优化二类油层聚驱注采关系的做法及认识

针对北二西二类油层聚驱方案编制过程中遇到的二类油层聚驱与三次加密水驱注采关系优化问题．通过明确分单元驱替方式，进行水聚区域的划分，研究得出相带接触方式和两驱注采关系优化的8种模式、6种调整方法，总结出优化两驱注采关系的射孔原则，使断层发育的北二西二类油层聚驱控制程度达到了81．7％，为提高二类油层聚驱效果提供了保证。     

大庆油田注聚井解堵增注技术

大庆油田聚合物驱三次采油过程中，随着聚合物注入体积的增加，注聚井堵塞问题日益突出。主要表现是：注入压力高、达不到配注、间歇注入等，严重影响聚驱效果。注聚井解堵增注技术分析了聚驱注入井注入压力上升的主要原因及注聚井堵塞规律，并根据注聚井近井地带堵塞物的成分分析，研制出新型注聚井解堵剂配方；为减少注聚井解堵后因聚合物的再吸附而重新堵塞，研究了注聚井油层保护技术，形成了既能防止聚合物在油层孔隙表面的再吸附，又能通过竞争吸附将吸附在油层孔隙表面的聚合物驱替掉的油层保护剂配方。该技术现场试验22口井，从解堵施工到油层保护等方面技术完善配套，现场试验取得了明显的效果。     

二类油层注聚对象的确定与层系间隔层处理方法

通过对北一二排二类油层注聚对象、水驱对象的细化研究,如严格按厚度、渗透率标准界定,注聚井网水驱控制程度将下降26％,而且单、双向连通比例明显增加,多向连通比例下降,对聚、水驱开发均造成较大影响。为此在实施时,需要根据具体情况,采取个性化设计,才能使聚水两驱在开采对象上实现有机结合。另外,在层系间隔层处理方面,针对隔层位置出现的不同类型厚油层,提出了“舍薄层、保厚层,求平衡、增储量”的做法,可以有效减少隔层位置的储量损失。     

优化二类油层聚驱注采关系的做法及认识

针对北二西二类油层聚驱方案编制过程中遇到的二类油层聚驱与三次加密水驱注采关系优化问题,通过明确分单元驱替方式,进行水聚区域的划分,研究得出相带接触方式和两驱注采关系优化的8种模式、6种调整方法,总结出优化两驱注采关系的射孔原则,使断层发育的北二西二类油层聚驱控制程度达到了81.7%,为提高二类油层聚驱效果提供了保证.     

BYJ系列多功能油层保护剂应用研究

新开发的改性聚合醇类多功能无荧光系列油层保护剂BYJ－1～-5(品种判别在于改性聚合醇的浊点不同），兼具保护油层、防塌、润滑作用，不起泡，无增稠性，在环境条件下易降解。考虑到深井油层保护的需要，论述了钻井完井液处理剂的荧光问题，简介了荧光发射原理，讨论了影响荧光发射的因素，包括处理剂分子结构和生荧团之间的相互作用及各种环境因素。发表了多外机构用两种方法测定的BUJ－1～-5的荧光级别，指出紫外灯目测法测定的级别误差大，且不能分辨原油和处理剂的荧光；使用专门仪器的定量荧光分析法给出BJY－1～-5的荧光级别均小于5级，其中BYJ－1，BYJ－2和BYJ－3完全无荧光。详细考察了BYJ－2在室内配制和由某井井浆转化的钻井液和现场钻井液中的性能，作了岩心污染和煤油反排解堵及页岩滚动回收测试（105℃，16h），结果表明该产品润滑防卡性能好、抑制防塌能力强，保护油气层效果显著。简介了冀东柳赞地区某井成功使用BYJ－2配制的牛井液钻井的结果。     

注聚井节点系统分析方法及其应用

根据渗流力学理论、非牛顿流体力学理论、采油工艺原理和节点系统分析方法，对注聚井生产系统中流体运动规律作了较为全面的论述、分析和推导，运用Visual Basic5.0语言,编制了注聚井生产系统节点分析软件；并对大庆油田采油三厂和六厂15口注聚井生产数据进行验证和分析，拟合的井底压力和注入量相对误差在10%以内的井占12口，平均相对误差分别为4.79%和9.81%，计算值与实测值吻合很好，满足生产分析需要，这表明文中推导的模型理论上是正确的。同时对这些井进行了敏感参数（包括油层静压、配注站压力、管线规格、注聚浓度、油层有效厚度及渗透率等）分析，给出了提高注入量的途径。     

中二中馆3-4单元注聚试验井组注采调整方法探讨

1聚合物段塞注入状况孤岛油田中二中馆3-4注聚区现场采用二段塞的注入方式,第一段塞于1998年6月结束,1998年7月1日转第二段塞,至2000年11月1日转后续水驱累计注入聚合物溶液15951×104m3,累计注入干粉33059t,占孔隙体积的036PV,共注入聚合物溶液670PV×mg/L。2注聚区开发过程中     

