聚硅纳米粉体水基携带体系的研制

聚硅纳米增注技术是一项近年来应用于油田注水井增注的新工艺,其工艺相对简单、无污染、无负面影响,较传统工艺有一定优势,但它通常以柴油作为聚硅纳米材料的携带液,成本高昂、施工不便。选用复配的表面活性剂,将超疏水的纳米聚硅核均匀分散在水中,制备了聚硅纳米粉体的水基微乳液体系。该体系分散性和稳定性较好,可以完全用水取代柴油作携带介质将纳米聚硅材料带入井下。     

水基纳米聚硅在低渗油藏中的降压增注研究

纳米聚硅降压增注剂分散在介质中多以聚集态存在,难以进入细小孔道,甚至导致孔道堵塞。本文将一种采用原位表面修饰技术制备的水基纳米聚硅降压增注剂在分散剂作用下分散在水中,利用透射电子显微镜、激光粒度分布仪等分析手段对水基纳米聚硅进行了结构表征,研究了纳米聚硅分散液的相分散、相分离及其砂岩表面的吸附行为,并通过现场试验考察了纳米聚硅分散液的降压增注能力。结果表明:具有强吸附-超疏水核结构的水基纳米聚硅以0.2%的质量分数分散于水中,透光率大于99%,平均粒径为7 nm,Zeta电位达-43.1 mV,分散稳定。同时,分散液在高矿化度及低pH值条件下可实现强吸附-超疏水性核的有效分离,并牢固吸附在岩石孔隙表面,从而改变岩石表面润湿性,形成疏水性孔隙表面。在低渗透油田注水井现场应用时,江苏油田应用7口井平均注水压力下降26.4%,注水量增加106.7%,有效期大于10个月。     

减小地层水流阻力的增注技术

针对国内低渗透油田注采过程中注水压力高、配注不足等问题,研究应用了水基纳米聚硅减阻增注技术,该技术通过将合成的水基纳米减阻增注材料,以合适的方法注入油层来降低渗流阻力,提高配水量,阐述了纳米聚硅材料在油田注水井中的降压增注应用机理、岩心室内试验、选井原则、并对注清水及污水的现场效果进行了分析,通过应用分析可知,该技术显著地提高了注水井的注水量、降低了注水压力,为纳米聚硅材料的工业化转化与规模化推广应用打下了基础。     

纳米聚硅材料降压效果实验研究

为探索低渗透油藏注水降压增注技术,提高低渗透油田原油采收率,针对低渗透油田注水压力高,注入效果差等问题,研制了一种以SiO₂晶体为核心的纳米聚硅材料,通过室内实验模拟,对该纳米聚硅材料在低渗透油藏注水井中的降压增注能力进行了研究。结果表明,纳米聚硅乳液对注入储层能够起到润湿反转作用,能有效地降低储层中流体的流动阻力,同时对中低渗岩样(气测渗透率1.52×10^-3～4.70×10^-3μm²)具有较好的降压效果,压降变化为18.2%～36.5%,平均降压幅度为27.7%。该结论对于纳米聚硅材料在油田现场中的选井应用有着重要的指导意义。     

聚硅纳米增注技术在江陵凹陷高盐敏感性油藏中的运用

江陵凹陷新沟嘴组油藏具有高盐敏感性的特征,其中部分低渗透和特低渗透储层存在注水压力高,地层压力保持水平低,影响水驱开发效果等诸多问题。聚硅纳米增注技术可以一改以往降压增注技术的作用机理,通过聚硅纳米微粒钉扎在岩石颗粒表面,驱走吸附水而增大孔隙喉道等作用,而使水相渗透率增大。针对江陵凹陷高盐敏感性油藏的特征,提出了采取聚硅纳米材料进行增注的措施原则,并以陵76斜7-1井为例,进行了聚硅纳米增注的施工设计,现场试验证明聚硅纳米降压增注技术对江陵凹陷高盐敏感性油藏的深入开发、有效注水、改善水驱开发效率具有重要的指导作用。     

