适合海上气井的新型水基固砂液体系研究

在分析海上L气田出砂原因的基础上,室内构建了一套适合海上气井的新型HWR水基固砂液体系,并对其性能进行了评价.室内实验表明,新型HWR水基固砂液体系具有注入黏度低、安全施工时间长、固结性能好等特点;固结体在目标气田地层水中浸泡30 d后,仍能保持较好的稳定性.现场应用表明,A16h井采用新型HWR水基固砂液体系进行化学...     

纳米聚合物微球调剖性能研究

聚合物微球具有在地层孔道中运移、封堵、改变注入水渗流方向的特点,可以持续提高注入水的波及体积,是一种很有潜力的深部调剖剂。微球的调剖性能对其在油田上的应用起着至关重要的作用,本文运用TEM、并联填砂管模型等实验分析手段,考察了MG-5型聚合物微球在75℃油田注入水环境下,经过不同膨胀时间后的粒径,以及不同膨胀时间下的聚合物微球对非均质地层的调剖性能。实验结果显示,由油田注入水配制的MG-5型微球在75度下膨胀5d时粒径达到175nm,膨胀15d时粒径达到375nm、膨胀15d时粒径达到500nm。随着微球粒径大增大,微球对填砂管的封堵效率越来越高,调剖效果越来越明显。可见,微球的粒径与地层渗透率的具有良好的配伍性能。同时从压力变化曲线可以看出,MG-5微球具有很好的运移性能和封堵性能。     

浅层砂岩油藏微粒运移机理及防治

在油田注采过程中,由于注采速度过高导致地层发生微粒运移,从而堵塞地层孔隙,使油气井产量急剧降低。本文着重讨论了微粒运移的机理、特征及治理方法。通过现场实际应用情况对比分析治理效果。     

反相破乳剂国内外研究进展

目前,我国很多油田都进入了二次采油、三次采油阶段,注入水驱油的普遍使用以及化学驱、蒸汽驱等强化采油技术的广泛应用,酸化、压裂、调剖、堵水等多种增产措施的实施,使油田采出液中水包油（O／W）乳状液的比重越来越大,O/W乳状液乳化程度更加严重,且乳状液越来越稳定,处理难度越来越大。随着油田的进一步开发,油田采出液中O/W乳状液的破乳、含油污水的除油问题将会更加突出。如果这些含油污水不经处理而直接排放,就会污染环境、污染水体、破坏生态平衡,而且会造成大量的水资源浪费陶。因此,一般都要对这些含油污水进行再利用,这就需要对含油污水进行有效的破乳处理。原油开采工业亟待开发出能适用于处理二次、三次采油采出的复杂O／W乳状液的反相破乳剂。     

低界面张力水基微球调驱在渤海油田的先导试验

渤海P油田采出程度低、综合含水高，水驱进入中高含水开发阶段，水流优势通道层位发育明显。低界面张力水基微球初始粒径小、注入性良好，且具有较低的界面张力，能进行乳化微调。研究表明，低界面张力水基微球封堵率超过80%,采用高-低浓度段塞方式注入提高采收率幅度较高。该项技术在P油田G井组进行了现场应用，注入过程中压力缓慢上升后趋于稳定，整体上升幅度小于2MPa,其中典型受益井G60H最大日增油10m³,最大日降水3%,累计增油1090m³,为此类微球调驱技术提供了参考。     

胜利油田海上油水井伤害预防及解除技术

胜利海上油田主力储层馆陶组储层埋藏浅、胶结疏松,属高孔高渗油藏。其主要伤害类型有:泥浆伤害、微粒运移、水伤害、无机垢伤害、有机垢伤害、聚合物堵塞等,针对不同伤害类型介绍储层伤害因素分析、耐高温水伤害预防、控制微粒运移、复合缓速酸、蜡质沥青质堵塞解除和聚合物絮凝堵塞解除等六项技术。     

渤海L油田缓膨微球深部调驱实验研究

渤海L油田化学驱后含水上升快,示踪剂结果表明,由于单一段塞长期注入,注采井间出现明显的优势通道,加之储层非均质性强,渗透率极差大,注入水在优势通道窜流严重,急需开展储层改造措施。以室内自主合成缓膨微球为研究对象,初始平均粒径在400～600nm,水化20d后部分微球粒径膨胀到10μm级别,高剪切速率下,体系黏度随剪切速率增加而增大,表现出明显的剪切增稠的流体特性。岩心封堵实验结果表明,缓膨微球体系能够有效封堵优势渗流通道,提高体系浓度可以提高阻力系数,增强封堵效果,长岩心运移实验表明,注入缓膨微球体系后续水驱注入压差增大,增大1.5～2倍,微球持续向地层深部运移,有效实现深部调驱,改变深部注入水流向,提高剩余油丰度较高的储层动用程度。     

