HS-1高强度堵剂研制及调剖效果评价

室内模拟孤岛油田中二北馆5单元地层条件,优选出凝固时间和固化强度较高堵剂配方,主要由28.5%的主剂、5%～10%的固化剂等添加剂组成.研究表明,HS-1高强度堵剂具有较高的强度和封堵性能.双管并联岩心分流实验结果表明,HS-1高强度堵剂堵调效果明显,低渗岩心分流率从封堵前的5%上升到90%.该堵剂现场试验5井次,平均单并日增油10.9 t,含水下降了16.6%,累计增油5 019 t.     

LB-01液体堵剂在模拟孤岛油田馆5地层条件下性能评价

针对孤岛油田中二北馆5单元含水大幅度上升,开展了模拟该单元地层条件下的室内实验研究。单管岩心封堵实验结果表明:LB-01液体堵剂对高、中、低渗岩心均具有良好封堵性能和残余阻力系数RRF,对注入参数进行了评价,发现随注入段塞的增加、注入浓度的增大,封堵性能逐渐增强,小段塞高浓度堵剂的封堵率和耐冲刷能力更强;通过双管并联岩心分流实验,发现低渗岩心分流率从封堵前的10%左右上升到70%,说明该堵剂具有良好的分流能力。     

LB-01液体堵剂在孤岛油田中二北馆5单元现场应用

通过分析孤岛油田中二北馆5单元蒸汽吞吐热采试验区的构造特征、储层分布、储层物性、流体性质和开发现状等,选用能适应孤岛地层注汽温度的LB-01液体堵剂进行现场试验。该液体堵剂由主剂水玻璃、复合型电解质胶凝剂以及其他助剂经螯合包覆等反应形成的单液法堵水剂,具有耐高温的特征。现场共实施4口井,开井4口,平均单井日增油10.9 t、平均含水下降16.6%,累计增油4 094 t。     

孤岛油田中二北馆5高含水井氮化泡沫调剖治理

1 概况孤岛油田中二北馆 5热采单元储层为粉细砂岩 ,河流相正韵律沉积 ,埋深浅 ,胶结疏松 ,易出砂。油稠 ,地面原油粘度为5 0 0 0～ 2 4 5 0 0mPa·s,于 1992年投入热采开发 ,目前有油井 10 0口 ,开井 84口 ,日油水平 4 0 9t,是孤岛油田稳产的主力单元。随着孤岛油田中二北馆 5     

油田堵水复合铝凝胶制备及性能评价

采用无机物和有机物复配的方式制备了一种用于油田堵水的凝胶体系,并进行了相关优化。引入质构仪对该凝胶体系的强度进行评价,结合考虑成胶时间等因素,得出该凝胶体系的最佳组成为:两性离子聚丙烯酰胺(ACPAM)0.15%,活化剂0.2%,聚合氯化铝(PAC)4%,尿素3%。岩心实验表明该凝胶体系具有较好的堵水效果,对岩心的封堵率达92%左右。     

改进型HV高强度凝胶堵水体系的应用

为解决HV高强度凝胶堵水技术现场效果与室内性能评价存在差异等问题,以吴起区块延10油藏为例,提出了关井后管柱内动态压力对凝胶堵水效果的影响,并通过添加LCR促进剂优化出一种改进型HV高强度凝胶堵水体系,基于成胶时间、稳定性、动态压力及安全性能等进行实验评价。结果表明：快速成胶可以解决动态压力对凝胶稳定性产生的影响,同时优化得到了改进型HV高强度凝胶堵水体系,即为0.8%改性聚合物主剂+5.5%低聚酚醛树脂交联剂+0.03%助剂+0.012% LCR的促进剂,其成胶时间、成胶强度、老化稳定性、施工安全性均符合封堵要求和施工要求,并能在动态压力下保持稳定性和抗剪切作用。矿场试验后,取得了很好的增油降水效果,措施井降水最高达37.78%,平均日增油2.89 t,且有效期达9个月,取得了良好的堵水效果。     

