高浓聚合物黏弹性分析及驱油参数优化

基于高浓度聚合物黏弹性动态力学模型,利用RS600型流变仪测定了不同稀释条件下的高质量浓度聚合物溶液和聚合物溶液母液的黏弹性,分析各因素对高浓度聚合物驱油效果的影响,改进油田用聚合物溶液配制方法,开展相关高浓度聚合物驱油岩心流动实验.结果表明,通过提高水质和配制浓度可获得较好驱油效果.段塞组合注入时,提高第1段塞注聚合物质量浓度可有效封堵大孔喉,保证第2段塞转向进入中小孔喉驱替剩余油.现场应用发现,采用低相对分子质量、高质量浓度聚合物驱油方式可降低开采成本,获得较高注采收益比;结合室内实验研究证实,某油田矿场试验采用相对分子质量为2.5×107、质量浓度为3 000 mg/L的聚合物溶液,注入后油井综合水质量分数由96%降至80%,单井日增油最高达2.8 t,累计增油24 068 t.     

不同有机物连续驱替对岩心渗透率的影响

在油田开发的过程中,由于钻井、完井、压裂等原因引起的机械杂质对油层的污染、地层流体中细菌的滋生、地层本身的结垢和结蜡等,对地层产生很大伤害,使油井产量下降。基于各种不同有机物连续驱替对岩心渗透率影响的实验,通过用煤油、混苯、大阳离子聚合物、小阳离子聚合物分别对不同渗透率的8块人造岩心和8块天然岩心进行驱替,测量出不同时间间隔下不同时间点的岩心渗透率,分析总结渗透率变化曲线,研究有机物对人造岩心和天然岩心的渗透性的影响,从而得出岩心渗透率在有机物驱替条件下的变化规律。     

渤海SZ36-1油田注聚井堵塞原因分析

聚合物驱已成为渤海SZ36-1油田高效开采主要的稳产、增产技术。在聚合物驱开发过程中,随着聚合物累计注入量的增加,总体注入状况变差,有相当一部分井的注入压力已经接近或达到油层的破裂压力,达不到配注、间歇注入等,严重影响聚驱效果。从地质、聚合物吸附滞留、垢样分析和高价离子配伍性等方面探讨分析了聚合物驱时注聚井堵塞的原因,提出了相应的治理建议,对今后注入困难井措施改造有指导意义。     

渤海油田大尺寸优势通道封堵与调驱技术研究

为解决海上油田注入液窜流技术难题,以渤海油藏为研究对象,开展了封堵剂基本性能评价、岩心孔眼封堵率和封堵+调驱增油降水效果的大尺寸优势通道治理实验研究。结果表明,封堵剂对大尺寸优势通道的封堵率高于90%,说明它可以满足渤海储层内大尺寸优势通道封堵技术要求。将大尺寸优势通道封堵技术与化学调驱技术相结合,可以获得宏观和微观液流转向双重效应,增油降水效果十分明显。与疏水缔合聚合物溶液相比较,尽管Cr3+聚合物凝胶黏度较低,但由于Cr3+聚合物凝胶内聚合物分子聚集体具有“分子内”交联结构特征,与储层孔隙配伍性较好,能够在岩心深部建立起有效驱替压力梯度,因而液流转向效果较好,采收率增幅较大。     

J油田吸附滞留和不可及孔隙体积实验研究

为定量描述吸附滞留孔隙体积和不可及孔隙体积在聚合物驱过程的变化情况,从而为渤海J油田聚合物驱方案优化提供重要依据,参照渤海J油田特征参数,依据相似原则开展了聚合物驱油以及产聚质量浓度测试实验研究。结果表明,聚合物质量浓度与吸光度具有较好的线性关系,能够较为可靠地用来计算产聚质量浓度;在聚合物相同质量浓度条件下,吸附滞留孔隙体积和不可及孔隙体积随岩心渗透率降低而增加;在驱替岩心渗透率相近的情况下,吸附滞留孔隙体积和不可及孔隙体积随注聚质量浓度增加而增加。渤海J油田吸附滞留孔隙体积为0.04~0.22 PV,不可及孔隙体积为0.12~0.22 PV。     

不同孔隙结构砂砾岩储层水驱油效率评价

研究克拉玛依油田储层孔隙结构特征与驱油效率之间的关系。油田六中区克下组储层按孔隙结构特征分为四类：Ⅰ类孔隙结构储层结构成熟度较高,低渗岩心孔喉分布曲线呈单峰偏粗态,驱油效率为62%;Ⅱ类孔隙结构储层孔喉分布曲线呈多峰或多峰偏粗态,驱油效率为50.5%;Ⅲ类孔隙结构储层孔喉分布曲线呈多峰偏细态,驱油效率为42.54%;Ⅳ...     

长期冲刷条件下的储层物性参数变化规律研究

注水开发是我国大多数油田提高采收率的主要措施.注水冲刷对储层的物性参数有较大的影响.从室内实验出发,通过长时间的注水驱替和白油驱替,从对驱替前后所测岩心的渗透率、孔隙度和质量分析可知,对于砂岩岩心,在注水或注白油驱替后,渗透率降低、孔隙度和质量变化不大.     

