注聚开发后期周期注聚实践与认识

萨北开发区北三西区块注聚后期，由于井组间受效的不均衡，造成部分注入井注入压力高，油井地层压力上升。为了更好的改善驱油效果，均衡受效，降低注入压力和地层压力，在北三西区块结合生产实际，提出了采取周期注聚的调整对策，在生产应用中取得了较好的阶段效果。本文通过萨北开发区北三西区块周期注聚的实践，总结了周期注聚初期的动态特征，取得了初步认识。     

注聚合物速度对提高原油采收率的影响

通过对孤岛油田注聚合物先导区,孤岛油田注聚合物扩大区,孤东油田注聚合物扩大区注聚合物驱油效果的研究,认为聚合物溶液粘度受剪 切速度的影响,在地层中的滞留情况与现场注入速度有关,年平均注聚速度高的区块见效早,早期采收率提高幅度高,但最终采收率低于年平均注入速度低的区块,因此,应根据各区块地质特点适当控制注入速度,以减少由于剪切,滞留待地聚合物粘度造成的影响,达到提高原渍采收率的目的,该三个区块注聚驱获得的成功经验为胜利油区其它同类油田开展聚合物驱油提供了重要依据。     

聚合物驱油藏注聚压力异常变化分析与对策

聚合物驱时注入压力的变化与许多因素有关，它可直接反映注聚效果的好杯。正确分析注聚压力的变化趋势，可适时调整注聚方案，使聚合物得到最佳效果。根据河南油田6个聚合物驱区块83口注聚井的现场资料，研究分析了聚合物注入压力的3种变化趋势，并结合现场的实际处理效果提出了相应对策。     

河南油田双河区块注聚井堵塞机理及APS解堵剂性能评价

针对河南油田注聚区块欠注和注入压力高的状况开展了聚合物堵塞机理研究,并对APS解堵剂进行评价。通过对注聚返吐物的成分组成分析发现,聚合物凝胶占堵塞物总质量的90.98%,是造成注聚井堵塞的主要物质。从室内岩心模拟试验结果来看,APS解堵剂对聚合物溶液造成的堵塞起到了较好的解堵作用,当渗透率接近1D时,渗透率恢复率可达到71.72%;但对聚合物凝胶造成的堵塞的解堵效果不太理想,当岩心渗透率为1.012D时其渗透率恢复率为57.00%,不能达到有效解堵的要求。增大APS解堵剂的质量分数对聚合物溶液的解堵有较好效果,渗透率恢复率提高了6.63个百分点;但对凝胶解堵效果不大,只增加了2.92个百分点。化学解堵后提高注入压力可以增加岩心渗透率的恢复率,提高解堵有效率。注入压力增幅越大,岩心渗透率恢复率越好。但注入压力并不能无限制提升,注入压力应小于地层破裂压力。     

杏十三区聚合物驱受效特点分析

通过对杏十三区葡一组油层注聚后注入压力、哨液剖面及采出井受效特点分析，并与大庆其它注聚区块进行了对比分析，总结出了杏十三区聚合物驱油的动态变化特征及聚合物驱效果，指出了存在的问题，为杏树岗油田南部进行聚合物驱油动态分析提供了依据。     

二氧化碳和氮气及烟道气吞吐采油物理模拟实验——以辽河油田曙一区杜84块为例

针对辽河油田曙一区杜84块超稠油主力含油区块在开采过程中普遍存在的吞吐周期高、开发效果逐渐变差等问题,通过室内实验,分析了二氧化碳和氮气在杜84块超稠油中的溶解性及其对原油粘度的影响;通过物理模拟实验,模拟了在注蒸汽辅助的条件下,单纯注CO2、单纯注N2及模拟烟道气等多种吞吐方式的采油规律及增产机理;研究了CO2与N2的注入次序、注入量、注入比例及注入压力与放喷压力等参数对吞吐效果的影响。结果表明,在杜84块超稠油主力含油区块开采过程中,CO2和N2的注入次序为先注N2后注CO2,CO2与N2的体积比为2:1,注入压力为15MPa,生产时放喷压力以地层压力7.35MPa为最佳。     

北二区西部聚合物驱注入速度影响因素及对策

从北二区西部聚合物驱生产实际出发,详细分析受断层和地层条件差诸因素的影响造成注采关系不完善;分步射孔的油田补孔时间晚,导致注入井初期压力上升快,后期调整困难,部分井区油井压力水平高,注入状况差等。在此基础上设计了并实施完善注采关系,加大油井提液力度、降低地层压力,优化增增注技术、跟踪调整注入方案等措施后,改善了该区块的注入状况和聚合物驱油效果。对于同类型油藏改善聚合物驱开采效果具有重要意义。     