丘陵油田纳米聚硅增注技术研究与实践

针对丘陵油田在注水开发过程中存在注水井注入压力长期居高不下、注水量低的问题,提出通过注入一种纳米聚硅溶液以缓解这一问题。纳米聚硅材料具有极强的憎水亲油能力及与岩石的吸附能力,其溶液注入地层后优先吸附在孔隙内表面,改变了岩石的润湿性,提高了水相渗透率,从而达到降压增注目的。通过室内驱替模拟试验及现场应用表明,纳米聚硅增注技术可以降低该油田注水井的注水压力,提高油藏的吸水能力。     

注水井纳米聚硅多元复合降压增注技术研究

针对海上某稠油油藏注水井压力升高、欠注现象严重的问题,室内以纳米聚硅为主要处理剂,复配以表面活性剂等助剂,研制出一种性能优良的纳米聚硅多元复合降压增注体系,并对该体系的性能进行了评价,结果表明,该体系在地层温度下老化30 d后油水界面张力仍可以稳定在0. 065 m N/m左右,具有良好的界面活性。该体系可以使稠油黏度降低率达到90%以上。并且能够使储层岩石表面润湿性由亲水向亲油方向移动。注入纳米聚硅多元复合降压增注体系后,水相相对渗透率增加幅度达到一倍左右。岩心驱替实验结果表明,当体系注入量为3 PV时,二次水驱压力降低率可以达到48. 5%,起到了明显的降压效果。现场3口井应用结果表明,平均压力降低率为30. 2%,日平均注水量上升率为84. 4%,平均有效期为195 d,能够满足海上油田注水井长期降压增注的需要。     

水基纳米乳液润滑剂AF-Lube的研制与应用

选用植物油酯为内相,多元醇水溶液为外相,单油酸甘油酯和十聚甘油单油酸酯为复合乳化剂,通过相转变组分法制备了一种水基纳米乳液润滑剂AF-Lube。通过室内实验研究确定了多元醇水溶液质量分数为30%~60%,植物油酯质量分数为35%~60%,复合乳化剂HLB值为11~12。所制备的水基纳米乳液润滑剂AF-Lube凝固点低于-30℃且稳定性良好。在加入30 kg/m~3AF-Lube后,淡水基浆和模拟海水基浆扭矩均降低80%以上。在海上油田使用的PEM和PEC钻井液中加入30 kg/m~3AF-Lube后,润滑系数由0.24~0.26降至0.13~0.16且加入AF-Lube对PEM和PEC钻井液流变性能影响不大。     

聚硅纳米材料增注效果研究

聚硅纳米材料用于低渗油藏增注是油田开发中的一项前沿技术,本研究分析了聚硅纳米材料的增注机理,室内考察了多批聚硅纳米材料的增注效果,并研究了影响聚硅纳米材料润湿性的主要因素。结果表明,聚硅纳米材料对提高岩心渗透率具有明显效果,首批样品提高水相渗透率达25％-66％;聚硅纳米材料能有效改变岩心的润湿性,使其从亲水变为亲油,从而降低水相流动阻力,起到降压增注作用;聚硅纳米材料适宜注入量为3．0PV,建议现场关井时间大于40h;聚硅纳米材料处理后转注石油磺酸盐表面活性剂,可进一步改善地层渗流能力,其渗透率提高幅度为11％。     

聚硅纳米增注新技术试验取得成功

胜利油田第1口采用聚硅纳米增注新技术试验井——梁14—71井试验取得成功。该井于2004年10月24日采用俄罗斯聚硅纳米增注技术，在国内首次采用国产纳米增注剂施工后，日注水量由措施前的10m。上升到目前的控制注水100m^3，     

宝浪低渗透油藏裂缝在注水开发中的作用

宝浪低渗透油藏由于受构造及成岩作用的影响,裂缝比较发育,但裂缝分布不均衡,裂缝主要分布在构造轴部、东南部和东北翼大断层附近。裂缝发育区油水井生产特征与不发育区不同,即：注水井吸水能力强,采油井生产能力旺盛,油井水窜严重,方向性比较明显。宝浪低渗透油藏裂缝在油田注水开发中的作用,有利方面是提高油层渗透性;不利方面是裂缝易引起水窜,增大开发难度。注水开发时,要充分发挥有利因素,避免不利因素的影响,提高开发效果。     