SLP油层解堵剂的研究与应用

SLP油层解堵剂包括SLP-1和SLP-2两种药剂。本文对SLP-1和SLP-2的性能进行了评定,提出了SLP油层解堵剂的施工配方与施工工序,介绍了SLP的解堵机理与现场应用情况。SLP油层解堵剂可解除油层中BaSO_4、SrSO_4等酸难溶盐及高分子量有机物质的堵塞。     

整体调剖技术在125m井距一类油层区块的应用

聚合物驱后期由于注入液沿高渗透大孔道突进,导致注入压力较低,采油井含水率上升速度加快。为改善萨中开发区125 m井距一类油层区块聚驱开发效果,根据X区块油层的发育特点及不同调剖剂的性能特点,开展了整体调剖试验。结果表明,应用整体调剖技术后,区块注入压力上升1.9 MPa,含水率月上升速度减缓0.4百分点。整体调剖技术在聚驱后期区块开发中起到了一定作用。     

注聚井用SC-3型双季铵盐基复合防堵剂

大庆聚合物驱油田出现了注聚压力上升甚至注入困难问题。其原因是聚合物在地层孔隙中吸附滞留和沉淀及吸附油膜导致聚合物堵塞。采用井距150m的一注一采井组模型，在水驱至含水90％时注入1000mg／L的聚合物，用数值模拟方法计算出，沿程压力在0～40m区间出现上升快、峰尖锐、拖尾明显的高峰。而现用强氧化荆／复合酸／转向剂型解堵剂的作用半径仅有3m。为此研制了由能形成分子沉积膜的有机双季铵盐（5g／L）、有洗油作用的表面活性剂和高价阳离子螫合剂（各0．5g／L）组成的复合解堵剂SG-3。讨论了SC-3中各组分的作用。经SC-3处理的人造岩心（K=0．5μm^2）。在连续注入800mg／L的聚合物时，注入压力上升较慢且稳定值较低（0．55MPa，空白岩心为0．70MPa）。杏四区西部聚驱区块新投产的5口注入井．于10月8～10日注入800mg／L的SC3．平均单井注入300m^3，投入注水后的防堵井和4口对比井注入压力持续下降，防堵井下降更快，2005年3月底均下降4．1MPa，此后开始注聚，注入压力均迅速上升，5月底对比井注入压力升至11．0MPa，防堵井只升至9．7MPa。图3表1参3。     

大庆外围油田油水井清防垢技术

针对大庆外围低渗油田油水井结垢严重的状况,开发了油水井清防垢技术。注水井清垢解堵剂是侧重解无机垢堵塞的多功能综合解堵酸液,对碳酸盐垢的溶解率达98.57%,对储层岩心的溶蚀率为13.85%,在外围各油田160口井应用,成功率96%,有效期1年以上,单井平均日增注44 m3,注水压力平均降低0.7 MPa。注水井防垢剂Ⅰ由有机磷酸盐、垢分散剂、铁离子络合剂等组成,加量30 mg/L时1~5天防垢率均为100%;在榆一联13口井使用,1年后平均注水压力仅上升0.8 MPa,平均视吸水指数仅下降0.06 m3/d.MPa,即3.70%;在1口加剂井1400 m(45℃)、1600 m(55℃)、1800 m(65℃)处挂片1年,测得结垢速率分别为0、0.0025、0.0062 mm/a,以3口对比井相应平均值为基准,防垢率分别为100%、97.15%、94.21%。油井清防垢剂ES为含有无机、有机溶剂、渗透剂、螯合剂、防垢剂等多种组分的油包水型乳状液,对油井垢的平均溶蚀率>90%,加量10~50 mg/L时对碳酸钙、镁垢的防垢率均大于HEDP;通过油套环空加入37口结垢井,加量200 kg,加药周期1个月,使检泵周期延长至1年以上。表6。     

孤岛中一区注聚井二氧化氯解堵技术

胜利孤岛油田中一区一部分注聚井地层堵塞严重,常规酸化解堵效果不好,为此开发了二氧化氯解堵技术。室内实验结果表明:1%CMC和0 5%HPAM溶液与等体积0 4%ClO2溶液的混合液在60℃放置3小时后,粘度较空白混合液下降95%和87%;HPAM/Cr3 强凝胶在0 4%ClO2溶液中于80℃放置12h后解体,产生少量絮状沉淀;ClO2在加量30～200mg/L时在30～90min内基本上杀灭全部SRB菌(初始菌数2 5×104～≥1 1×108个/mL),在加量5～100mg/L时在5～60min内基本上杀灭全部TGB菌(初始菌数≥1 1×107个/mL);0 2%～0 8%ClO2溶液对FeS的溶蚀率为16 8%～23 1%,远高于15%盐酸液的5 3%;常温下ClO2对N80钢的腐蚀率符合现场施工要求。在4口注聚后恢复注水的井实施0 4%ClO2解堵,使平均注水压力由13 3MPa降至10 1MPa,注水量达到配注量,有效期79～325天,平均192天;10口对应采油井原油增产,其中7口油井增产显著,有效期107～301天,平均178 4天。表5参2。     

