扩大波及体积与流度控制组合技术研究与应用

针对渤海S稠油油田在开发中存在的含水上升快、水驱采出程度低、油水界面亲和力低的矛盾,进行了水驱稠油调剖调驱一体化组合技术研究。在储层大孔道封堵的基础上,对剖面调整体系进行了系统筛选,对强化水驱体系乳化性、降黏率、界面张力及驱替效率作了系统评价。结果表明,强化水驱体系在较低浓度下可以实现较好的稠油降黏功效,降黏率达90%以上,油水界面张力可下降至10~(-2) mN/m;在室内非均质岩心的条件下,强化水驱体系低浓度条件下即可提高采收率9.3%,配合调剖措施的情冴下可提高采收率27.2%,具有"1+12"的驱油功效。基于"储层大孔道封堵与冷采驱油"的"调+驱相结合"的技术思路,进行了组合调驱工艺方案设计幵完成了现场有效实施,实施后一线受益井见效比例达66.7%,综合含水下降5%～7%,目前阶段净增油10 500 m~3,且持续有效。该组合调驱一体化工艺,施工工艺成熟,矿场试验增油效果显著,便于在海上油田大面积推广应用。     

强化分散体系提高采收率影响因素研究

根据渤海地区稠油油田储层地质和流体特征以及现阶段开发现状,以BZ25-1S油田储层和流体为实验对象,开展了原油黏度、药剂浓度和驱替方式对驱油效果影响实验研究。结果表明,随原油黏度增加,水驱或调驱增油降水效果变差;与水驱相比较,"调剖+水驱"可以较大幅度扩大波及体积和提高采收率。与单独调剖相比较,采取"调剖剂+强化分散体系"注入段塞组合,不仅可以扩大波及体积,而且能够提高洗油效率,采收率增幅进一步提高。     

强化分散体系提高稠油油藏采收率影响因素实验研究

针对LD5-2油田储层特征及流体性质,以强化分散体系提高采收率幅度为研究指标,通过室内实验模拟,得出稠油强化分散提高采收率的影响因素。结果表明,稠油油藏单靠增加药剂浓度增油效果十分有限,而在注入强化分散体系前采取调剖措施后,强化分散体系可使采收率明显增加;油井吞吐注入速度或注液压差大小应当与储层物性和流体性质相适应,本次实验最佳注入速度和注入液压差约为0.3 m L/min和0.25 MPa;采取"堵水剂+强化分散体系"措施组合方式可以取得更好增油降水效果。     

孤东油田稠油油藏自适应多功能调驱技术研究与应用

高周期吞吐后汽驱开发普遍存在对应油井受效差异大,汽窜现象严重等问题,开展汽驱井多功能自适应调驱提高采收率技术研究与应用,既有效地封堵大孔道体系,提高注入汽波及体积,同时兼具较好的驱油效率,来改善稠油油藏汽驱状况,提高非均质储层原油采收率。     

渤海水驱稠油油田定位封窜与强化冷采组合技术研究

针对渤海水驱稠油油田水驱开发矛盾突出,进行了定位封堵与强化冷采组合技术研究。以黏度、分子聚集态和采收率为评价指标,进行了定位封窜剂和冷采剂的基本性能评价,开展了增油效果实验研究。结果表明:定位封窜剂成胶效果受黏土矿物和原油的影响较小,较聚合物凝胶具有整体均匀无孔隙结构的微观聚集态,冷采剂黏度低,受黏土矿物影响较小,降黏率97%以上。随储层非均质性增强和原油黏度的降低,不同注入体系的最终采收率均增大,与单一常规聚合物凝胶、定位封窜剂、冷采剂体系和"常规聚合物凝胶+冷采剂"组合技术作用效果相比,"定位封窜剂+冷采剂"组合技术增油效果最好,采收率增值最大。     

渤海稠油油藏复合调驱逐级封窜增效技术

渤海油田多数区块长期注水开发导致储层非均质性严重且含有超强水窜通道,造成注入水无效循环,采收率下降.为此,以BHQH油田南区储层性质及流体为研究对象,通过室内两层非均质岩心驱替实验,以采收率、含水率为评价对象,确定以聚合物凝胶+聚合物微球的"堵+驱"调驱增效体系,经在BHQH油田D井组试验,受效井日增油83 m3,有效期超12个月,累积增油超20000 m3,平均产量增幅超过300％,含水最高下降11％.该调驱增效体系是高含水、含超强水窜通道油藏控水增油的有效方法,可为类似储层增产设计提供借鉴.     