红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

红河油田长6特低渗油藏近年来通过注水开发减缓了产量递减,但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。分析认为,长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是自身储层物性差、渗透率低、孔喉半径小,其次是注入水与地层水不配伍、结垢,加之注水过程中黏土膨胀运移等进一步降低了储层的渗透率。为此,提出利用多元复合酸酸化技术来解决该油藏的注水井欠注问题。酸液配伍性、腐蚀速率及岩心的溶蚀速率等室内试验结果表明,多元复合酸与该油藏的注入水、地层水配伍性良好,具有腐蚀率小、黏土膨胀率低、岩心溶蚀慢的特点。8口井的现场应用结果表明,多元复合酸酸化技术能够解除注水井近井地带的污染,恢复、提高地层渗透率,达到降压增注的目的。      

低渗储层注水伤害研究

低渗透的宝浪油田是中偏强水敏储层,在进行了各种防膨措施后,注水压力仍不断上升,从25MPa上升至32MPa,依然欠注,即使频繁进行酸化、洗井等增注作业,效果也不理想。文章通过注入水水质分析和控含铁、含氧量进行的模拟地层水岩心流动驱替实验,认为注水造成储层堵塞的真正原因是注入水含铁含氧量偏高。注入水中含铁含氧,形成了Fe(OH)_2、Fe(OH)_3胶体,这类铁氧化合物,或包裹注入水中的固有颗粒,使颗粒粒径增大,形成"软颗粒",或产生新的颗粒,同注入水中的刚性颗粒相互作用,造成储层严重堵塞。即使少量的铁氧化合物,因低渗储层孔喉细小,其造成的堵塞也非常明显,在避免水敏的情况下,驱替120PV时伤害率达37.0%,而常规刚性颗粒堵塞,驱替180PV仅3.4%。所以,该低渗油藏注水开发,不但要防膨和控制注入水的颗粒粒径和颗粒浓度,尤为重要的是控制注入水的含铁、含氧量。     

涠洲油田群强水敏储层钻井完井液伤害分析及解堵技术应用

针对涠洲油田群强水敏储层投产后达不到配产要求、采液指数很低、表皮系数较大等问题,选取典型井WZ11-1N-A12Sa作研究对象,找出了储层损害原因,研制了水基乳液复合解堵液HJD-S并对其进行评价,得出该解堵液对油基泥浆滤饼有较好的分散、清洗能力,防破乳能力强,与地层流体、岩石的配伍性好,解堵液对钻完井液污染后的岩心具有较好的解除效果,渗透率恢复值大于100%。现场应用表明,解堵液能有效解除该井涠洲组的堵塞,实现日增油208m3,2012年增油量达4.52×10^4m^3。     

宝浪油田储层渗流参数特征及油层伤害机理研究

宝浪油田自1996年开始试注开采以来,到目前已初步形成规模,但由于其特殊的储集条件,开采难度非常大,油层伤害严重。通过开展对开发初期宝浪油田储层渗流参数特征的研究,更好地认识了现阶段储层的物性、微观孔隙结构、润湿性、相对渗透率、水驱油效率、储层敏感性、油气水性质等特征,并对油层潜在损害的地质因素进行综合分析。建议新井投注开发前进行近井地带的粘土稳定剂预处理,预防粘土矿物膨胀及微粒运移,注水速度小于4.5m/d;入井流体矿化度应控制在13250～40410mg/L;钻井时应利用屏蔽暂堵技术;在开发中后期宜进行调剖不宜进行聚合物驱。     

低渗油藏注水井化学解堵增注技术

分析了新疆油田公司中、低渗油藏注水井的堵塞机理及解决的方法,通过室内试验和研究,找出了适合中、低渗油藏使用的缓速酸酸液配方,并研制了无污染的层内转向剂,使得在进行化学增注时不同渗透性的目的层均能得到解堵增注的效果。通过两年来在新疆油田公司采油三厂和宝浪油田的使用,达到预期效果。     

