90℃下粒径为10.81μm的聚合物微球24 h后膨胀率为12.85%,且具有长期热稳定性。在高温高盐环境下,粒径为10.81μm的聚合物微球在渗透率1700×10~(-3)μm~2的岩心中有良好的注入性和封堵性;水驱后,微球调剖+CO_2驱的注入方式能更高效发挥微球的"调"和CO_2"驱"的作用,驱油效果优于直接CO_2驱和微球调剖+水驱,可以在高含水期提高原油采收率22.65%,高温高盐非均质油藏高含水期有必要进行"聚合物微球调剖+CO_2驱"复合作业来提高采收率。图22表2参29     

醇诱导盐沉析技术对高温高盐油藏的调剖作用

西部某油田埋深为4880m,根据其油藏流体高矿化度的特性,采用醇诱导盐沉析技术,对该油田高温高盐油藏水驱油剖面进行了调剖实验,以扩大波及系数,提高原油采收率。依据盐沉析量和单位结晶量两个参数对注入体系进行筛选,同时采用扫描电镜,粒度分析仪和三维物理模拟实验对最优体系的结晶颗粒微观结构、粒度分布、压力分布和提高采收率情况进行了分析。实验结果表明,NaCl和KCl作为主剂时,诱导剂和主剂体积比相同的条件下,按诱导剂的诱导能力其排序为醇-A＞醇-C＞酸-2＞酸-1＞胺-X。在诱导剂的作用下,小晶体连续堆积的盐颗粒能在溶液中析出,其平均粒径为63.645μm。对于纵向非均质油藏,醇诱导后的盐结晶颗粒能使油流动阻力增大,压力上升,流动转向。在平面上,后续水从主流线流向两侧的剩余油区,驱替剩余油,提高平面波及系数。在纵向上,后续水从高渗层转向低渗透层,提高纵向波及系数。实验数据显示：注入0.5PV诱导剂后,后续盐水驱替量为1.5PV,采收率提高到62.8%,比水驱采收率提高了27%。     

新型高温高盐油藏堵水调剖用环氧树脂/酚醛树脂的性能评价

制备了高温高盐油藏堵水调剖用环氧树脂/酚醛树脂,并对其进行性能评价.结果表明,堵水调剖用环氧树脂/酚醛树脂在145℃下养护30d,抗压强度仍达7.76 MPa;在矿化度160 g/L盐水中,养护时间为24h,7d后封堵率在96％以上;养护时间为2.5h内,黏度小于1 000 mPa·s,养护时间为3.0h时,黏度达1 500 mPa·s;4000 r/min下搅拌30min后,黏度下降8.33％,24.h后抗压强度达2.36 MPa.     

LD抗高温高盐凝胶型颗粒调驱调剖剂的应用研究

针对高温、高盐油藏地层条件,开发研制出LD抗高温、高盐凝胶型颗粒调驱调剖剂（简称调驱剂）.该调驱剂的应用,解决了目前油田应用的无机及有机复合颗粒型调驱调剖剂伤害油层,或有机调剖调驱剂在高温、高矿化度油藏条件下成胶难以控制的弊端.室内和现场试验表明：该调驱剂在地层中具有形可变、可驱动、可向油层深部运移的特性,起到驱油和深部调剖的双重作用.该调驱剂于2004年在中原油田采油三厂现场使用15井次,都取得了较好的增油效果.     

乳化稠油堵水技术在高温高盐油藏中的应用

以塔河油田为例,对乳化稠油堵水技术在高温高盐油藏中的应用进行了研究。使用非离子与阴离子乳化剂复配体系,且添加固体粉末提高乳状液黏度和稳定性,筛选出最佳乳化体系:3%CI-18+1%C22SC+4%沥青粉。结果表明,该乳化体系配制的W/O乳状液具有黏度高、耐温抗盐能力强且热稳定性高。物理模拟实验表明,该乳化稠油堵剂具有较好的堵水性能和耐冲刷性能。     

高温低渗油藏堵水调剖技术研究与应用

通过对聚合物和交联剂的筛选,制得了适合高温高盐低渗透区块堵水调剖的改性酚醛凝胶堵剂,耐温能力为80～100℃,耐矿化度在40 000 mg/L以上,对岩心封堵率在95%以上,同时具有较好的注入性能。截至2010年11月,在胜坨油田T143区块3口井中应用该堵剂,累计增油2 899.2 t。     

高含水油田微生物调剖技术

报道了吉林油田分公司与日本国石油公团石油开发技术中心在吉林挟余油田东十八九站联合开展的微生物调剖堵水研究和矿场先导性试验情况。所用菌种筛选自某油井采出水，为大肠杆菌Enterobacter sp近缘种，兼性厌氧、嗜温，利用糖类代谢产出一种长链生物聚合物，生物聚合物在水中形成凝胶，凝胶被水流压缩生成生物膜。在室内实验中将菌液和糖蜜共3PV注入长10m的10段串连填砂岩心，岩心渗透率由2．5μm^2下降到2．2μm^2，关闭5d后注水45PV使渗透率从0．8μm^2下降到0．05μm^2，注入纤堆素酶使渗透率恢复到1．6μm^2；由渗透率2～20μm^2的20段岩心组成的三入口三出口填砂岩心网，注入菌种和糖蜜并产出生物聚合物后，高渗段渗透率下降40％～85％，低渗段渗透率下降5％～25％；在天然岩心上，依次注入菌液1．5PV、2％糖蜜3．0PV后关闭5d，继续注水。采收率在水驱残余油基础上提高9％。在包括2口注水井和10口采油井、地温28℃、综合含水88．3％的调剖试验区，第一阶段随注水连续注入菌液28m^3和糖蜜300m^3，在11个月内综合含水下降10．6％。平均日增产原油9．1t；在第二阶段每日以小段塞注入菌液，共注入25m^3菌液和225m^3糖蜜，在10个月内综合含水下降5．6％，平均日增产原油4．8t。在4口采油井实施微生物堵水，菌液以小段塞式或连续式随糖蜜注入，关井10d，油井含水下降14％～37％，单井产油量平均增加129．2t，最高达647t。认为高纯度、高浓度、充足量目的菌种的注入，是微生物调剖堵水成功的关键。图3表1参9。     

