次生大孔道地层精细调堵可视化模拟研究

长时间高强度注水开发导致疏松砂岩油藏形成次生大孔道,注入水无效循环,严重影响原油采收率。为此,研究了不同条件下堵剂的封堵规律,开展了精细调堵可视化模拟实验研究。研究结果表明:理论上,等剂量堵剂封堵深度越大波及系数越高,应致力于研发低成本深部调驱体系;剩余油分布对调堵作业效果具有重要影响,若剩余油集中在油井附近,则应进行深部堵水;而剩余油富集在水井附近,则应适当进行近井调剖;堵剂投放量存在一个经济限度,实验条件下封堵段塞长度为井距的10%左右时,封堵时效果最佳,且二次调堵效果优于一次调堵;对于弯曲大孔道地层,应尽可能在弯曲后段的远井地带进行封堵,以充分发挥大孔道高导流能力和井口附近高压力降的协同作用机理。     

纵向非均质储层凝胶调剖剩余油分布特征实验研究

设计、制作了带有饱和度场监测的含电极两层纵向非均质平板岩心模型,通过电阻率法实现对非均质模型中剩余油分布定量描述,通过模拟正韵律厚油层水驱、聚合物驱、凝胶调剖实验,测试调剖前后剩余油分布,得出不同注入方案、不同驱替阶段下模型内调剖驱替效果及剩余油分布特征。实验结果表明,渗透率级差越大,低渗透层内剩余油越富集,调剖后波及程度提高幅度越大,高渗透层水流优势通道越明显,波及程度越大、洗油效果越好;不同注水量对低渗透层的波及效果没有明显改善,不同方案开发效果基本一致;聚合物注入量越小,调剖时机越早,提高采收率幅度越大;调剖剂用量越大,对高渗透层的封堵半径越大,低渗透层的波及体积大幅度提高,剩余油动用程度越高,油水前缘向生产井推进越远。     

大庆长垣油田含油污泥深度调堵技术

含油污泥调堵技术是将废弃的含油污泥配制成调堵剂,对大孔道井进行调堵,既可达到废物利用,又可对大孔道井进行治理.在室内实验研究基础上,对大庆油田23口大孔道井进行了含油污泥调堵试验,完成了设计注入量,并对调堵剂的配方、配制技术、注入量及注入工艺等进行了一系列的现场实践检验.结果表明,含油污泥深度调堵技术不仅改善了大孔道吸水剖面,而且为解决油田废弃油泥污染环境问题提供了新的方向.     

油层大孔道调堵技术的发展及其展望

在注水开发过程中，注入水对储层孔隙、骨架颗粒、胶结物和油藏流体的作用等因素的影响，易在储层中形成大孔道。储层大孔道对油藏注采工艺有着重要的影响油层大孔道所具有的特殊性，即具有渗透率高、孔喉半径大等特点，要求堵剂具有相当的强度、适宜的固化时间、价格经济，为减少对中、低渗透层的污染还要求堵剂有合适的粒径。因此需要研制针对性强的大孔道封堵技术。自20世纪90年代以来，我国油田进入了高含水、特高含水期，封堵大孔道和低成本、高效的调剖剂的研究和应用在各大专院校和胜利、大庆、大港等油田有了很大的进展，现已形成了以颗粒类调堵剂、聚合物凝胶堵剂、颗粒类与聚合物凝胶复合堵剂为主的大孔道调剖堵水技术。文中调研了大量国内外资料，对油层大孔道调堵技术进行了回顾，对其发展前景作了展望。     

注水开发油田二次孔道的最佳封堵用量和最佳封堵工艺研究

采用平板模型的流动试验方法,研究了二次孔道封堵的最佳用量和最佳工艺。从最佳封堵用量研究得出:堵剂用量越大,高渗带封堵得越彻底,因此波及系数越大,原油采收率越高。考虑到经济效益,最适宜的堵剂用量为高渗带孔隙体积的15%。从最佳封堵工艺研究得到分多次注入堵剂比一次注入同量堵剂提高原油采收率的效果好,其规律说明分多次注入堵剂对液流方向的改变比一次注入效果更明显,使波及系数有更大的提高,从而更大程度地提高了原油采收率。     