聚合物驱油田开发动态特征

大庆油田萨中开发区 1996年注聚开发了三个区块 :北一、二排西 ,北一区中块 ,北一区断东中块 ,截止到 2 0 0 0年底 ,聚合物用量达 596ｍｇ/ (Ｌ·ＰＶ) ,提高采收率超过 10 % ,取得了较好的效果。聚驱开发具有如下几个动态特征 :①单采完善中心井见效后含水下降幅度较数模大 ,但区块整体效果较数模差 ;②工业区综合含水回升速度较下降速度缓慢 ;③工业区注聚受效初期产液量上升 ,后期下降 ;④采聚浓度在见效高峰期上升幅度大 ,由于工业区块聚驱效果主要受地质条件、井网完善程度、注入速度和注入质量等因素影响 ,所以注聚前水驱程度低的区块…     

孤岛油田中一区Ng5-6注聚前调剖工艺应用

孤岛油田中一区Ng^5-6储层非均质严重，注入动态表明油层中存在高渗透带或大孔道，支PI决策技术，注聚前区块实施整体调剖后，注水井油压、启动压力、压降指数大幅度得到提高，吸水剖面得到改善，表明大孔道高渗透带得到控制，此技术有利于扩大聚合物的波及体积，提高区块的开发效果。     

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。     

砾岩油藏聚合物驱产聚浓度变化规律

新疆克拉玛依油田QD1区克拉玛依组下亚组砾岩油藏经历长期注水开发,储集层非均质性变强,裂缝和优势通道发育,后续聚合物驱过程中出现采出井产聚浓度高等问题,影响了聚合物驱效果。为认识砾岩油藏聚合物驱产聚浓度变化规律,以该区油藏储集层特征和流体为研究对象,采用生产动态分析、理论公式计算等多种技术手段,针对聚合物驱生产阶段划分、产聚浓度上升规律、产聚浓度界限图版和聚窜井治理压力下限等开展了研究。结果表明,砾岩油藏聚合物驱生产阶段可以划分为注聚初期、见效高峰期、见效后期和后续水驱4个阶段。见效高峰期一般为2~3 a,高峰期内最大产聚浓度为737.2 mg/L,最大相对产聚浓度不超过0.550,相对产聚浓度上升率不超过2.3;140 m和120 m井距相对产聚浓度上升率合理范围为2.3~6.0,对应相对产聚浓度为0.276~0.720,产聚浓度为414.0~1080.0 mg/L;优势通道、压裂裂缝和缝道共存3种聚窜类型井治理的压力下限标准分别是8.0 MPa,10.0 MPa和9.5 MPa.此研究成果对该区及同类型油藏聚合物驱生产动态调整和聚窜井分类治理具有借鉴意义。     

海上油田聚合物驱降压增注技术

针对海上油田聚合物驱注入压力太高而影响开发效果的问题,提出了海上油田聚合物驱降压增注技术,优选了NPC-10表面活性剂作为海上油田聚合物驱的降压增注剂。在多孔介质中的降压增注试验研究表明,降压增注剂可有效降低注聚压力,地层渗透率得以恢复,且降压增注的效果与地层初始渗透率有一定的关系。产出聚合物质量浓度分析表明,降压增注剂可有效抑制注聚过程中疏水缔合聚合物分子在岩心孔隙中的堵塞。表面活性剂降压增注的原理是主要依靠对聚合物的解缔合作用、对聚合物在岩石表面的解吸作用和对稠油的洗油作用3个方面达到降压增注的目的。     

以渤海A油田为例分析聚合物驱注入压力

注入压力上升是聚合物驱水井最重要的变化,因此需要重点分析压力动态,治理高压井和低压井,保证注入压力合理上升。文中根据渤海A油田聚合物驱注入井井口压力的变化数据得到了其曲线变化图,并对这些注聚井注入压力的变化趋势进行了归类分析,提出了注入压力不同情况下必须采取的对应策略,总结了一些高压井、低压井出现异常压力的原因和治理措施,最后以某个注聚区为例介绍了治理低压井的方法和措施效果。综合分析渤海A油田10口注聚井的压力变化情况,可将其分为缓慢上升、快速上升、先升后降再升、逐步下降后再缓慢上升等4种类型。当井无法完成配注量时,应及时提高注聚系统压力或降低聚合物的相对分子质量;发现注聚后压力下降时,应及时提高聚合物的质量浓度或配注量,采取有效的调剖措施,或使用更高相对分子质量的聚合物。     

河南油田聚合物地面分质分压注入工艺技术

随着注聚区块的不断开发,河南油田注聚井况越来越复杂,油藏非均质性严重,层间矛盾突出,渗透率级差大,因此,研究应用了聚合物地面分质分压注入工艺技术。通过同心双管分注管柱封隔地层,形成三个独立的注水通道,对高渗透地层安装低剪切配注器,产生节流压差,控制流量;对低渗透层安装定量剪切配注器,增加聚合物黏损率,降低聚合物分子量,使聚合物分子量与地层渗透性能匹配;试验表明,注聚工艺不仅简化了测试调配工艺、缩短了测试时间、降低测试费用,还真正做到了测试调配的及时、准确,保证了地质方案的时效性,提高了聚合物分注的驱油效果。     

