改性脲醛树脂堵水技术研究与应用

介绍了一种新型的改性脲醛树脂堵水技术,其堵剂流动性能好,可泵时间可根据具体需要任意调整,堵剂固化后产生高强度固结体,具有体积不收缩和封堵强度高的特点,施工工艺安全、简单。该技术已在河南油田、大庆油田和冀东油田进行化学堵水共计现场应用28口井,工艺成功率100%,有效成功率89%,累计增油13688t,降水60835m3,最长封堵有效期已达2年。表明该技术可靠,具有较好应用前景。     

王窑油田西部低渗透油藏正方形反九点井网加密调整物理模拟

王窑油田低渗透油藏开发多采用正方形反九点井网,2009年在其西部开展了井网加密调整试验。为了评价试验区井网加密调整提高采收率的潜力,进行了正方形反九点井网加密调整物理模拟。针对试验区地质特征,通过对比孔隙度、渗透率、驱油效率和孔喉半径等参数,选取与其物性相近的天然砂岩露头,采用树脂封装制作大尺度物理模型开展水驱油实验。根据试验区实际加密调整时机和方式,在水驱油实验过程中进行加密转注调整模拟,研究井网加密调整对开发效果的影响。实验结果表明,试验区经井网加密调整后,提高采收率幅度约为4.97%,若井网加密调整时机晚5 a,提高采收率幅度则降低1.24%。因此,试验区所在区块应尽早实施井网加密调整。     

改性脲醛树脂防砂技术的应用

针对辽河油区科尔沁油田部分油井出砂情况,对改性脲醛树脂防砂技术原理进行了细致分析,认为改性脲醛树脂性能稳定,固砂效果好,施工简便,能有效减缓地层出砂速度.该技术在科尔沁油田现场试验,取得了很好的防砂效果.     

裂缝性堵水技术在长庆油田的研究与应用

针对长庆油田油井水淹问题,开展了裂缝性堵水技术研究,本文主要从对裂缝的认识、堵水剂和堵水工艺方面介绍了该技术的研究进展,现场试验取得了较好的效果,验证了该技术良好的现场适应性,希望能对裂缝性堵水技术的发展提供一些参考。     

特低渗油藏王窑区表面活性剂驱油先导试验研究与应用

安塞油田王窑区属典型的"低渗、低压、低产"油藏,其主力开发层位长6_1经过20年的开发,目前综合含水57.3%,已进入中高含水开发阶段,由于储层的非均质性,水驱效率下降。为进一步动用剩余油,开展了表面活性剂驱油技术研究及先导性试验.现场试验8个井组,实施井组含水下降,改善了开发效果,提高了采收率。     

微乳液强抑制强封堵钻井液在SACHA区块的应用

厄瓜多尔SACHA区块φ215.9 mm井段在钻井过程中经常出现钻头泥包、井壁坍塌、起下钻遇阻、测井和下尾管阻卡等问题,在分析原因的基础上,选择有利于环保的有机抑制剂SUPHIB、半透膜剂MS和隔离膜剂EX等材料,优选出微乳液强抑制强封堵钻井液配方,并通过室内试验评价了其性能,结果表明:该钻井液在100 ℃条件下热滚16 h后仍具有良好的基本性能;具有良好的抑制性能和封堵性能,对TENA层岩屑的回收率达到90%以上,膨胀率仅有1.32%,对高孔高渗储层岩心的封堵率达到99%。微乳液强抑制强封堵钻井液已经在厄瓜多尔SACHA区块的8口井进行了应用,均没有出现钻头泥包、起下钻遇阻、测井和下尾管阻卡等问题,且φ215.9 mm井段平均井径扩大率降至10%以下。这表明,微乳液强抑制强封堵钻井液能够有效解决厄瓜多尔SACHA区块φ215.9 mm井段的一系列井下复杂问题。      

安塞油田王窑区长6储层特征及孔渗特性控制因素

通过对鄂尔多斯盆地安塞油田长6储层大量样品进行薄片、压汞、扫描电镜等测试分析,综合多方面资料,剖析研究区储层特征,并对储层孔渗特征控制因素进行分析.结果表明,研究区储层为中孔特低渗储层,具有矿物成熟度低而结构成熟度高的特点,孔渗相关性较差,储层特征复杂.沉积相带、碎屑和填隙物组成以及后期溶蚀作用是影响其孔渗特性主要因素...     