胡状集油田胡十二块以调剖堵水为中心的综合治理研究

分析了胡十二断块的油藏动、静态资料；运用数位模拟法搞清了油层剩余油分布状况；通过示踪剂试验证明区块中存在大孔道；并进行了粘土试注试验，选择了合理的堵剂。在以上基础上确定了该油田以调剖堵水为中心的综合治理原则，制定了优化堵水方案。经现场封堵大孔道工艺措施的实施，不仅改变了水流方向，改善了吸水剖面，增加了水驱动用储量，提高了油田最终采收率，而且使地层能量得到补充，产量有所上升，取得了满意的综合治理效果，并获取了较大的经济效益。     

沈84-安12块高凝油油藏注水井大孔道深度调剖技术

沈阳采油厂沈84-安12块是全国最大的高凝油砂岩开发区块,油藏开发进入高含水期后,注水开发中稳定地层压力与控制油井含水上升速度的矛盾日益突出.针对区块油藏非均质性强、长井段、多层位生产、注水井单层突进现象严重的现状,研究了深度调剖技术,并取得了一定的效果.该项深度调剖技术是利用示踪技术的成果,结合剩余油主要分布在主力油层大孔道中的实际.在工艺上采用封堵、深度调剖、注驱替剂的阶梯式注入段塞深度调剖工艺.来扩大大孔道注水的波及面积,以提高区块的注水开发水平.     

一种非均质油藏高含水期调堵效果的简易测算方法

具有优势水侵通道的注水开发油藏在油井高含水期仍存在大量剩余油,可通过对水淹大孔道的调堵,实现对该类油藏的挖潜。然而,目前仍难以定量描述和表征注采井之间的大孔道对注水开发的影响情况,因此对调堵效果的预测具有较大的不确定性。文中将注采井之间的油藏流动区域视为相对均质的油藏与大孔道的并联,分别采用渗流和管流模型计算油井的无因次采液指数与含水率,通过生产数据的拟合,建立快速测算图版,确定大孔道的等效孔径,进而计算大孔道封堵后油藏的流动能力及油井再次达到特高含水期的驱油效率。实例分析表明,该方法所需参数较少,能够实现非均质油藏大孔道调堵效果的快速测算。     

明十四块整体调驱工艺技术

随着油田开发的不断深入,储层的孔隙结构和物性参数均发生了较大的变化．往往在注采井之间形成大孔道或高渗透条带。注入水沿大孔道或高渗条带窜流严重,水驱油效率变低。特别是油田进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度加剧,平面上剩余油分布更加零散,针对明十四块层间、层内矛盾突出,吸水剖面极不均匀,注入水沿高渗透层无效循环,区块主力层系进入高含水期的问题,采用DJ凝胶调驱、SP水膨体堵剂、酸性单液法调驱等调剖调驱技术对明十四块进行整体调驱,解决了该区块措施挖潜的余地小、难度大、产量递减快等突出矛盾．达到了提高油藏水驱控制和动用程度、减缓油藏递减、改善区块整体开发效果的目的。     

KZ调堵剂的研究与应用

本实验研究了适合于封堵大孔道及漏失层的KZ调堵剂，得到了基本满足现场应用的堵剂配方。该堵剂具有较好的悬浮稳定性,在30－70℃范围内，胶凝固化时间可控 ；初始粘度低，具有良好的注入特性；封堵强度高，成本低，易于推广应用。文中简要介绍KZ调堵剂在彩南油田的应用及效果。     