杏南油田注聚井堵塞原因及解堵剂配方研究

针对杏南油田注聚井堵塞情况日益严重、注入压力升高及注聚效果变差的现状,采用杏南油田某区 块聚合物及水样,进行了模拟现场注聚和堵塞的室内实验,得出了注聚井堵塞原因。结果表明,聚合物及机械杂质 是造成储层孔隙堵塞的主要因素,且储层渗透率越低堵塞情况越严重。针对堵塞原因进行了解堵剂配方的室内实 验研究,最终确定出A、B和C3种药剂组合而成的多元降解剂,在优化每种药剂的质量分数、注入排量和注入顺序 的基础上,该解堵剂配方可使储层解堵率达到102.41%~124.77%。     

聚合物HPAM对低渗岩心的注入特性研究

聚合物HPAM驱技术已广泛地应用于油田并取得了巨大的经济效益.目前低渗油藏对聚合物驱的适应性正处于探索阶段,开展低渗油藏注聚可行性的研究具有重要的应用价值.采用德国RS-600流变仪双狭缝DG41Ti测量系统,针对低渗油藏聚合物驱的HPAM流变性进行了研究,根据注入不同浓度的聚合物和后续注水压差的变化,测定了阻力系数和残余阻力系数,研究了低渗油藏注聚的可行性.实验结果表明：HPAM溶液阳离子屏蔽效应会降低溶液视粘度,减小溶液剪切稀释特性.随着HPAM溶液注入速度升高,岩心的注入压力很快上升并达到稳定,压力随流速呈非线性关系;HPAM长链分子被剪断,粘度降低,阻力系数逐渐下降.对低渗透率岩心,HPAM浓度750mg/L的残余阻力系数高于浓度1000mg/L.     

杏南油田含聚污水表面活性剂降压增注研究

杏十三区含聚污水回注区块受残余聚合物影响,导致区块吸水效果下降,影响油田开发效果。因此,开展了含聚污水区块降压增注表面活性剂配方及配套工艺参数研究。首先对注入水进行了全水质分析;以石油磺酸盐为基础药剂,通过测量界面张力进行复配药剂及添加剂的筛选;对体系进行性能评价后,开展了室内岩心驱替实验,从而优化了注入参数。结果表明,降压增注表面活性剂的最佳配方（质量分数）为：0.7%石油磺酸盐+2.0%重烷基苯磺酸盐+0.5%无水乙醇+1.0%NaCl,与原油之间的界面张力为6×10-3 mN/m;在岩心驱替实验中,最佳注入速度为0.15 mL/min,最佳注入量为1 PV,最优段塞组合为0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV,在不同渗透率的条件下,降压率均超过24%。     

渤海注聚井区油井深部解堵工艺研究及应用

针对渤海油田油井解堵效果变差、有效期降低等问题,提出了扩大解堵半径、优选解堵剂体系、强化解堵效果的解堵思路。通过工艺研究、工艺优选,形成了深穿透解堵技术。深穿透解堵技术主要包含基质解堵、降阻造缝和储层深部解堵三个过程。对深穿透解堵工艺机理进行了研究,并形成了一套现场可应用的工艺技术。针对锦州油田注聚井区堵塞问题,从聚合物溶液降黏、模拟含聚堵塞物、现场含聚堵塞物降解三个方面优选出一种复合解堵剂,结合工艺思路形成施工方案,并进行现场应用,取得了较好的增液、增油效果。     

自组装颗粒调驱体系注入方式优选实验研究

针对渤海油田储层渗透率高、水驱窜流严重的问题,采用新型自组装颗粒调驱体系,进行室内封堵以及驱油实验研究,并对颗粒注入方式进行对比。静态实验表明,自组装颗粒具有良好的耐温耐盐性能,耐温100 ℃, 耐盐35 000 mg/L;封堵实验表明,对于渗透率为10 000×10^-3 μm² 左右的砂管模型,采用胍胶或聚合物溶液悬浮颗粒封堵后,砂管渗透率降至3000×10^-3 μm² 左右,砂管有效封堵率达70%;驱油实验表明,对于渗透率为20000× 10^-3 μm2 和4 000×10^-3 μm² 的并联砂管模型,在水驱采出程度为27.34%~28.17%的基础上,注入0.4PV 自组装颗粒调驱体系,其采出程度可提高28.57%~38.76%,最终达55.91%~66.80%,且采用胍胶或聚合物悬浮颗粒的注入方式效果较好。实验揭示了自组装颗粒的封堵机理主要是填充封堵、架桥封堵、黏接封堵。     