机械式多级找堵水技术在古城油田注水开发区块的应用

针对古城油田南三块目前已进入高含水采油期存在的问题,提出了采用机械式多级找堵水的技术,介绍了该技术的工作原理、技术特点及选井条件。对G3007井和G333井的实施效果进行了分析。现场应用7口井,成功率93%。     

安塞油田王窑地区长611储层物性研究

利用铸体薄片、扫描电镜及压汞曲线等资料,系统地研究了安塞油田王窑地区长611储层的岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构特征、物性特征及其影响因素,并指出了有利的勘探目标区。综合评价认为:研究区长611储层砂岩类型以长石砂岩为主,孔隙类型为原生粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、微裂缝等,砂岩储层的铸体薄片面孔率为0.98%～1.37%,平均孔喉半径较小,为典型的中—低孔、低渗储层;影响储层物性的因素主要为沉积环境和成岩作用。     

鄯善油田温西六区块井网加密调整方案研究及实施效果

在以往油藏和地质认识的基础上,结合沉积微相研究成果,通过油藏、地质、数模、测井等多学科协作攻关,揭示了鄯善油田温西六区块开发存在的主要问题,对地质特征进行了再认识,运用动态生产资料及各种监测资料,动静态结合,研究了目前井网适应性,论证了井网加密的必要性、可行性,确定了井网加密的总体思路、调整对象及目标,编制了三套加密调整方案并进行了开发指标预测,通过技术、经济指标对比优选,推荐了实施方案,经现场实施,取得了较好开发效果。     

聚合物增韧脲醛树脂封堵剂的研究与应用

所报道的封堵剂用于封堵高渗透出水孔道，层间窜槽，套管漏失，射孔是底水，可用于60－110℃的油水井，固化时间在1－16h之间可调。该封堵剂为脲素，甲醛，固化组化A和B（二者反应生成路易斯酸）及聚合的（通常为HAPM，增韧剂)水溶液。实验考察了固化组分A和B加量，聚合物加量及温度（80℃，90℃）对固化时间的影响，A和B加量对固化物抗压强度 岩心突破压力的影响。适当配方的固化物强韧，在抗压强度测定中发生变形，外力撤除后可恢复。该封堵剂在中原油田已应用20多井次，效果良好。详细介绍了用该封堵剂封堵1口油井的套管漏失，1口水井的这外窜槽和套管漏失的情况和效果。     

MS型堵漏隔离液的研究与应用

为了解决易漏失井固井施工中水泥浆的漏失问题,研究开发了一种堵漏隔离液。首先运用颗粒级配理论确定堵漏材料的粒径范围,然后根据堵漏材料物理性能的要求,优选了蛭石颗粒和丙纶纤维作为堵漏材料。使用MS隔离液化学剂、高温隔离液助剂和堵漏材料配制得到MS型堵漏隔离液,对MS型堵漏隔离液的流变性、稳定性、纤维分布情况、相容性和冲洗能力等进行了评价,利用缝隙板堵漏试验和砂床堵漏试验对MS型堵漏隔离液的堵漏性能进行评价。结果表明,MS型堵漏隔离液各项性能指标完全满足固井施工要求,堵漏承压能力达到8 MPa。MS型堵漏隔离液在河坝107井φ219.1 mm尾管固井中成功应用,并在川东北地区和塔河油田进行了53井次的现场应用,取得了良好的堵漏效果。      

钻井液用聚合物暂堵剂室内研究与评价

采用丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPs)、丙烯酸(AA)等3种有机单体和一种无机材料,在2种交联剂作用下聚合成抗高温储层暂堵剂.考察了无机材料含量和交联剂使用对产物性能的影响,结果表明,加入适量的无机材料和使用交联剂可以大幅改善聚合物的综合性能.合成的暂堵剂在淡水基浆、盐水基浆、饱和盐水基浆和复合盐水基浆中均具有较好的降滤失作用,抗温可达150℃,并与聚磺钻井液体系具有一定的配伍性;在钻井液或水溶液中高温老化后保持良好形态,结构完整,表现出较强的抗温稳定性,可长效发挥暂堵作用和降滤失的效果,基本能满足现场施工的要求.酸溶性实验表明,该暂堵剂的酸溶率可达到90％以上,满足酸化解堵的要求.岩心流动实验结果表明,合成暂堵剂具有较高的渗透率恢复值,可有效提高深层高压低渗储层的保护效果.     

屏蔽暂堵技术在中原油田的应用研究

根据中原油田地质构造复杂的特点,针对不同产层、不同区块进行钻井液配研究。通过对屏蔽暂堵技术的改进,将普通的钻井液改造成为保护油气层性能良好的钻井液,并应用于生产。结果表明,经过该改造后的钻井液失水量降低,夺心的渗透率恢复值明显提高。     

油井深部堵水技术的研究与应用

针对常规油井堵水增产幅度低、有效期短等问题,提出了一种油井深部堵水技术,该技术是将强度由’弱到强的油井堵剂依次注入欲封堵的高渗透条带的远井地带、过渡地带和近井地带,从而达到深部堵水、延长堵水有效期、增油降水的目的。室内研究表明,油井深部堵水可以更高提高水驱波及系数,进而提高原油采收率,并且堵剂放置的位置存在一个最佳深度,此时单位体积堵剂的采收率增值最大。矿场试验也证明了油井深部堵水技术是一项经济效益可观的,控水稳油、提高采收率的可靠、可行的技术,值得重视和推广。     