低张力聚合物微球调驱机理及注入参数优化

聚合物微球在溶胀以前粒径较小,能随注入水顺利进入油藏深部,在地层高温作用下,聚合物微球吸水溶胀,粒径变大,最后以架桥的方式堵塞地层喉道,实现油藏的深部调剖。在低倍显微镜下观察岩心切面的微球,可以明显看到其运移—架桥—堵塞—变形—突破再运移—再堵塞的调剖过程。宏观机理验证中发现注入聚合物微球后,驱替压力明显上升,证明了堵塞的存在。通过注入参数优选,最后发现0.3%微球和0.5%表面活性剂1∶1在0.5 m L/min速度下交替注入0.5 PV,溶胀48 h后的驱油效果最好。     

W13-6油田储层敏感性预测及油层保护建议

由于钻井方式的选择原因,在W13-6油田新开发井区无法获取岩心,导致无法使用开发试验的方法进行储层敏感性评价工作。针对W13-6油田典型的砂岩、低渗透油藏的地质特征,利用敏感性预测软件进行W13-6油田储层段的敏感性预测并进行储层损害机理研究,结合周边井区的岩石矿物学资料进行分析评价,最终确定W13-6油田为强速敏、强应力敏、有水敏类型地层。开发过程中应控制注入速度,控制注入水矿化度大于36552.5mg/L,并注意及时补充地层能量。     

陇东白豹地区油层产出液性质分析

陇东白豹地区部分油井在试油作业时,排液不畅,产液含水较高,油井返排液多呈黑色悬浊状液体。本文通过对采出液的来源和成因进行分析可得:油井所返排"黑水"为吸附大量原油重质组分的细微固体杂质悬浮于地层水中形成的悬浊液;钻井液中固相颗粒进入地层、钻井液水溶液与地层水不配伍性产生结垢沉积、各自溶液体系在油藏条件下的不稳定产生结垢沉积及储层微粒运移是造成上述油井排液困难的主要原因,这些方法对为油田采出液的研究提供了依据。     

解水锁工艺在月海油田生产上的应用

在作业过程中，水基压井液、洗井液、作业液进入地层后会造成水锁伤害，特别是地层压力较低、油井含水较低的油田，很容易发生水锁伤害。在油田生产现场经常发生因压井或洗井造成油井产量下降甚至不出油的情况。水锁处理剂是一种新开发的油田化学剂，它不但能防止入井液对油井的水锁伤害，而且能解除油井已产生的水锁伤害，使油井恢复原来的产能。     

高压区油井打悬空水泥环固砂技术可行性探讨

随着油田开发深入,地下条件越来越复杂,油藏储层砂岩胶结能力减弱,导致油井出砂,严重的油层段被砂埋。为解决油井出砂问题,目前普遍采用的是机械防砂与化学固砂两种,而化学固砂多采用水泥封堵,即通过水泥浆注入地层凝固来固砂。但在部分高压区,由于地层先天因素,水泥浆注入压力过高一般达到20MPa以上,水泥浆注入困难,地面设备负荷大,存在安全隐患,且高压注入的水泥浆在地层胶结性差,易反吐存在水泥塞或油管"插旗杆"的风险。针对上述问题,提出在高压区油井打悬空水泥环固砂的思路,并对适应性及施工工艺进行探讨。     

临盘油田涂料砂防砂工艺研究与应用

临盘油田埋藏浅,胶结疏松,随着油田进入注水开发中后期,油井含水升高,单井采液量增加,使油井的出砂范围越来越大,造成近井地层亏空,严重制约了油田的正常开采,本文从涂料砂充填模式的改变,改变套损井的工艺,施工后留塞工艺的阐述,为单井防砂提供理论依据。     

文南油田回注污水净化达标处理工艺

中原油田采油四厂所开发的文南油田是一个多断层 ,小断块 ,储层物变化大的低渗透断块油藏 ,开发初期产能较高 ,但能量下降快 ,产量递减幅度大 ,天然能量采收率低 ,当前主要依靠注水保持能量达到提高采收率的目的。而注入水水质的好坏直接决定着地面设施、井下管柱的寿命以及注入地层的注水量的大小 ,直接影响着油田的开发水平。因此 ,油田污水处理水质达标稳定状况起至关重要的作用。1　污水处理工艺的原则①污水处理站内水质达标 ;②净化水在长距离的管线运移过程中水质稳定 ;③净化水与地层水有良好的配伍性。2　注入水水量来源与性质油田注水水量来源按水量大小分为原油脱出水 (又称产出水 )、清水、洗井回水、站内冷凝废水、施工废液 (含钻井泥浆、压裂液、酸化残液等 ) ,这多种水源混在一起进行净化处理称为油田污水处理。3　污水处理工艺路线经过多年的摸索与实践 ,针对文南油田对注入水水质的高标准、高要求 ,对传统的三段式污水处理工艺进行了完善和细化 ,延伸为五段式处理工艺 ,确定了如下的工艺路线。3 1　三级除油传统的污水处理工艺对污水含油在指标上有明确的要求 ,但在其工艺上无法做到加药处理低含油 ,使整个处理环节处处见油 ,油品...     

