水驱后凝胶与表活剂交替注入驱油效果

针对裂缝性低渗透油藏注入水易沿裂缝突进、含水上升快、水驱效果不理想的情况,开展了水驱后凝胶与表活剂交替注入方式提高采收率室内实验研究。通过室内凝胶体系成胶特性和稳定性评价,筛选出与实际油藏区块注入水配伍的凝胶体系。选择甜菜碱两性表面活性剂用于活性剂驱,开展了双管并联岩心体系驱油效果研究。研究结果表明:凝胶与表活剂交替注入可明显提高注入压力,该体系的采收率平均值为12.03%,低渗岩心的采收率略高于高渗透岩心采收率。与表活剂驱、聚合物与表活剂交替注入相比,驱油效果更好,可以作为裂缝性低渗透油藏水驱后进一步提高采收率的技术。     

聚合物凝胶调驱提高采收率技术研究与先导性试验

牛心坨油田为裂缝-孔隙双重介质低孔低渗边水稠油油藏。针对下层系水淹、水窜问题严重,以往调堵效果差的问题,在查明了调驱体系不稳定的原因基础上,开展了聚合物凝胶调驱提高采收率技术研究,确定了聚合物凝胶调驱配方体系:0.2%~0.3%聚合物,0.18%~0.2%交联剂,0.03%~0.05%稳定剂B。并对调驱体系和施工参数进行了优化,开展了先导性试验,取得了良好的增油降水效果,为低渗裂缝性油藏的注水开发后期提供了新途径。     

塔河缝洞型油藏缝洞单元注水开发模式

塔河油田缝洞型油藏是目前国内最大的碳酸盐岩缝洞型油藏,以天然能量开发为主,受能量下降和油井含水快速上升的影响,导致采收率不高,近年来注水开发在塔河缝洞型油藏提高采收率方面起到了良好的效果,注水开发已经成为提高缝洞型油藏采收率的一项主导技术。结合当前塔河缝洞型油藏注水开发的现状和发展趋势,系统总结和论述了单井缝洞单元注水开发模式和多井缝洞单元注水开发模式,这对具体认识缝洞型油藏的注水开发模式以及机理研究具有一定的实际意义。     

无机凝胶与预交联颗粒体系调驱技术在瓦窑堡采油厂的应用

本文针对瓦窑堡采油厂油藏低孔、低渗等特点,对比分析了注水开发效果及其规律。对各个公司历年在瓦窑堡采油厂做过的调驱、调驱井作效果评价,总结历年稳产措施成败,在此基础上,找出对瓦窑堡采油厂油藏有利的调驱技术及化学药剂组合。经过分析认为常规强凝胶调驱堵水技术和弱凝胶深部调驱技术不适合于低孔、低渗油藏的控水稳油。预交联颗粒通过吸水膨胀后能够有效封堵大裂缝出水通道,调整吸水剖面;考虑到中小裂缝与常规孔隙型油藏的差别,其渗流能力很强,缔合聚合物深部调驱凝胶有别于常用的强凝胶调驱堵水剂和弱凝胶深部调驱剂,具有中等的凝胶强度和较长的成胶时间,不仅能够有效驱替中小裂缝中的原油,而且可以进入地层深部,使注入水发生流向改变,显著提高波及效率,进而大幅度提高采收率。对适合于瓦窑堡油藏应用的预交联颗粒/缔合聚合物凝胶复合深部调驱体系应用性能进行了效果分析评价。在瓦窑堡油藏平均温度33.1-46.4℃和矿化度58788mg/L-97148mg/L条件下,预交联颗粒具有膨胀倍率高、耐温耐盐性能好、封堵效率高、调驱吸水剖面能力强和较好的提高采收率潜力等特点。     

东河油田深部调驱技术实验研究

针对东河油田油藏地层压力高、温度高和地层水矿化度高的特点,选用耐温耐盐聚合物SD7000研究并优化了适合该油藏的凝胶调驱体系,该体系配方为聚合物0.6%+高温交联剂0.3%+稳定剂0.08%+性能改进剂0.04%。评价了温度、矿化度、p H值三个因素对凝胶体系成胶性能的影响,结果表明:随着温度的升高,成胶时间变短,凝胶粘度先变大后变小;对p H值适用范围广,p H值在8~10时,成胶时间较短,凝胶粘度较大;随着钙离子浓度的增加,成胶时间变短,凝胶粘度基本不变;室内封堵实验表明,该凝胶体系封堵率达98%以上,具有一定的堵水作用。该研究对东河油田进一步提高水驱采收率提供了理论基础和技术支持,具有重要的指导意义。     