压降漏斗法封堵大孔道技术研究及应用

百色油田注水开发中由于强采强注和压裂等措施导致了大孔道的产生,加剧了油层非均质性,使注入水沿大孔道向油井窜进严重,造成大部分注水井无效注水,水驱波及系数降低。为有效堵住大孔道,提高水驱效率,立足于地层大孔道中注入水平面径向流形成压降漏斗的原理,开展了大孔道高渗透地层封堵技术方法研究,从而确定了压降漏斗法封堵大孔道技术,改善了注水状况,取得了较好的降水增油效果。     

HPAM/Cr3+交联暂堵技术在堵水封窜中的应用

研发了一种聚合物铬凝胶类暂堵剂用于油水井堵水封窜,其组成为：0.6%-0.8%聚合物HPAM＋0.003%-0.004%交联剂乙酸铬＋0.010%-0.025%破胶剂过硫酸铵。该剂45℃成胶时间〈16小时,16小时成胶黏度5.8-8.2 Pa.s（可超过10 Pa.s）,72小时破胶剂液黏度240-280 mPa.s,可用于40-80℃地层。在原始水测渗透率0.45-5.0μm^2的人造岩心上,该剂封堵物的突破压力≥12.5 MPa/30 cm,暂堵率≥97.9%,破胶后恢复率≥85.2%。该剂已成功用于大庆采油一厂2口斜井的堵水封窜作业。详细介绍了井口严重反冒的高150斜41注水井的暂堵封窜作业：在注水层段以上补孔;注入12 m^3暂堵剂封堵注水层段（10.5 m＋3.6 m）,注入压力5 MPa,套压3.8 MPa;依次注入速凝堵剂8 m^3（注入压力14 MPa,套压8 MPa）、强凝胶堵剂10 m^3（23,9 MPa）封堵窜流层段（10.5 m）,36小时后注水压力13 MPa,注水量5 m^3/d,以后逐渐升至20 m^3/d,井口无反冒水,封窜成功,注水层暂堵保护有效。图3表4参2。     

自降解水溶性暂堵剂的研究及应用

随着国内油田对环境保护、储层保护的日益重视,绿色无毒的自降解暂堵剂成为近年来的一个研究重点.通过将两种自降解材料复配研发了一种配方为60％PA+40％YG-1的自降解水溶性暂堵剂,研究了该暂堵剂的溶解性、配伍性、封堵性、抗压性、分散悬浮性及对压裂液性能的影响,分析了暂堵剂水解液的成分,并在长庆低渗透储层进行了现场应用....     

丙烯酰胺地层聚合交联冻胶堵调剂研究及应用

研制了由丙烯酰胺 (3%～ 8% )、引发剂 (0 .0 5 %～ 0 .3% )、多价金属离子络合物交联剂 (0 .1%～ 0 .5 % )、反应调节剂 (0 .0 5 %～ 0 .2 % )和水组成的地下聚合交联成胶体系 ,用于油井堵水和注水井调剖。成胶液配制可在 16～ 2 0min内完成。成胶液受剪切不影响冻胶形成。对按标准配方配制的 5 %丙烯酰胺成胶体系进行了研究和评价。在70℃生成的冻胶在水中吸水膨胀 ,8h体积膨胀 6 .8倍 ,2 4h体积膨胀 8.3倍。在 5 0～ 70℃生成的冻胶初始粘度 1.38× 10 6 mPa·s,老化 90d后粘度基本不变 ,粘度最大降幅≤ 6 .4 %。在长 30mm、渗透率 2— 6 μm2 的人造岩心上测得对油相和水相的堵塞率分别为 >99%和～ 70 % ,突破压力分别为 2 .2～ 2 .7和 0 .1～ 0 .3MPa。该堵调剂已在胜利几个整装油田 2 5口注水井和 8口油井上应用 ,以油、水井各一口作为实例介绍了堵调结果。表 5参 3。     

注水井酸化暂堵剂ZDJ-J的研究及应用

水溶性暂堵剂ZDJ—J主要用5％0丙烯酸树脂一Ⅱ按20％的增重比包裹无机盐而成。ZDJ—J暂堵剂在水中能溶解且速度慢,在酸中溶解率较低,且在50℃经过24h后在水中的溶解率能达到70％以上。酸化解堵后,其渗透率恢复率超过90％,对地层无伤害。暂堵剂ZDJ—J最佳用量为10％,增粘剂加量为5‰时可以达到多层酸化的目的,有效地改善水井的吸水剖面,缓解同层和层间矛盾。