酸化解堵工艺在甘谷驿油田的应用

酸化是油气井增产、注入井增注的又一项有效的措施。其原理是通过酸液对岩石胶结物或地层孔隙、裂缝内堵塞物等的溶解和溶蚀作用,恢复或提高地层孔隙和裂缝的渗透性,从而达到油气井增产、注入井增注的目的。酸化按照工艺的不同可分为酸洗、基质酸化和压裂酸化(也称酸压)三大类。本文主要介绍碳酸盐岩和砂岩油气层的酸化原理、工艺方法、酸化用酸和添加剂的特性。并且将该酸化工艺在甘谷驿油田地区进行了应用,施工后增产十分明显,取得了良好的效果。     

稠油开采对疏松砂岩储层孔隙结构的影响

稠油疏松砂岩油气藏分布范围广,储量大,产量高,胶结程度弱,油藏原油的黏度高,在采油过程中油水乳化、温压下降,以及外来流体等作用下,油井不同生产阶段不同程度地出砂,尤其在投产初期、修井、微压裂和增产作业后生产初期,微粒运移表现更为严重。在稠油开采过程中黏土矿物极易分散、运移,使得储层的孔隙结构易发生变化,可能导致油井含水上升快等问题,开采难度会进一步增加。采用核磁共振技术进行在线高倍油驱室内实验,明确储层稠油开采前后孔隙结构变化,为油田稠油开采方案调整、剩余油定量描述、三次采油和提高最终采收率提供依据。     

涠洲油田高温高盐油藏组合调驱技术研究及应用

针对涠洲11-1N油田高温高盐、大井距的特点,研发了以AMPS共聚物为主剂的冻胶与微凝胶SMG组合使用的调驱体系。通过流动性实验评价了冻胶体系的注入性、耐冲刷性,其中成胶液最大注入压力仅1.1MPa左右,静置3天后续水驱8～10PV后,残余阻力系数趋于平稳,说明有较好的注入性和耐冲刷性;微凝胶体系注入压力低于冻胶体系,并表现出了封堵、突破、运移后再封堵、再突破的现象。冻胶与微凝胶SMG的最优段塞组合顺序为低强度冻胶、中等强度冻胶、微凝胶SMG、高强度冻胶,与水驱相比采收率增值达到15.5%。该体系在为涠洲11-1N油田X1井现场应用后,6个月内井组增油1.06万方,预测累增油1.54万方。     

注浆堵水技术在黄玉川矿的应用

利用送压设备将可固化的浆液材料通过钻孔注入地层中颗粒的间隙、土层的界面或岩层裂隙内,使其扩张、胶结、固化,以降低地层的渗透性,增强地层强度。防止地基沉降、变形的注浆技术在控制井筒涌水中得到越来越广泛的应用。从注浆技术在控制井筒涌水中的原理出发,介绍了注浆技术在黄玉川矿控制井筒涌水中的施工方案、方法及施工工艺。     

油藏注入水对储层损害的研究

本文针对某油藏在注水开发时存在一定的速敏损害问题,分析了油藏的孔渗特征、岩石学特征、粒度特征及粘土成分,在此基础上,对地层水及注入水水质进行对比分析,评价了速敏对储层的影响。结果表明某油藏泥质含量较少,蒙脱石成分较低,伊利石、高岭石较多,且孔喉细小;地层水与注入水水型不同,且注入水矿化度低于地层临界矿化度,部分混合产生轻微结垢;注水开发易导致微粒严重运移,渗透率下降大。     

渤海注聚油田储层堵塞、产液下降机理分析及调整措施

渤海X油田位于渤海辽东湾北部海域,属于疏松砂岩油藏,且原油胶质、沥青质含量高。目前,该油田注聚区受效井日产油626m~3,日产液5707m~3,含水89%。在生产中发现,老受效井已经出现"产出端堵塞严重,产液下降严重"等问题,一直干扰油田产量指标的完成。针对该问题,本研究在整体分析X油田驱油剂、地质类型、地层压力的基础上,跟踪了每口产液下降井的生产动态资料并筛选出同时期产液下降较严重的井,利用显微镜观察、抽提物检测分析、固体组分检测分析等实验方法综合分析了堵塞物成分,总结出了堵塞及储层伤害机理,并提出了相应的解决思路。研究发现,原油胶质、沥青质、少量聚合物包裹在出砂微粒周围,乳化增粘又加重疏松砂岩出砂程度,形成大量粘塑性油砂颗粒堵塞地层;同时,残酸中的Al~(3+)或Fe~(3+)等高价离子,形成了铁盐、铝盐、氟化物等无机垢沉淀堵塞地层,即出砂和结垢是导致堵塞的根本原因。在明确临界流速、生产压差的同时,针对疏松砂岩做好深部稳砂,实施"有机无机交替解堵+化学固砂"的措施,防止砂粒解堵后再次运移、延长解堵有效期的解堵思路。