水力射流复合解堵技术的研究与应用

针对安塞特低渗油田油层堵塞原因,研发了水力射流复合解堵技术,这种技术先使用酸液对地层进行解堵,再使用高压水力射流对地层进行二次处理,同时将物理、化学作用结合起来,提高了措施作用的深度和效果,在安塞油田取得了较好的应用效果,是一种处理油水井污染堵塞的高效增产增注技术。     

CO2增能压裂工艺技术研究与应用

针对压裂施工后压裂液返排率低、排液周期长、对地层污染严重这一问题,研究了压裂液滞留时间对岩心渗透率的影响。室内研究表明:压裂液滞留的时间越长,对岩心的伤害就越大。应用CO2前置段塞增能技术在现场进行了6井次压裂施工,平均关井反应时间约2h,排液周期为10.8d,排液时间缩短了近10d;排液效率为90.5%,提高了39%;压后平均日增产原油38.608m3,天然气18335m3,取得了较好的压裂效果。     

长庆上古生界气层CO2增能压裂工艺

长庆上古气藏物性差,压力系数低,水锁伤害大,采用常规水力压裂,入井液返排困难,气井产量低。在储层改造地质研究的基础上,通过对CO2泡沫压裂技术进行室内攻关,引进开发了CO2泡沫压裂酸性交联技术,优化了CO2泡沫方案设计及现场施工工艺,配套了CO2增能压裂工艺技术。经过现场应用,充分说明了CO2增能压裂是一项行之有效的工艺技术,对于提高单井产量和长庆气田整体开发水平都是有益的。     

多组分复合解堵降压增注技术在安塞油田的应用

针对造成安塞低渗透油田储层堵塞的原因,提出了多组分复合解堵降压增注技术,通过室内实验模拟了本技术在安塞低渗透油田的适应性。酸质解堵处理剂对低渗储层岩心改善效果显著,氧化剂起到了降低腐蚀速率和保护钢材的作用。在安塞油田现场的试验表明,油井产液、产油上升较快,含水平稳,增油效果明显;注水井的注水量在能达到配注要求的同时,注水压力下降明显,降压增注效果较好。     

CO2增能压裂在低渗透储层的应用

为了增加储层压裂改造效果,采用CO₂前置增能压裂施工工艺,CO₂前置段塞可以有效补充地层能量,降低储层损害并增加返排效率。从现场试验可以看出,返排率均达到88%以上,原油增产最高达到68 t,投入产出比在1:2.5以上,可以有效提高储层改造效率,取得良好的经济效益。     

CO2单井吞吐技术的增油机理及应用

CO2单井吞吐工艺是一种提高油气采收率的有效方法,其主要技术原理为:在地层温度条件下CO2能快速溶于原油中,从而改变原油的物性,大幅度降低原油粘度,增加溶解气驱的能量,进而达到油井增产的目的。介绍了CO2单井吞吐工艺增油机理、选井条件和部分油井实施本工艺的实际效果。现场应用实践证明,该技术具有明显的增油效果,具有很好的推广应用价值。     

CO2混相驱技术在高89-1块特低渗透油藏开发中的应用

针对高89-1块存在的如下情况,例如油层呈砂泥岩薄互层状、低孔特低渗透、自然产能低,高压异常、注水开发难度大、驱油效率低、对水质要求高,提出了CO2混相驱。根据细管试验得到高89-1块混相压力28.9MPa,远低于原始地层压力,易于形成混相;根据长岩心试验得到CO2混相驱驱油效率可以达到80%以上。采用CMG软件进行了数值模拟。现场注入液态CO2,根据现场实施效果分析,液态CO2比水易于注入,吸气指数是吸水指数的2倍,油井见效效果好。     

CO2泡沫压裂液的研究及现场应用

在水力压裂过程中，由于向地层中注入大量的压裂液，对地层造成了一定程度的伤害，特别是低渗透油藏压裂液对地层的伤害更加严重，从而影响了增油效果。由于CO2泡沫压裂液具有滤失量低、返排能力强、与地层流体配伍性良好等优点，采用CO2泡沫压裂技术，可减小压裂液对地层的伤害。经过对CO2泡沫压裂液的各种添加剂进行优选与评价，确定了适合低渗油藏使用的CO2泡沫压裂液体系，并对其综合性能进行了评价。结果表明，CO2泡沫压裂液体系具有泡沫质量高、稳定性好、半衰期长、粘弹性大的特点，并有良好的耐温耐剪切性能和流变性能，破胶彻底，界面张力低，对储层伤害小，可以满足低渗、低压油气藏压裂施工的需要。CO2泡沫压裂液在吉林油田和大庆油田的低渗透油碱中进行应用．取得了良好的效果。     