NB35-2油田组合调驱剂性能评价及其注入参数优化

针对渤海普通稠油油藏开发实际需求,开展了微界面驱油体系性能评价及其组合调驱参数优化研究。结果表明,根据现场现场注入压力,推荐调驱最佳聚铬比范围为120∶1～180∶1,聚合物浓度为3000～3500mg·L~(-1)。在界面张力,乳化降粘和分水率方面,"药剂2"优于"药剂1"。弱凝胶多轮次调驱后,"强化调剖段塞+弱凝胶+微界面溶液"交替注入方式不仅有利于扩大波及体积,而且可以提高洗油效率,可以取得更好的增油降水效果,进一步提高采出程度。     

低粘缓凝型凝胶驱油体系性能评价及驱油效果室内实验

为有效改善储层的非均质性,对剩余油进行进一步的开发,本文制备了一种低粘缓凝型凝胶。通过三层岩心室内驱油实验,对该凝胶的剖面调整能力和提高采收率的效果进行了验证,并通过改变不同化学剂的段塞组合方式,对注入方案进行了优化。结果表明,聚驱结束后在化学驱阶段注入0.12PV低粘缓凝型凝胶进行调堵能够有效改善储层的非均质性,高渗透层分流率大幅降低,最终采收率较未注入凝胶进行调堵时提高了3.48个百分点;化学驱阶段采用0.08PV低粘缓凝型凝胶+0.2PV高浓度聚合物+0.04PV低粘缓凝型凝胶+0.6PV高浓度聚合物的注入方式,中、低渗透层的分流率大幅上升,采收率相比于注入0.12PV低粘缓凝型凝胶+0.8PV高浓度聚合物的注入方式提高了2.48个百分点。该实验验证了该低粘缓凝型凝胶的调剖性能,确定了最优的注入方案,对该低粘缓凝型凝胶在现场的实际应用有很强的指导意义。     

海外河油田注水提高采收率关键技术试验与应用

海外河油田是普通稠油油藏,注水开发中存在油水粘度比大,剩余油分布零散,储层非均质性强等矛盾,原油产量递减幅度大,需开展水驱提高采收率关键技术研究。针对部分复杂断块油藏不适合开展可动凝胶+驱油剂调驱技术,油藏分层注水级别低和化学调剖、堵水措施效果逐年变差的问题,开展聚合物微凝胶调驱、氮气泡沫调驱、三管四配和薄互层分注技术以及新型堵水调剖技术研究与试验,改善水驱开发效果,形成三项注水提高采收率关键技术,为油田高效开发提供技术支持。     

吐哈油田鲁克沁地区稠油氮气泡沫驱认识与实践

吐哈油田鲁克沁地区中区203区自注水开发以来,含水上升迅速,非均质性强,井组内水淹程度严重,驱油效率日益降低。为解决低采收率问题,自2015年4月开始实施氮气泡沫驱井组试验,利用氮气泡沫的调剖驱油作用,封堵优势水驱通道,扩大波及体积,提高驱油效率。目前203井组氮气泡沫驱试验取得成功,6口见效井至今累增油3.1万t,单井累增油5 166.7 t,含水下降50%,氮气泡沫驱增产技术对于提高深层稠油采收率具有重要意义。     

聚/表二元体系注入时机对驱油效果影响研究

随着化学驱技术的进一步发展,聚驱后仍有大量的剩余油存在地下,需要进一步对剩余油进行挖潜。聚/表二元驱作为聚驱后进一步提高采收率的方法,能有效的提高驱油效果。对于聚驱后储层非均质性更加严重的储层,聚/表二元驱能够进一步扩大波及体积,提高洗油效率,进而达到提高采收率的目的。以室内物理模拟为技术手段,分析了不同聚/表二元注入段塞尺寸对岩心驱油效果的影响。     

渤海疏松稠油油藏调堵技术及新发展

我国油田开发的中后期,常用注水的方式来提高地层能量。由于油层的非均质性,会出现水"突进"以及"窜流"等问题。如果严重的话,还会极大影响油田的开发效果。渤海湾海上稠油砂岩油藏,长期实施注水开发,加剧了储层的非均质性,导致含水率上升过快,产量下降快等问题。为了改善注水效果和提高采收率,在油田开发的过程中应用堵水调剖技术。对渤海湾调堵技术的发展现状进行了相关的分析。     

化学剂用量及注入时机对稠油驱油效果影响的实验研究

辽河油田龙618区块是一个常规稠油区块,针对该区块原油粘度高,常规注水开发效率低等问题,进行室内岩心实验,研究化学剂用量及注入时机对驱油效果的影响。结果表明:化学驱采出程度随化学剂用量(PV)增加而变大,当化学剂用量大于0.6 PV后,采出程度上升幅度变缓;水驱转注化学剂的时间越早,采收率越高。     

喇嘛甸油田P油层沥青颗粒调剖剂浓度与段塞组合优化室内实验研究

喇嘛甸油田P油层开发已经进入特高含水期,注入水低效,循环严重,研究低成本沥青颗粒调剖技术,并开展了现场试验。任成锋、高波等人对沥青颗粒进行了调质改性,并评价了改性后沥青颗粒的悬浮性和封堵性;莫晗开发研制了新型活塞式沥清颗粒注入泵,解决了一项高压在线注入技术难题。初期取得了较好的增油效果,取得了一定效果。但仍存在沥青颗粒调剖剂浓度与储层物性、注入制度匹配问题。因此本文针对该层孔渗特性,对沥青颗粒调剖剂的浓度进行了优选,同时对其在岩心中的耐冲刷性进行评价,当注入0.2 PV、注入浓度为3 500 mg/L的沥青颗粒颗粒调剖剂时其采收率提高值最大,另外通过实验设计五种段塞方案对段塞方案进行了优选,优选的段塞组合组合为高-中-高,采收率可提高6.49%。     