阳离子聚合物NCP用于注聚区块封窜和调剖

胜利孤岛油田注聚区块一些生产井过早见聚，产出水中聚合物浓度高达800－1000mg/L。基于阳离子与阴离子聚合物在溶液中生成凝胶状沉淀物的特性，选择阳离子聚合物NCP（一种阳离子改性淀粉），建议将NCP溶液注入生产井或注入井，使NCP与滞留于地层中的驱油剂HPAM反应，实施封窜或调剖。填砂岩心实验结果表明，用1000mg/L HPAM溶液驱油后注入15－30g/L NCP溶液1．0PV，在70℃放置24h后对油相的堵塞率＞96％，突破压力2．6－3．3MPa/m；注入20g/L NCP溶液造成堵塞的岩心，连续注入50PV含800mg/L HPAM的地层水，水相渗透率持续下降。不同浓度HPAM溶液中加入不同浓度NCP溶液时生成的沉淀物量，随NCP加入量的增大而增大。在岩心调剖实验中，岩心的水相堵塞率随NCP溶液浓度的的增大而增大，NCP可用于注聚区块注聚井不同时期的调剖。将NCP溶液用于孤岛注聚区块5口生产井封堵聚窜，3口井效果良好，日产液、日产油增加，含水及含聚减小。     

缩膨剂HDS-01及其缩膨降压增注技术

研制了一种不仅能防止粘土水化膨胀 ,还能使已水化膨胀粘土颗粒体积收缩的阳离子聚合物即缩膨剂HDS 0 1,用于中原卫城、马寨油田水敏储层注水井的减压增注处理。介绍了该剂的缩膨机理。以现用防膨剂SSN 13(一种聚季铵盐 )为对比剂 ,考察了HDS 0 1的应用性能 :HDS 0 1和SSN 13的缩膨率分别为 81.5 %～ 86 .2 %和 17.2 %～ 18.5 % ;防膨率分别为 84 .5 %～ 86 .2 %和 81.5 %～ 83.2 % ;储层水敏岩心在HDS 0 1和SSN 13溶液中的失重率分别为 <7%和 >6 0 % ;充填砂柱经HDS 0 1和SSN 13溶液处理后 ,冲刷出的微粒量分别为空白实验值的 1.2 5 %～ 2 .6 0 %和 96 .4 %～ 12 1.9% ,最终渗透率分别为初始值的 98.6 %～ 118%和 12 %～ 5 2 % ;常规酸化后岩心注水压力迅速回升到原值 ,缩膨处理后则稳定下降 ,长时间内回升趋势很小。现场使用的HDS 0 1溶液浓度 5 %～ 15 % ,处理半径 1.5～ 2 .0m。介绍了在 38口注水井进行HDS 0 1缩膨处理的结果 :注水压力下降 ,注水量上升 ,有效期超过 132天 ,许多对应油井增产。图 4表 3。     

三元复合驱采油井结垢物质组成分析研究

使用X射线衍射、扫描电镜、电子能谱、电子探针、化学分析等方法,分析研究了大庆油田三元复合驱试驱区2口采油井中垢的矿物组成和化学组成。垢样中所含的化学元素有硅、铝、钙、铁、钠、钡;化合物有SiO2(67.7%～71.4%)、Al2O3(3.49%～5.56%)、CaO(6.22%～9.04%)、Fe2O3(～2.45%)、BaO(2.0%～12.0%,一口井垢样),这些氧化物合计占垢样总质量的～80%。垢样中有吸附水存在。垢样的主要矿物成分为非晶质二氧化硅、六方球状方解石、普通方解石,次要矿物有碎屑石英、长石、粘土颗粒,还鉴定出多种微量矿物。介绍了主要矿物和前2种次要矿物的形态、成分、结构特征。结垢类型主要为非晶SiO2垢。根据一口井的数据,在三元复合驱过程中,由于发生水岩反应,油井采出水中Ca2+、Mg2+和HCO-2浓度由102mg/L增至3.0×103mg/L,Si离子浓度3消失,CO2-由465mg/L增至2366mg/L(水驱时为129mg/L),pH值由8.5升至11.27。图4表3参2。     