脲醛树脂堵水新技术

针对油水井实施堵水过程中难以准确控制用量、堵剂浪费大、施工风险高的问题,开展了溶液类堵剂、固相颗粒复合堵水体系研究。在堵水剂挤注过程中固相颗粒不断滤失封堵,自动调整进液通道,最终实现均匀、整体封堵。通过对脲醛树脂在稠化、固相填料两方面的系统研究,形成了脲醛树脂为主体的新型堵水剂。应用中针对不同封堵要求,调整不同稠化及填料质量分数,实现深部处理与炮眼封堵的一体化无缝处理;堵剂挤注压力完全控制在安全范围内并可顺利顶替到位,直接关井候凝,大大降低了施工风险,技术优势明显,取得了较好的矿场应用效果。     

渤海A油田明化镇组下段河-坝砂体储层构型及剩余油分布

渤海A油田新近系明化镇组下段为鸟足状浅水三角洲沉积,平面上不同期次河-坝砂体频繁切叠,形成复杂的空间结构样式,极大地制约了油田的开发效果。以沉积学理论为指导,综合利用岩心、测井、生产动态等资料,运用储层构型要素分析方法,进行了精细储层构型解剖,明确了储层构型单元空间结构样式,探讨了不同单砂体构型对剩余油分布的控制,并建立了4种剩余油分布模式。结果表明：渤海A油田明化镇组下段河-坝砂体主要发育分离型、叠合型、切叠型等3种垂向接触样式和分离型、拼接型、侧切型等3种侧向拼接样式;剩余油分布研究表明,单砂体内部韵律性、河-坝砂体接触方式及平面非均质性均是剩余油分布的主要控制因素,研究区主要发育“顶部型”、“垂向渗流遮挡型”、“段塞式”和“欠注型”剩余油分布模式,可以分别采用侧钻水平井、厚注薄采、井间加密、井网优化等措施进行剩余油挖潜。该研究成果对海上老油田中高含水阶段的剩余油挖潜具有指导意义。     

注水开发油田二次孔道的封堵机理

用平板模型的流动试验方法,研究了二次孔道封堵的最佳时机、最佳位置、最佳用量和最佳工艺。从最佳封堵时机研究得到油井刚见水时是最佳封堵时机,说明水道一形成,立即进行封堵,可减少注入水的无效循环,也可减少二次孔道的形成;从最佳封堵位置研究得到在靠近注水井的位置是最佳封堵位置,说明封堵越靠近注水井,对流线影响越大,波及系数越大,原油采收率越高;从最佳封堵用量研究得到堵剂用量越大,将高渗透带封堵得越彻底,波及系数越大,原油采收率越高。考虑到经济效益,有一个最适宜的堵剂用量,为高渗透带孔隙体积的15%;从最佳封堵工艺     

无机颗粒堵剂与地层孔隙喉道的匹配性实验

为满足无机颗粒堵剂注入不同径向深度地层的封堵需要,必须对无机颗粒堵剂与地层孔喉的匹配关系进行研究。考察了堵剂颗粒直径d50与地层孔隙喉道直径Dc的比值b以及堵剂固相含量C与地层孔喉的匹配关系。确定了粒径中值d50为25.1 μm的超细水泥作为堵剂颗粒,选择了3种不同粒径范围的油层出砂充填填砂管,换算出相应的孔喉直径Dc和b值。利用平流泵以稳定排量q将无机颗粒堵剂注入填砂管,模拟无机颗粒堵剂注入疏松砂岩地层的过程。通过测量不同（b,C）组合与相应平流泵注入压力pz的关系来表征超细水泥浆体系注入不同径向深度地层孔喉的匹配关系。应用该研究成果已实现了对近井壁疏松砂岩地层的封堵,并用于指导大港油田大孔道地层深部封堵试验。     

FD-2型封堵剂的研制与应用

以细煤灰为主剂,研制了一种廉价的FD-2型封堵剂。试验结果表明,FD-2型封堵剂的堵水率高,耐冲刷能力强,并可首先进入渗透率较大的井段,实现选择性堵水。现场应用结果表明,FD-2封堵剂适用于孤东油田的注水井封堵,对应油井的降水增油效果很明显。     