涩北气田堵水剂配方优化及封堵效果评价

涩北气田主力层系生产时间较长,形成了高渗透层出水、低渗透层产气的状况,产气量明显下降。为此,通过正交实验的方法对凝胶体系主剂和添加剂的质量分数进行了优选,研制了适合涩北气田气井堵水用的弱凝胶体系。通过正交静态实验对其成胶时间、成胶率以及成胶强度等进行了研究,优选出主剂质量分数为5%的堵水剂配方,并通过模拟实验对该堵水剂在涩北气田储层条件下的注入特性和封堵效果进行了评价。实验结果表明,优选出的堵水剂成胶时间为7.9h,成胶后静态屈服强度达到1000Pa,另外该堵水剂对出水层具有较好的选择性和较高的封堵强度,并且不会封堵气藏产层,说明该堵水剂对于涩北气田气层出水具有良好的封堵效果。     

有机凝胶调堵体系的研究

针对兴隆台油田兴58块在室内开展凝胶调剖堵水研究,研制的有机凝胶体系主要由聚合物、有机交联剂和稳定助剂组成,其成胶时间可控制在20～40 h,根据需要凝胶的强度可以调整为4 000～20 000 mPa·s,抗剪切能力强,在模拟油藏温度(65 ℃)条件下能稳定保存20 d以上.岩心封堵、驱油试验表明,对于不同渗透率级差的岩心组,通过调整凝胶体系的浓度,能有效地调剖封堵高渗岩心,封堵率均在90%以上,明显改善低渗岩心的水驱效果,室内水驱驱油效率提高10%以上.     

泡沫复合驱在胜利油田的应用

针对胜利油区孤岛油田中二区中部Ng3＋4油层和埕东油田西区油藏条件，进行了泡沫复合驱实验研究。封堵调剖实验表明，泡沫复合驱具有优良的封堵调剖能力，其封堵能力随渗透率增加而增大；气液共注时，阻力因子随注入量增加而持续增大，交替式注入时，阻力因子随注入量的增加波动上升，但随着注入量不断增加，两种方式均能产生较好的封堵效果；低气液比交替注入时，封堵作用表现缓慢；大段塞交替注入时，封堵效果相对较弱。驱油效率实验表明，泡沫复合驱比水驱提高采收率20％以上，发泡剂对矿化度、温度及原油性质等油藏条件改变均不敏感，适应性强。孤岛油田中二区中部Ng3＋4油层实施单井试注后，生产井增油降水效果显著，注入井吸水剖面明显改善。图5表4参14     

超低渗裂缝油藏深部调剖堵剂体系适应性研究

针对长庆油田吴410区超低渗透、裂缝性油藏,评价了甲叉基聚丙烯酰胺类化学成胶堵剂及体膨凝胶颗粒堵剂对裂缝的封堵性能。甲叉基聚丙烯酰胺类化学成胶堵剂具有地面粘度低(≤34mPa·s,泵注性能好)、成胶时间可控(16～72h,60℃)、堵水选择性好(油相岩心封堵率≤40.7%,水相岩心封堵率≥97.6%;油相岩心突破压力≤0.91MPa/m,水相岩心突破压力≥1.75MPa/m)、封堵率高等特点;体膨凝胶颗粒堵剂具有淡水中膨胀率高、盐水中膨胀率低、膨胀后的凝胶颗粒具有变形通过性能等特点。确定了针对吴410区长6超低渗裂缝性油藏调剖工艺的"前置甲叉基聚丙烯酰胺类化学成胶堵剂+体膨凝胶颗粒堵剂+柔性胶粉堵剂封口"的调剖剂体系及"大剂量、小排量、多段塞、控压力"调剖工艺,并进行了现场工艺试验。统计2012年吴410区3口典型调剖井,平均注水压力上升1.5MPa,至目前,单井组内油井平均增油已超200t,调剖增油效果良好。同时对调剖失败井进行对比总结分析,为以后堵水工艺提供参考意见。     

注聚后提高采收率LPS驱先导试验

孤岛油田在中一区馆3单元先导区注聚后进行了LPS先导试验，即低浓度交联聚合物试验。经过室内LPS岩心封堵，试验和LPS岩心驱油试验，证明LPS在堵水，调剖的过程中兼具驱油的功能，可提高原油采收率。经经矿场试验也取得了一定的效果，增加油量4278t。     