核磁共振技术定量表征致密砂岩气储层孔隙结构——以临清坳陷东部石炭系—二叠系致密砂岩储层为例

核磁共振技术能够实现岩石微米—纳米级孔隙高精度、快速、无损测量,为致密砂岩孔隙结构定量表征提供新的手段。基于压汞数据刻度核磁共振T_2谱的方法,针对致密砂岩压汞进汞饱和度不足100%而造成的测不准问题,提出采取压汞曲线和T_2谱从右边界的最大孔隙向左侧小孔隙累加,选定右累加曲线中压汞测量的孔喉半径范围作为核磁共振孔喉半径的可对比区间,利用纵向插值法和最小二乘法构建T_2谱转换的孔喉半径分布曲线。选择临清坳陷东部石炭系—二叠系致密砂岩气储层为研究对象,利用改进方法获得核磁共振T_2谱和孔喉半径转换系数及孔喉半径分布,定量研究了储层孔隙结构特征,并结合岩石薄片、扫描电镜观察,探讨了致密砂岩孔隙结构差异成因及储层有效性。结果表明,利用改进方法得到的核磁共振孔喉半径曲线与压汞曲线吻合度高,显著提高了致密砂岩核磁共振测试的准确度。研究区石炭系—二叠系致密砂岩孔喉半径主要分布于0.002~2μm,总体为亚微米—纳米级孔隙,但不同类型砂岩孔喉半径分布具有明显差异:岩屑石英砂岩富硅质、贫塑性岩屑和杂基,总体以亚微米级孔喉为主,含微米级孔喉;岩屑长石砂岩和长石岩屑(富石英)砂岩石英含量高、塑性岩屑和杂基含量较低,为亚微米—纳米级孔喉(纳米级占优);而长石岩屑(富岩屑)砂岩和岩屑砂岩贫石英、富塑性岩屑和杂基,主要是小于0.05μm的纳米级孔喉。微观岩石学组分是控制孔隙结构差异和储层有效性的关键因素,储层质量宏观上可能受控于沉积微相,粗粒和细粒的点砂坝/河床滞留微相岩屑石英砂岩是最有利储层,细粒的点砂坝微相岩屑长石砂岩、分流河道和障壁砂坝长石岩屑(富石英)砂岩是较有利储层,而潮坪相长石岩屑(富岩屑)砂岩、岩屑砂岩均是孔、渗性极差的无效储层。     

陆相湖盆致密砂岩油气储层储集性能表征与成储机制——以松辽盆地南部下白垩统泉头组四段为例

在致密砂岩油气储层相关研究成果的基础上,结合对松辽盆地南部下白垩统泉头组四段致密砂岩油气储层的研究,认为储集空间类型与特征、孔喉大小与分布、孔喉连通性及不同尺度孔喉物性贡献等是致密砂岩油气储层储集性能表征的核心内容。将铸体薄片观察、扫描电镜分析及微米CT扫描等手段相结合实现了储层储集空间与孔喉结构类型、形貌、分布及连通性等的定性表征;恒速压汞与高压压汞的有机结合实现了致密砂岩储层孔喉大小、分布、连通性及不同尺度孔喉物性贡献等特征的定量表征。致密砂岩油气成储机制研究主要涉及储层成岩演化与致密化机理、致密砂岩油气藏成因类型及致密砂岩油气充注与聚集等方面的内容。以成岩演化为约束,恢复地质历史时期储层物性演化过程,结合关键成岩作用对储层物性的贡献量,明确储层致密化时间与决定因素,是砂岩储层致密化机理研究的重点;以此为基础,将油气充注史与致密化史相结合,可以确定致密砂岩油气藏成因类型。对于"先致密,后成藏"型致密砂岩油气藏,孔喉结构及其配置关系控制油气能否进入致密砂岩储层,而储层润湿性的改变则影响油气在其中如何聚集。     

宝中低孔低渗气顶油藏油环带先导试验区开发效果分析

宝浪油田宝中区块为长条型背斜构造气顶油藏,其背斜高部为凝析气,中部发育油环,油环面积5.9km2,储量约535×104t。为了搞好油环带的开发,在构造中部油环带上部署了三个先导试验井组进行开发试验。结果表明:油水井在不进行措施改造的情况下,日产油、日注水分别只有6.5t和9m3,酸化后,油井平均日增油可达3.0t,水井日注量可提高两倍以上,采油速度达1.24％。在注采井距为250m的情况下,油井见效时间为6个月。