低渗透油藏凝胶堵水调剖技术研究和现场应用

针对高温低渗透油田,研制了耐温延迟交联的凝胶调剖剂DJ,考察了体系pH、地层水矿化度、剪切时间等对调剖剂性能的影响,确定了凝胶调剖剂DJ最佳配方:聚合物浓度1 500～3 000 mg/L,交联剂浓度600～1 500 mg/L。结果表明,该调剖剂DJ具有良好的耐温抗盐性,该调剖剂DJ适用于30 000 mg/L的高矿化度地层,具有选择性注入的特点,在90℃具有良好的封堵性和耐冲刷性,适用于高温低渗透油田。在胜利油田坨166块T166X63井应用取得较好的效果,对类似低渗透油藏的水井调剖具有推广意义。     

稠油蒸汽驱深部调堵技术研究

研制了一种适用于稠油蒸汽驱防深部蒸汽窜的液流转向剂（由2%改性甲阶酚醛预聚体和1%缓释酸组成）,并考察了该体系的延缓缩聚性、抗高温性及长期稳定性。实验表明：改性甲阶酚醛预聚体在高矿化度盐水中,如200 g/L的氯化钠、4.1 g/L氯化钙、7 g/L六水合氯化镁等盐水中均能形成均相、透明、低黏的水溶液。80℃以下老化1周,溶液状态稳定,满足转向剂被选择性注入到地层深部高渗通道的要求。在高温蒸汽的作用下,缓释酸快速分解产酸,催化甲阶酚醛预聚体缩聚固化,形成封堵率高、封堵强度大、耐水流冲击的酚醛树脂。200℃下老化3个月或120℃盐水中老化半年后,凝胶物化性能变化很小,可有效减少多轮次同层位重复调堵施工。     

闭式注水油藏自分散型耐高温高盐调驱剂

南海东部高温高盐油藏闭式注水井无地面注水流程,常规调驱剂无法在地面混配后注入地层,且由于自分 散性差,难以直接注入地层。以南海东部A油田为目标,从快速自分散和耐高温高盐两个角度出发,以2-丙烯酰 胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）含量为40%的耐温耐盐聚合物为基础,辅以多酚类复合交联剂、多支链醇聚醚类分散 剂等,通过反应成胶、机械研磨,制得自分散型耐高温高盐调驱剂。采用激光粒度仪、电子显微镜、动态光散射仪 等,对调驱剂的粒径、微观形貌和表面电性进行了表征,评价了调驱剂的自分散性能、注入性能和剖面调整性能, 并在南海东部A油田X井组进行了现场应用。结果表明,自分散型耐高温高盐调驱剂呈球形,初始粒径D₅₀（粒 径中值）为1.09～11.63 μm,通过调整配方、研磨条件或加热时间可调节调驱剂的粒径。调驱剂颗粒表面呈负电, Zeta 电位值为-19.30～-26.1 mV。与常规油分散型颗粒调驱剂相比,该调驱剂自分散性好,遇水后能快速均匀 分散,在注入水中的自分散率为90.0%,岩心注入压力仅为油分散型颗粒调驱剂的53.13%。调驱后,高渗透岩心 的分流量由92.6%降至20.5%,低渗透岩心的分流量由7.4%增至79.5%,吸水剖面明显“反转”。现场实施效果良 好,调驱剂施工爬坡压力为0.5 MPa,施工后最高日增油106 m³,阶段增油8900 m³。该调驱剂满足目标油田高温 高盐条件,注入性好,增油效果明显,适合闭式注水油藏调驱。     

冀东高浅北稠油油藏整体调堵提高采收率室内实验

以注采单元为单位的整体调堵施工措施可进一步改善冀东高浅北稠油油藏多轮次调堵的控水增油效果,为深入研究整体调堵改善注水开发效果的相关机理,借助室内动静态实验开展了泡沫、凝胶的配方体系优选,并评价了体系的调驱和封堵性能.在室内建立了五点法注采井网三维物理模型,开展了泡沫驱和"泡沫+凝胶"整体调堵提高采收率对比实验,评价不同...     

桥口油田非均质复杂断块油田提高采收率技术研究

桥口油田位于东濮凹陷的中部,属典型的非均质油藏,由于油藏平面及纵向上非均质严重,低渗层水驱动用难度大,油田因高速开发过早进入中高含水期,开发水平变差,水驱采收率偏低。针对油田非均质严重,水驱采收率偏低的开发现状,研究应用了适合油田特点提高采收率技术,平面上利用大位移定向井技术,部署调整井,降低油藏平面非均质性;纵向采取以堵水、储层压裂改造为主的产液结构调整及以分注、增注注水结构调整相结合,降低油藏纵向非均质性,实现层间转移。通过实施,使油藏平面、层间矛盾逐步缓解,油田采收率得到提高,为同类油藏提高采收率提供了可借鉴的经验。