自生CO2解堵增注技术在张店油田的应用

针对张店油田属高凝油油藏,原油具有高含蜡、高凝固点的特点,利用自生COz解堵增注具有的酸化解堵、热解堵、CO2气体作用等多种增注性能,能够解除各种油层污染堵塞,现场应用取得了较好的增注效果,证明自生CO2解堵增注技术能在地层条件下产生的大量高温高压CO2气体,可以提高高凝油油藏残余油的流动能力,降低注水压力,是值得在高凝油藏解堵增注中进一步推广应用的技术。     

DLA型解堵剂在曙光油田大凌河油层的应用

辽河曙光采油厂曙二区大凌河油藏在开采过程中，原油中的重质组分（胶质、沥青质、石蜡）和地层水中易结垢物质在近井地带沉积，造成油井频繁堵塞。为此研制了解堵剂DLA，它是表面活性剂、无机和有机酸、分散剂、络合剂、缓蚀剂及其他助剂的水溶液，注入地层后可以剥离岩石表面的有机沉积物，溶蚀碳酸盐岩和无机沉积物，吸附在岩石上的某些组分缓慢释放，起阻垢作用。在大凌河油藏的15口油井用DLA进行了22井次解堵作业，全部成功，解堵作业后油井产油量和产液量增加，经济效益良好。通过一个典型井例，简介了DLA解堵作业及其效果。     

SUN生物酶解堵剂及其在胜利海上油田的应用

SUN生物酶解堵剂含有蛋白质复合酶Noyees,生物活性物Bio-P和Bio-A,异化菌,天然生物提取物等,溶于水。3%SUN水溶液可使被掺砂原油污染的岩心恢复80%~98%的渗透率。简介了SUN的解堵和增产机理。SUN可用于油田多种措施和作业:油井(包括稠油井)解堵;洗井;清防蜡;稠油井化学吞吐;三次采油井解堵;酸化、防砂工艺前置液;注水井解堵增注等。介绍了解堵施工井选择,施工工艺,在处理半径1m、SUN溶液浓度5%~8%条件下对胜利海上油田8口油井实施解堵,效果良好,有效期超过180d。详细介绍了其中1口井的施工及效果。图1表1参1。     

深井高温解堵技术研究及现场应用

中原文东油田砂岩油藏渗透率低(6.03×10-3～131×10-3μm2),地层水矿化度高(2.75×105～3.47×105mg/L),温度高(130～149℃),井深(3100～3800m)。为了解除油水井的堵塞,开发了缓速酸液YH 01并在现场试用成功。YH 01酸液的主剂由5%～15%一元和二元弱有机酸、3%～5%氢氟酸、增稠剂、表面活性剂等组成,在120℃和150℃时与油藏岩心的反应可持续3h。研制了由咪唑啉季铵盐、含氮杂环季铵盐和炔醇组成的特种缓蚀剂,可使酸液主剂的腐蚀速率降至要求值,120℃时加量2%,腐蚀速率18.76g/m2·h,150℃时加量2.5%,腐蚀速率37.41g/m2·h。缓速酸液YH 01由主剂、缓蚀剂、互溶剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂等组成,配方经优化,可有效解除钙质、硅质、铁质、蜡质、沥青质及细菌腐蚀产物等堵塞物造成的堵塞。在岩心流动实验中,注入10PVYH 01并在150℃保持不同时间,水相渗透率逐渐增大,保持180min时渗透率增加至原值的3倍。对14口油井和12口注水井试用YH 01进行酸化解堵,在施工和生产上都获得成功。以一口井为例介绍了施工情况和效果。表4参1。     

有机氟硼酸在王家岗敏感性地层的应用

根据3口井岩心矿物组成及碳酸盐含量数据,认为王家岗沙四段砂岩储层土酸和低伤害酸酸化效果差的原因,是储层碳酸盐、泥质含量高,酸岩反应速度快,反应产物产生一次及二次沉淀,乏酸液反排困难,在这类地层可采用有机氟硼酸体系。根据3口井储层岩心溶蚀率及酸化淤渣率数据,得到了各适用于某一口井的3个混合酸:4%/4%、6%/4%、4%/12%的醋酸/氟硼酸。筛选了酸液缓蚀剂KX1 7,N80钢片在加入1%KX1 7和5%NH4Cl的醋酸/氟硼酸液中80℃腐蚀速率为0.45～2.5g/m2·h。注入由3个混合酸配成的酸液使对应岩心的渗透率分别增大25%、76%、52%。在3口油井用该有机氟硼酸液酸化解堵,均获得了成功。较详细地介绍了在一口新投产不出油的井用醋酸/氟硼酸酸化液酸化,用液态CO2助排的施工情况和施工后产油情况。图3表5参3。     