大剂量深部调驱技术在小集“双高”油田的应用

针对小集油田官979断块"双高"开发阶段地质及剩余油分布特点,研究了耐高温的连续凝胶及SMG微球凝胶的基本物理化学特性。结果表明,实验所优选的HPAM与交联剂KN所形成的凝胶在113℃下可以长期稳定,黏度基本保持不变,达到100 000mPa·s,且在渗透率为3.0μm2的岩心中的残余阻力系数可以达到20以上,具有很好的封堵性能。SMG微球在120℃下可以稳定存在,且高温溶胀后粒径明显变大,可以对高渗管产生封堵,使后续注入液转向低渗层,从而提高采收率。将优选出的适用于高温油藏的KN高温连续凝胶及SMG微球凝胶开展大剂量深部调驱试验,并对层系、井网、注入体积、段塞结构等进行研究优化,结合现场及时的优化调整,整个断块实施大剂量深部调驱后注水指标和开发效果都得到了明显改善,截止到2013年6月,14口调驱受益油井,见效13口,纯增油9 500t。     

吐哈胜北地区储层孔喉体积分布预测模型的建立

储层孔喉分布是储层评价的重要研究内容。通过对吐哈油田胜北地区砂岩石毛管压力研究,提出了建立储层孔喉体积颁预测模型的新途径,该模型解决了在一个地区部分层段、部分井因缺乏压汞测试样品或岩芯资料给研究储层孔隙结构带来的困难,并有利于正确评价工区储层孔隙结构的非均质性。     

伊拉克哈法亚油田白垩系Nahr Umr组砂岩储层物性控制因素

利用岩芯观察和铸体薄片鉴定,结合物性、扫描电镜、X-射线衍射分析、压汞实验等,探讨了伊拉克哈法亚油田白垩系Nahr Umr组砂岩储层物性特征及其控制因素。结果表明:哈法亚油田白垩系Nahr Umr组B段潮控三角洲相砂岩储层整体呈中孔中渗的物性特征,孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主,孔喉变化较大,非均质性强; 储层物性的控制因素包括沉积作用和成岩作用,沉积作用影响着孔隙空间类型和孔隙结构,物性较好储层发育在水动力条件较强且岩石组分结构特征较好的储层中,成岩作用对储层物性起到了显著的改造作用,压实作用和胶结作用造成了孔隙大量充填,自生矿物和黏土矿物不仅减小了孔隙空间,并造成孔喉堵塞,物性变差,而溶蚀作用产生的次生孔隙改善了储层物性; 最优质的储层发育在潮控分流河道相交错层理砂岩中,这类储层具有粒度大、分选好、石英相对含量高、黏土矿物含量低、胶结物含量低、孔隙发育、孔喉半径大的特点,对应的储层物性为中高孔高渗,是研究区储层表征与建模的重点。     

多元解堵技术在白于山区块的研究与应用

长庆油田白于山区块经过多年开采,目前部分油井产量递减迅速,分析认为主要是由于该区块井温相对偏低,原油开采过程中有机和无机沉淀析出（结垢）导致储层部分孔喉堵塞。室内对该区块原油和堵塞物成分分析,结果显示堵塞物成分复杂。针对堵塞物不同特性,开发出一套多元解堵体系,实验结果表明反应4h时,多元解堵体系对该区块垢样溶蚀率比土酸体系溶蚀率提高了14%,对白于山区块岩心平均伤害率为-17.1%。现场试验表明多元解堵技术对白于山区块油井堵塞有明显针对性,能有效提高该区块油井单井产量。     

吉林油田某凝析气藏区块水锁损害评价及解锁研究

水锁损害是低孔低渗油气田损害的主要方式之一,严重影响油气田的正常开采。为找出影响水锁效应的主要因素及解除水锁损害的有效方法,采用来自吉林油田某凝析气藏区块的岩样,通过储层岩心室内水锁损害实验,对储层岩心水锁前后的气相渗透率的变化程度进行研究,定量评价岩样水锁程度,认为含水饱和度、孔喉半径小、黏土矿物中水敏感性伊利石、伊蒙混层的高含量及其毛发状、丛生状凸起的结构特征是造成水锁效应的主要原因。在此基础上,评价了甲醇、滑溜水和注N₂解除水锁损害的效果,实验证明,N₂解锁效果最好,渗透率可以恢复到最初的30%左右,注甲醇解锁效果好于滑溜水,且最佳注醇量为0.4 PV。     

塔河奥陶系油藏地层水赋存状态及控水对策

根据储层孔隙结构特征、油气驱替过程、开发过程中产出水的化学 动力学响应,塔河油田奥陶系地层水可区分出洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水和储层下部层间水3种类型.根据油井开发动态和储层发育情况,奥陶系油藏油井含水动态类型可分为缓慢上升型、台阶上升型、快速上升型和波动型.针对储层特征和油藏流体化学 动力学特征,提出以下稳油控水措施,为油田生产开发提供服务：1）识别水体类型,控制出水速度;2）注水开发;3）合理加密井网;4）合理控制采油速度,延长稳产时间;5）酸化压裂;6）堵水调剖.     

多级架桥暂堵技术在合川区块的应用

合川气藏须家河组储层属于低孔-特低渗致密砂岩储层,在钻井完井过程中,极易受到损害.提出通过优先暂堵大贡献孔喉、提高暂堵大贡献孔 喉的粒子群分布频率达到更好的屏蔽暂堵效果.室内实验研究多级架桥屏蔽暂堵钻井完井液配方.多级架桥屏蔽暂堵技术在室内和现场都取得了很好的效果.