裂缝性低渗油藏复合体系协同驱油适应性研究

针对低渗油藏注水开发过程中对储层微裂缝简单调驱后，注入水易沿高渗条带发生绕流造成开发效果严重受限的问题，评价了泡沫体系起泡、稳泡性能和一种改性淀粉凝胶成胶性能，开展了泡沫微观调驱和裂缝性低渗岩心复合体系协同驱油实验，并利用径向流模型模拟油藏实际井网对复合体系协同驱油适应性进行了验证。实验结果表明：起泡剂和稳泡剂最佳质量分数分别为0.5%和0.1%，改性淀粉凝胶体系成胶后具有较高强度和突破压力；注入泡沫体系后水驱，小孔隙微观驱油效果较前期水驱提高14.21%，其在渗透率级差约为30时具有更好的调剖性能；裂缝性低渗油藏水驱过程中，采用改性淀粉凝胶联合泡沫协同驱油效果最佳，其较注入单一改性淀粉凝胶或泡沫体系后水驱采收率可分别提高22.17%和46.07%，且径向流模型验证实验表明该协同驱油方法在裂缝性低渗油藏的适应性较好。     

岩芯渗透率对酸液配方的影响

HSS油田属于裂缝性低渗、特低渗油藏,该油田已开发30年,存在地层水结垢、原油结蜡、胶质沥青质沉淀析出、粘土矿物敏感性损害、孔隙壁面微粒运移、固相颗粒侵入等,针对特征研究形成目前常用的酸化方法及配方,HF缓速酸固体硝酸体系配方、高分子聚合物氧化降解TYH-2氧化解堵配方。     

渤海水驱稠油油田定位封窜与强化冷采组合技术研究

针对渤海水驱稠油油田水驱开发矛盾突出,进行了定位封堵与强化冷采组合技术研究。以黏度、分子聚集态和采收率为评价指标,进行了定位封窜剂和冷采剂的基本性能评价,开展了增油效果实验研究。结果表明:定位封窜剂成胶效果受黏土矿物和原油的影响较小,较聚合物凝胶具有整体均匀无孔隙结构的微观聚集态,冷采剂黏度低,受黏土矿物影响较小,降黏率97%以上。随储层非均质性增强和原油黏度的降低,不同注入体系的最终采收率均增大,与单一常规聚合物凝胶、定位封窜剂、冷采剂体系和"常规聚合物凝胶+冷采剂"组合技术作用效果相比,"定位封窜剂+冷采剂"组合技术增油效果最好,采收率增值最大。     

某碳酸盐岩油藏单井注水替油参数优化研究

碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强,裂缝沿空间发育规律不具有连片分布特征,油藏具有很强的分隔性。对于储集体类型为孤立缝洞定容性的单井,天然能量末期采取注水替油补充能量,可大幅度提高采收率。通过对W油藏生产资料,结合三维地震数据、边底水能量等,制定了单井注水替油参数优化细则,现场实践增油效果较好,可为其它同类型油藏提供经验。     

缝洞型油藏氮气驱替方式评价实验

针对缝洞型油藏储层非均质性严重、流体分布复杂、缝洞本身的多尺度性和连通多样性的特点,对于后期高含水油藏,仅采用注水措施已难满足开发需求,对油藏注氮气能从机理上改善开发效果和提高原油采收率。因此通过不同驱替实验,研究了氮气驱替的注气速度、原油黏度、不同水气比例以及不同注气方式对采收率的影响。结果表明:水驱后缝洞模型中存有部分剩余油,通过注气后可以改善液体流动条件提高采收率;存在最佳注气速度,使得气体能够进入裂缝与原油充分混合而不至于过早发生气体突破;水气交替驱替选用1∶1时效果最好;对比非均质条件不同的注气方式对采收率的影响可以看出,采用水气交替和水气混注的驱替方式能有效提高采收率。