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。     

双河油田注入水适应性及注水井酸化解堵研究

考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素;膨胀性黏土，悬浮固体颗粒。细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉，在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14．5％、11．1％及0．02％；注入100PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7％和4％、9％和7％。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降，粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大，则渗透率越低。在粒径2．1μm或颗粒浓度3mg／L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降，含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小，注入含菌50个／L的水100PV使岩心渗透率下降7％。岩心对注水合油量敏感，注入含油量20mg／L的水50PV使岩心渗透率下降20％。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心，其次是双河北岩心．江河岩心较轻，注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少．说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞，研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液，与南阳油田使用的低伤害酸液一起，用于1口注水井的解堵，效果良好。图7表4参5。     

含多功能添加剂TS-2的酸化液与自生气热剂结合用于百色油田低产能井解堵

常规酸化液用于百色低产油井解堵的效果不佳。研制了一种多功能添加剂TS 2。考察了加入TS 2的8%盐酸 3%醋酸 0.3%柠檬酸酸化液KS 1和1.5%氢氟酸 8%盐酸 3%醋酸 0.3%柠檬酸酸化液KS 2的性能:洗油泥能力强,可防铁离子二次沉淀,悬浮细小固体颗粒性能好,表面活性好(表面张力为31.4和31.0mN/m),与采出水完全混溶,能促进原油充分破乳脱水。加入0.3%缓蚀剂CT1 3使KS 1和KS 2在70℃时的腐蚀速率降至1.125和1.415g/m2·h。在模拟油井条件下,岩心被污水污染后渗透率由28.46×10-3μm2降至7.28×10-3μm2,酸洗、注入前置酸KS 1、酸化处理液KS 2后恢复至18.59×10-3μm2。研制了含催化剂TS 2C和助效剂TS 2D的NaNO2 NH4NO3生气热剂,以促进乏酸残液返排。在两口低产井上进行了解堵试验,注入生气热剂—KS 1 KS 2—生气热剂段塞,均获得了增产效果。表5参3。     

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。     

文东油田气举井不动管柱酸化解堵剂QJ-99的性能与应用

QJ－99是针对中原文东油田气举井不动管柱酸化，解除油井近井地带组成复杂的混合污染物堵塞而开发的，。其组成如下：前置酸（HCl H3PO4 缓蚀剂＋多功能添加剂＋水）；主体酸（HCl NHO3(固）＋HF＋缓蚀剂＋多功能添加剂＋水），后置液（稳定剂＋发泡剂＋水），室内性能评价表明：酸化解堵剂与天然岩心之间的反应，80℃下在2h内可大体完成，由于加入了一种含氟表面活性剂，该剂各组成部分的表面张力（－22mN/m)，和界面张力（0．5mN/m)均很低；前置酸和主体酸以及乏酸在60－140℃下的腐蚀性低，可以满足施工工艺要求，前置酸和主体酸与原油混合时，破乳迅速而完全，不生成酸渣，在7块天然岩心上用Q－99进行了岩心流动实验，实验岩心的渗透率增加到原值的2．8－6．6倍，现场QJ－99酸化解堵作业共完成66井次，处理半径1－1．5m，施工成功率100％，有效率90％。     

多脉冲高能气体压裂-热化学解堵综合增产技术

报道了题示油井增产技术的原理、所用化学剂性能、现场施工工艺及效果。该技术将多脉冲高能气体压裂(HEGF)和热化学技术(TCT)融合为一体。固体推进剂放置于射孔段,TCT药剂注入地层并充满射孔段,点火后产生的高温高压氯化氢气体在地层造缝,低频高压水振荡波清洗近井地带和射孔,氯化氢溶于TCT药剂引发药剂反应生热、发气(主要为氮气),清洗有机无机堵塞物。所用固体推进剂型号为P-1,其产氯化氢量高达0.3 g/g。TCT药剂含降粘剂,有适用于10~50℃到10~80℃井温、生热发气量递增的5个型号即H-1~H-5。辽河稠油与H-1作用后,25~55℃粘度降低96%以上。P-1 H-1体系点火后的压力发展曲线反映氯化氢产生、溶解及氮气产生过程。辽河曙光油田8口深部有机物堵塞井、2口钻井液污染井、1口注水井改采油井实施HEGE/TCT综合处理,除1口井固体推进剂用量不足、施工无效外,其余10口井的产液量和产油量均大幅度上升,有效期至少超过45天。图1表4参3。