边底水油藏水平井复合堵水技术研究与应用

桩西地区边底水油藏水平井含水上升快、产液量高,传统堵水效果差,为此开展了复合堵水技术研 究。设计合成了一种微观油水调控剂,研发了耐温高强度堵剂,评价了解堵剂的解堵性能。实验结果表明,微观油 水调控剂具有良好的驱油性能;耐温高强度堵剂本体强度可达 2722.4 Ｎ,耐温120℃,耐盐 100 000 mg/L。以桩1 -平 71井为例,优化了堵水工艺参数。目前,在水平井实施复合堵水5井次,堵水有效率100 ％,平均单井日增油 2.8ｔ,日产液降低125ｔ。现场应用结果表明,复合堵水工艺可实现对水平井的封堵,达到降液增油的目的,具有较 高的推广应用价值。     

致密油藏长段水平井防漏堵漏技术

吐哈盆地三塘湖油田西峡沟构造带二叠系条湖组地层为裂缝性油藏,钻井开发过程中恶性井漏频繁发生。为了解决三塘湖油田马49区块致密油藏的恶性井漏难题,在分析马49区块已钻井的井漏原因的基础上,开发了一种凝胶复合防漏堵漏技术,研究了凝胶复合防漏堵漏体系对水平井的配伍性、可泵性、抗温性和承压能力,并报道了该体系的现场应用效果。研究表明,所配制的凝胶复合防漏堵漏体系与水平井的配伍性良好;该体系的成胶时间为30 min,可泵性良好;该体系具有较强的抗温性能,在100℃老化不同时间后的凝胶复合防漏堵漏浆侵入砂床的深度变化不大;该体系具有良好的封堵承压能力,在静态/动态情况下均可在宽度为1数3 mm缝隙中形成有效封堵层。凝胶复合防漏堵漏技术成功解决了马49区块致密油藏恶性漏失难题,比同区块平均漏失量减低94.57%,堵漏损失时间节约89.51%,钻井周期节约37.26%,实现了钻井提速提效的目的。     

热采堵水调剖剂研究及应用

针对孤岛油田中二北Ng^5和中二中东Ng^5稠油油藏地层压降大,造成边底水或相邻的水井注入的侵入,部分热采井含水高达85%以上,严重影响注蒸汽吞吐开发效果这一现象,以粉煤灰作为主要原材料,研究出封堵强度高、耐温性好、成本低的DKJ-Ⅱ型高温堵剂,经现场应用,封堵效果好,具有良好的应用前景。     

单液法硅酸凝胶堵水剂FH-01研究及其应用

所报道的单液法硅酸凝胶堵水剂FH-01,由75％～95％水玻璃、0．9％～1．05％复合电解质胶凝剂,8％～12．5％包覆剂组成,常温下为淡黄色液体,在地层条件下经10～15小时固化。简介了硅酸钠在氢离子作用下生成单硅酸,再聚合成多聚硅酸并形成凝胶的原理。将有效成分含量30％的堵剂0．3PV注入渗透率分别为3、2、1μm^2的孤岛油田产出砂填充管,在70℃固化后封堵率达92．9％、93．6％、95．7％,堵剂有效成分含量增大时封堵率增大,注入并联高、低渗（3．1和0．95μm^2）填砂管时,使分流率由90％和10％变为30％和70％。在孤岛中二北馆5单元的4口经多轮次蒸汽吞吐的热采井中,将该堵剂放置于距井眼6m的近井地带,平均单井用量110m^3,关井候凝后开井生产,产出液含水由94．3％～96．5％降至69．2％～88．5％,周期产油量大幅增加。图1表2参2。     

改性落叶松栲胶防汽窜封堵体系及注入工艺

汽窜是稠油注蒸汽开发过程中遇到的主要难题,严重影响注汽效果.研究了新型改性落叶松栲胶复合耐高温选择性调堵体系,确定了其最优配方,并从质量分数、温度、pH值、矿化度、成胶液黏度以及长期热稳定性等方面对封堵体系的性能进行评价.该体系具有耐高温、封堵性能好、注入黏度低、堵水不堵油的优点,可以实现调整注汽剖面、治理汽窜与封堵地层水的多重效果.同时按照防汽窜封堵的总体目标和要求,研究了配套凝胶型防汽窜封堵剂所适合的现场注入工艺技术.对SJS56-16-12井采用改性落叶松栲胶汽窜封堵体系进行封窜,现场结果表明:封窜效果良好,降水作用明显.凝胶型防汽窜封堵体系现场配注及工艺技术问题的解决,为防汽窜封堵施工现场实施提供理论指导和保证.     