高温高盐油藏聚合物纳米微球调驱研究

华北油田赵86油藏断块为一个高温高盐断块油藏,油藏内油水井之间的水淹水窜现象严重,常规的调驱手段存在有效期短和效果差的缺点,深部调驱作用有限,液流改向效果不理想,难以有效提高油藏的最终采收率。近年来,纳米微球深部调驱技术以其良好的调驱效果,逐渐在国内应用并发展起来。纳米微球在地面成胶,可降低矿化度、地层温度、地层剪切等环境因素对体系的影响。纳米微球初始尺寸小、粘度低、注入工艺简单、膨胀时间可控、可实现逐级封堵,在中、低渗透油田适应性强。     

注CO2气驱提高采收率效果影Ⅱ向因素分析

目前油田常规注水开发难度不断增加,应用注CO2气驱技术能够有效解决注水困难等问题,提高了原油采收率。在室内实验研究的基础上,应用数值模拟技术优化了注气方式及注气时机;分析了油藏地质参数对注CO2气驱提高采收率的影响。研究表明：水气交替注入方式更优;非均质性越强,开发效果越差;油藏渗透率越大、含油饱和度越高、原油粘度越低,注CO2驱油效果越好。     

Complexation of Surfactant/β‐Cyclodextrin to Inhibit Surfactant Adsorption onto Sand,Kaolin, and Shale for Applications in Enhanced Oil Recovery Processes. Part III: Oil Displacement Evaluation

This proof of concept research evaluates the performance of a surfactant/β‐cyclodextrin (β‐CD) inclusion complex during chemical flooding for enhanced oil recovery. It was hypothesized that the encapsulated surfactant propagates well through the porous media. Sodium dodecyl sulfate (SDS) was used to study the surfactant/β‐CD complexations. Phase behavior analysis was carried out to prepare the most favorable chemical slug formulation. A series of core flooding tests were conducted to determine the efficiency of the SDS/β‐CD inclusion complex in displacing residual oil. Surfactant flooding was conducted as tertiary oil recovery mode (after mature water flooding) by injecting 0.3 pore volume (PV) of the optimum surfactant slug that was chased by 0.3 PV of a polymer slug; followed by continuous water flooding until oil production stopped. The experimental results indicate that the encapsulated surfactant propagates well through the sandpack system and consistently produces higher incremental oil recoveries that range from 40 to 82 % over the incremental oil recovery achieved by conventional surfactant flooding.     

沈161区块注空气开发可行性实验研究

针对沈161区块储层物性差,非均质性强等特点,在长期高压注水条件下未能取得很好的驱油效果,而注空气成本便宜,且低渗油藏空气驱有很多成功案例。采用室内物理模拟实验研究空气驱可行性。通过水、空气驱油实验,气驱采收率为65.56%,比水驱高13.5个百分点;细长管空气驱低温氧化实验研究和燃烧管高温氧化实验研究,确定空气驱安全时间是注入1.2 PV,实现高温氧化的点火温度应该在400℃以上,且越高越好。     

岩心大孔道发育程度对不同调剖剂影响因素研究

渤海油田具有储层岩心胶结疏松、非均质性严重、原油黏度较高、平均渗透率较高和单井注水量较大等特点,并且随着注水开发的不断进行,岩心内大孔道不断发育。所以针对渤海油田实际情况对不同调剖剂在不同发育程度的岩心大孔道内的封堵情况进行了研究。结果表明,岩心孔道发育程度越大淀粉凝胶成胶效果越好,而岩心孔道过大会影响聚合物凝胶的成胶效果。无机地质聚合物在未发育岩心孔隙和发育不完全孔隙内注入性较差,增油效果较差。     

针对渤海稠油热采添加剂的研制与性能评价

针对渤海某区块稠油热采时油水乳化使粘度迅速增大,严重降低了原油采收率的问题,针对该区块原油的特性,实验室合成了两种热采添加剂,一种二嵌段聚醚类热采添加剂HY,一种酚醛树脂类热采添加剂FW。将两种添加剂与已成熟使用的表活剂KLD-10复配出一种适用于该区块的新型热采添加剂。其最佳使用工艺条件:浓度为0.35 mg/L,最佳破乳温度为90℃,最佳pH为7。在此条件下其新型热采添加剂对渤海某区块稠油乳状液的最大脱水率可达92.7%。此外。新型热采添加剂具有良好的防止油水乳化作用,实验条件下其可降低渤海某区块稠油乳化含水88.3%。