新型水溶性暂堵剂SZD的研究与应用

针对油田注水井及高含水油井漏失严重问题,研制了SZD系列水溶性暂堵剂。对不同暂堵剂的暂堵及解堵效果、返排驱替液量对暂堵和解堵效果的影响、暂堵剂注入量对暂堵效率的影响以及岩心渗透率对暂堵剂暂堵强度的影响进行了研究。结果表明,该暂堵剂可使岩心封堵率达到90%以上,用水冲刷100PV后,渗透率恢复值在85%以上。40余口井的现场试验结果表明,该暂堵剂能有效解决注水井和高含水井存在的漏失问题。     

顺北油田缝内转向压裂暂堵剂评价实验

缝内暂堵压裂是开发断溶体油藏的关键技术之一,该工艺可以使新裂缝在已压出裂缝的其他位置起裂,从而大幅度提高井周弱势通道的动用程度,增加裂缝复杂度,达到增产的目的。顺北油田奥陶系油藏埋深大,缝洞特征明显,温度可达到160℃,导致普通可降解型堵剂快速失效,为此优选了一种油溶性树脂粉,开发了一种自降解颗粒。基于桥堵机理明确了粒径配比和有效暂堵厚度要求,对堵剂稳定性及高温下的降解、吸水后的膨胀情况进行了评价;通过改进的驱替装置对堵剂在裂缝中形成的暂堵隔板强度进行了评价;最后反向注入,记录解堵情况。实验结果表明：油溶性树脂粉不溶于水和酸、碱,但任何温度下都可溶于油,厚度为14 cm的油溶性树脂粉暂堵隔板在不同粒径颗粒质量比为1.0：2.0：2.3时,可耐受10 MPa的压力;A型自降解颗粒不溶于酸、碱、盐,且不溶于油,在高温油相或水相中均可自我降解,厚度为16 cm的A型自降解颗粒暂堵隔板在不同粒径自降解颗粒质量比为1.0：1.3时,可耐受10 MPa的压力。该研究成果为顺北油田提供了2种暂堵压裂时使用的暂堵剂。     

稠油油藏多轮次减氧空气吞吐后复合注气增油机理

为了提高稠油油藏注气吞吐生产效果,针对水驱后多轮次减氧空气吞吐接续注入不同气体或不同气体复合的吞吐增油机理认识不清这一实际问题,开展了一维和三维物理模型实验及正对井和反五点井网的数值模拟,采用不同轮次采油量和原油组分对比分析、渗流过程研究等手段,分析了减氧空气、二氧化碳、天然气等不同气体在稠油油藏吞吐过程中的驱油和洗油机理。结果表明：减氧空气吞吐以堵水为主,多轮次后水线容易突破而较快失效;前置二氧化碳段塞后续注入减氧空气的复合吞吐,发挥了堵水和驱替剩余油的协同作用;先注入减氧空气后注入天然气的复合吞吐,溶解了近井区域重质原油组分,起到了增能、降黏和疏通孔隙的多重作用。10轮次的实验和数值模拟综合研究,明确了3种气体及其复合吞吐的增油机理,得到现场实际井的验证,可供类似稠油油藏气体吞吐提高采收率参考。     

堵水调剖技术应用及效果评价

A油藏由于储层物性差,平面及纵向非均质性强,压裂投产后,注水导致平面及剖面矛盾进一步加剧.由于裂缝、大孔道的形成,注采井间形成优势水流通道,注入水沿着裂缝及大孔道突进,导致油井多方向见水,部分井或井组出现暴性水淹的状况.本文在A油藏储层特性、水驱规律、裂缝特征认识和研究的基础上,分析了堵水调剖、调驱及深部调驱机理,并基...