耐温抗盐水平井封堵体系研究与应用

针对中原油田高温、 高盐和水平井中 80%是筛管完井的特点, 研发了以渗透率调节剂 RPM（阳离子三元聚合物） 为主剂的耐温抗盐水平井封堵体系 （5000 mg/L渗透率调节剂 RPM+6000 mg/L交联剂 PFR+300 mg/L稳定剂 JN）, 考察了该体系的耐温、 耐盐、 热稳定性及封堵性能。结果表明, 该体系耐温可达 90℃, 耐盐可达 25×10⁴mg/L （其中 Ca²⁺、 Mg²⁺浓度 5000 mg/L）, 凝胶强度在 5×10⁴ mPa·s以上, 长期热稳定性可达 90 d以上。该体系具有较好的选择性堵水性能, 封堵填砂管后水相渗透率降低 89%, 而油相渗透率仅降低 17%, 可直接用于水平井堵水, 尤其可以解决管外无法封隔的割缝筛管和裸眼方式完井的水平井堵水问题。图 10表 5参 14     

耐高温改性酚醛树脂复合堵剂体系的研制及性能评价

研制了耐高温改性酚醛树脂复合堵剂体系,并对其性能进行了评价。确定了可满足现场油田污水配制要求的复合堵剂体系最佳配方:3 000 mg/L HPAM+4.5%改性酚醛树脂+0.08%膨润土。性能评价结果表明,复合堵剂体系的耐温抗盐性能良好,可用于200℃的稠油热采井的调剖堵水作业;封堵性能良好,封堵率高达98.6%,80℃放置20 d进行后续水驱,封堵率变化不大,稳定性好。     

低初黏可控聚合物凝胶在油藏深部优势渗流通道的封堵方法及应用

聚合物凝胶调剖技术可以有效治理水驱油层水流优势渗流通道并提高采收率。通过建立凝胶调剖剂在非均质渗透层间渗流的理论模型，分析了凝胶调剖剂的黏度对优势渗流通道封堵的作用效果；研发了低初始黏度、具有pH值响应、成胶强度和交联时间可控的聚丙烯酰胺/柠檬酸/铬凝胶体系。在10 m长岩心和3管并联岩心进行封堵模拟实验，测试了聚合物凝胶体系剪切后的自修复黏度等流变学参数，研究了分流率、注入压力以及凝胶封堵的微观形态。研究结果表明：聚合物凝胶体系的低初始黏度是优先封堵地层深部高渗透层优势渗流通道、扩大波及体积的关键参数，聚合物凝胶体系的初始黏度低于10 mPa·s、延迟交联时间控制在30 d以上。长岩心封堵后水驱各段压力梯度比注入聚合物后续水驱时提高了6.55倍；经扫描电镜微观测试发现在岩心不同位置孔隙中存在明显的膜状凝胶；在并联岩心中，当低初黏可控聚合物凝胶进入水窜流的高渗层封堵后，注入水高渗层分流率由72.7%降低为0.7%。大庆油田1井组（6注12采）深部调剖现场试验结果表明，注水压力从7.8 MPa上升到9.8 MPa；8口连通油井日产液量下降16.2%，阶段累积增油563 t。低初黏可控聚合物凝胶对油藏深部优势渗流通道实现了有效封堵。     

综合治理不正常出水井

随着孤岛油田中二北馆 5单元的不断开发 ,目前该单元综合含水已达 87 3% ,一直以来 ,认为其高含水主要受外部边水、底水及内部注入水影响 ,但随着高含水热采井井数的逐年上升 ,发现有一部分井处于上述水侵区外 ,但含水较高或因生产中出水而停产 ,我们称这部分井为不正常出水井。通过分析 ,将该单元水侵区外的出水油井归纳为三个原因 :①工程上固井和射孔质量差 ,造成套管损坏 ,使浅层水层和油层串通导致的出水井 ;②热采井区内的水井灰封不严 ,导致局部热采井出水 ;③注汽压力过大 ,串槽导致的生产井出水。这些不正常出水井大部分采出程度低…