一类典型油藏注聚时机研究

聚合物注入时机会影响水驱后提高石油采收率效果。针对中孔、中渗、强非均质性这一类典型油藏,运用数值模拟与物理模拟实验相结合的方法,研究了注聚时机对聚合物驱油效果的影响规律。结果表明,对于中孔、中渗、强非均质性油藏,在实际矿场生产时间内,注聚时机越早,原油采收率越高。在不同的含水率阶段,注聚时机对提高原油采收率效果影响不同;在极限开采情况下,采收率随注聚时机延迟,几乎呈单调递减趋势。早期注聚可以延长无水采油期。注聚时机越早,采油速度越大。     

聚合物驱后岩心孔隙结构变化特性研究

将直径 2 .5mm ,长 6 0mm ,水测渗透率分别为 0 .4 87、1.2 7和 2 .2 7μm2 的 3块大庆砂岩油藏岩心截成等长的2段 ,其中一段用质量浓度 10 0 0mg/L、矿化度 918mg/L的聚合物溶液驱替。所用聚合物 12 75 ,M =1.8× 7,HD=2 7.4 % ,驱替温度 4 5℃。用压汞法测定了聚驱后和未聚驱的 3组共 6块岩心的多项孔隙结构参数 ,用表列出了测定结果 ,给出了渗透率 0 .4 87μm2 的 1组岩心的孔隙分布曲线和渗透率贡献分布曲线。实验结果表明聚驱后①岩心水测渗透率有较大幅度下降 ,孔隙度略有下降 ;②岩心最大孔隙半径不变 ,孔隙半径均值和中值下降 ;③岩心孔隙分布的峰位和峰值均下降 ,渗透率贡献分布的峰位不变而峰值下降 ;④岩心各项孔隙结构参数中 ,分选系数、歪度、峰态、孔喉半径均值、结构特征系数、均质系数有不同程度下降 ,而结构系数和相对分选系数则升高。给出了各孔隙结构参数的定义     

注水井酸化解堵用的水溶酸不溶暂堵剂CY-4

大庆油田二、三次加密井层间渗透率差异较大 ,在这类注水井进行酸化解堵时需暂时堵住高渗透层 ,将酸液导向低渗透层。研制了一种水溶而酸不溶的暂堵剂CY 4 ,其组成为 :主剂聚合物 ,有效成分 95 % ,细度 2 0 0目 ;增强剂QZ ,加量 2 4 % ;溶解速率调节剂LHN ,加量 2 %～ 3%。暂堵剂CY 4为浅黄色颗粒 ,粒径 2～ 4mm ,密度 0 .9～ 1.1g/cm3 ,抗压强度 2 0MPa ,2 4小时水溶率 >98% ,酸溶率 <1%。暂堵剂CY 4由酸液携带进入井筒 ,自然选择进入高渗透层炮眼 ,形成暂时堵塞 ,酸化后恢复注水时堵塞物可被溶去。在大庆杏树岗油田 11口加密注水井酸化时应用暂堵剂CY 4 ,使注水压力下降 ,注水量增大 ,吸水层数、厚度增加 ,低渗透目的层吸水比例由 18%上升到6 4 %。图 2表 3参 1。     

大庆中低渗油层聚合物驱可行性室内实验研究

对可用于大庆油田中低渗油藏聚合物驱的聚合物HPAM的适宜分子量进行了研究。取聚合物溶液粘度为12mPa.s(45℃,7.34s-1),由粘浓曲线求得分子量为2.4×106、5.0××106、8.0×106及1.0×107的聚合物溶液浓度应分别为1000、800、6004、00mg/L。指出油藏孔隙半径中值大于聚合物分子线团回旋半径的5倍时,聚合物不会堵塞该油藏。在水相渗透率为9.87×10-3~22.0×10-3μm2的18支储层岩心上,用不同分子量、不同浓度的聚合物溶液测定阻力系数和残余阻力系数,根据注聚合物时和后续注水时注入压差的变化和残余阻力系数值,判断聚合物是否堵塞岩心,确定上述不同分子量聚合物分别适用于水相渗透率为0.01、0.03、0.10、0.20μm2的油藏。在渗透率为0.130~0.214μm2的岩心上,用粘度~12mPa.s的聚合物溶液驱油,注入量~1PV,分子量1.0×107的聚合物对岩心造成堵塞,其余分子量的聚合物提高采收率的幅度,由分子量2.4×106时的6.5%提高到分子量8.0×106时的7.6%。结合试验区先期注入井的结果,分子量8.0×106的聚合物可用于大庆油田大多数中低渗油藏,分子量超过8.0×106时有一部分油藏会发生堵塞。数值模拟表明,在分子量6.5×106、聚合物用量420(mg/L).PV、注入流量0.15PV/a条件下,聚合物溶液浓度由400mg/L增至1200mg/L时,采收率增值仅由6.75%增至7.25%。图1表4参3。