注聚过程中高分子聚合物的防窜研究

针对地层非均质性造成的注聚过程中聚合物窜流,研究了高分子聚合物溶液的驱油封窜性能.考察了聚合物黏度随温度变化的趋势,随着温度升高,聚合物黏度呈反“厂”字型降低.注入0.3 PV高浓度的高分子聚合物溶液段塞后,高渗透层相对出液量降低,低渗透层相对出液量明显增加.在后续水驱阶段,高分子聚合物溶液段塞注入压力变化趋势与常规分子聚合物溶液段塞基本一致,但相对分子质量越高,下降趋势越缓,有效时间越长,封堵效果越好.相对分子质量为1.8×10 7和2.0×107的聚合物溶液段塞对低渗透层的采收率比常规分子聚合物(1.4×107)溶液段塞的采收率分别高出9.05％和11.75％,组合段塞比常规段塞更高出19.64％.还讨论了高分子聚合物驱油机理.     

ZSJJ-3型聚合物解堵新技术实验研究

针对胜利油田聚合物驱及聚合物转后续水驱油藏注水压力高、欠注严重的问题,分析了油藏堵塞欠注原因,对现场堵塞物进行分析,结合普通氧化解堵剂在现场应用中存在的安全隐患,研制出新型的聚合物解聚剂,并对其性能进行评价。该解聚剂在常温下处于失活状态,安全、稳定;在储层温度下释放氧自由基,溶解近井地带聚合物堵塞物,降解高分子聚合物成小分子聚合物,溶解聚合物堵塞物能力在90%以上,降黏率达到90%以上。在现场试验应用中,结合现场实际情况配套预处理工艺,后期稳定处理工艺,复合作用实现注聚井及后续水驱欠注井的解堵增注,提高增注效果,延长稳定注入有效期。     

An Environmentally-friendly Method for Removing Polymer Plugging in Well Boreholes

With the progresses of industrial scale of high concentration and high molecular weight polymer flooding in Daqing oilfield, there are severe polymer plug problems, which occur in the perforated zone and the interstices of the formation adjacent the perforated zone. In attempts to remove or at lease reduce these polymeric build-up plugs, the strong oxidants are widely used in oilfields. The use of oxidants is undesirable because of the high price and short efficient period. What is more, it cannot meet standards of safety and environmental protection. This article presents lab and field test results of this removing polymeric plug method based on microbial degrading polymer. Lab experiments results show that polymers with different molecular weights were efficiently degraded by screened bacteria under different reservoir temperatures. It can be seen in visualization model that polymer plugs in pore were removed obviously. The polymer injection pressure was decreased 25%. The pilot tests in Daqing oilfield showed that by applying the method, average injection pressure of each well was decreased 435 psia, the average effective period reached to 520 days, and more than 7,000 barrels (bbl) of oil were increased in the test field.     

裂缝性油藏聚合物微球调剖效果及流线场分析

基于实际裂缝性油藏聚合物微球试验区调剖前后的动态数据分析,建立了试验区井组流线模型,综合评价了试验井组聚合物微球调剖效果,提出了调剖后注水井压力响应特征与油井见效特征。应用试验井组流线模型,从可视化流线场角度对比了试验区注入聚合物微球前后流线及波及系数的变化。最后,根据试验区注聚合物微球效果评价,提出了提高裂缝性油藏波及系数的措施。     

绥中36-1油田注聚井注入压力高原因分析及增注措施

绥中36-1油田注聚井注入压力高导致欠注井的比例占到35％.造成注聚井注入压力高的原因主要为:储层岩石胶结疏松、泥质杂基含量高,微粒易运移;早期注水已使储层遭受一定程度的污染;聚合物的吸附滞留造成近井地带堵塞;现阶段井口平台注入水水质不达标;高浓度聚合物母液与配注用生产污水不完全配伍;过滤系统精度不够,大颗粒絮团或聚合物鱼眼随注入水进入地层.可通过严格控制注入水水质、确定最佳清污混注比例以及在注聚系统加多重滤网过滤消除注聚井外来物质堵塞,并采用复合型化学解堵剂进行解堵,从而达到增注目的.     

高温高盐油藏低化学交联疏水缔合聚合物成胶前溶液性能研究

针对高温高盐、低渗透油藏条件下凝胶强度、长期稳定性和大剂量注入能力之间的矛盾,提出了采用疏水缔合聚合物为主剂,物理"交联"和化学交联相结合的技术思路。提出了高温高盐、低渗透油藏条件下凝胶成胶前溶液应具备的性能要求,并且针对新疆石南4油藏条件,对以疏水缔合聚合物AP-P4为主剂的成胶前溶液进行了性能评价,试验表明,该溶液具有耐温抗盐、抗剪切、抗地层水冲稀、注入压力低的特点。