高含水油井选堵调控剂优选与应用

孤东油田油井含水程度高,平均综合含水达到95%,严重影响了油田开发效益。针对孤东油田存在堵水深度较浅,有效期短,堵剂选择性较差的问题,结合油井选择性堵水的要求和特点,通过物模实验对溶胀型复合颗粒堵剂和填充型聚合物冻胶体系两种选堵调控剂的封堵性、选择性、适应性进行评价研究,封堵后综合提高采收率17.01%,初始综合含水率降低26%,封堵后综合封堵率为92.5%。同时根据高含水油井的特征,现场试验选择性堵水油井2口,措施前平均单井日产液36.5 t,日产油1.2 t,含水96.7%,措施后平均单井日产液39.6 t,日产油2.9 t,含水92.7%,累计增油748.0 t,有效期220 d。试验表明,两种类型堵剂段塞组合后堵水,降水增油效果明显,实现了油井“控水稳油”,为后续快速选堵调控提供技术指导,对同类型油藏高含水油井选堵调控治理有良好借鉴意义。     

油井深部堵水技术的研究与应用

针对常规油井堵水增产幅度低、有效期短等问题,提出了一种油井深部堵水技术,该技术是将强度由’弱到强的油井堵剂依次注入欲封堵的高渗透条带的远井地带、过渡地带和近井地带,从而达到深部堵水、延长堵水有效期、增油降水的目的。室内研究表明,油井深部堵水可以更高提高水驱波及系数,进而提高原油采收率,并且堵剂放置的位置存在一个最佳深度,此时单位体积堵剂的采收率增值最大。矿场试验也证明了油井深部堵水技术是一项经济效益可观的,控水稳油、提高采收率的可靠、可行的技术,值得重视和推广。     

扶余油田微生物调剖堵水研究与应用

以高含水油田为目标，开展微生物深部调剖堵水试验研究。在菌种及其代谢产出生物聚合物特性研究的基础上，探讨了岩心注入方式、聚合物产出性能以及其封堵调剖能力。室内物模驱油试验提高采收率9％，现场14口油井微生物堵水最高单井增油647t，10口注水井微生物深部调剖后，周围油井含水下降7．7％～64．5％，一年来持续有效。     

高含水油田微生物深部调剖先导技术研究

本项目以高含水油田为目标．开展微生物深部调剖技术试验研究。在菌种及其代谢产出生物聚合物特性研究的基础上，探讨了岩心注入能力、聚合物产出能力及其封堵调剖机理。在取得室内物模驱油试验提高采收率9％及油井微生物堵水增油647t的较好效果后，对10口注水井进行了微生物深部调剖矿场试验．周围油井含水下降7．7％～64.5％。通过油井堵水、水井深部调剖矿场试验的跟踪监测和动态分析．明确了影响微生物深部调剖效果的主要环节及因素，为该项技术的深入研究和大规模推广应用指明了方向。     

高升油田化学堵水技术研究与应用

高升油田高注水区块针对油井水淹、水窜难题,开发研制出稠化油堵水配方体系及选择性堵水技术,成功应用解决了油井高含水的难题。     

微生物深部调剖技术研究

以高含水油田为目标，开展微生物深部调剖技术试验研究。在菌种及其代谢产出生物聚合物特性研究的基础上，探讨了岩心注入能力、聚合物产出能力、及其封堵调剖机理。在取得室内物模驱油试验提高采收率9%，现场油井微生物堵水增油647t后，对10口注水井进行了微生物深部调剖矿场试验，周围油井含水下降7．7%～64．5％，一年来持续有效。通过油井堵水、水井深部调剖矿场试验的跟踪监测和动态分析，明确了影响微生物深部调剖效果的主要环节及因素，为该项技术的深入研究和大规模推广应用指明了方向。     

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。     

绥中36-1油田堵水稳油技术数值模拟研究及应用

为了保证渤海绥中36-1油田的稳产,针对油田开发过程中暴露出注入水单层单向突进的矛盾,在注水井优化注水的基础上,采用数值模拟方法进行油井堵水效果研究。方案设计时考虑三种堵水方式:封堵防砂段、封堵高含水小层和层内堵水;考虑封堵三个不同含水级别的油层段:含水分别大于90%、80%、70%。油井堵水后减少无效水循环,提高注入水利用率,减少平台污水处理量,实现了节能减排,同时为中低含水井提液生产创造了产液空间。研究认为堵水越精细,限液生产造成的油量损失越少,且在一定程度上提高了油田采收率。现场试验结果表明高含水油井堵水后降水增油效果明显。     

中原FD235防顶堵水管柱技术探讨

为解决长期困扰油田生产发展的油井高含水问题，对中原油田前期使用的堵水工艺管柱存在的问题进行了研究分析，指出了各种工艺管柱存在的缺陷和不足，提出了一种高性能的ＦＤ２３５防顶堵水工艺管柱技术的结构组成，并全面介绍了该工艺的技术参数、特点和工作原理。从９０年代初期到目前为止采用该项技术在油田１５５口井施工２０８井次，现场应用证明该堵水工艺技术降水效果显著，油井见效率达到７９．２％，管柱工艺成功率达９５％     

生物聚合物深部调剖技术室内及矿场应用研究

为了探讨老油田高含水后期生物聚合物深部调剖的可行性,将代谢产出生物聚合物的菌种及其营养液连续注入地层,封堵裂缝及大孔道,扩大注水波及体积。对菌种及其代谢产出生物聚合物特性进行了研究,分析了岩心注入能力、聚合物产出能力及封堵调剖机理。通过油井堵水、水井深部调剖矿场试验的跟踪监测和动态分析,确定了生物聚合物深部调剖效果的主要影响因素。室内物理模拟驱油试验结果表明,这种方法能提高原油采收率9%,矿场油井堵水增油647t。对注水井深部调剖后,周围油井含水率下降7.7%～64%,有效期达12～20个月。生物聚合物深部调剖设备简单,施工简便,有效期长,成本低,具有良好应用前景。     

低渗透储层水淹油井堵水压裂技术研究与试验

为了提高水淹油井的单井产量,根据油井不同见水类型,研究形成了不同水淹类型油井堵水压裂技术。针对孔隙性见水油井,研究形成了选择性堵水压裂技术,选择性堵水剂的堵水率是其堵油率的3.3倍,具有较高的选择性封堵能力。针对裂缝性见水油井,研究形成了封堵老缝定向射孔压新缝技术:其裂缝固化剂固化后体积变化小于5%,突破压力高达9.8 MPa;定向射孔根据老井剩余油分布情况,选择射孔方位,以控制压裂裂缝延伸方向。现场2口井试验表明,堵水压裂后平均日增油分别为0.81和0.76 t,具有较好的增产效果,为长庆低渗透储层水淹油井提高单井产量提供了有效的技术手段。      

低渗透油田压裂技术稳产上产的方法研究

油田进入高含水期开采后,压裂措施对象的条件发生了很大变化。压后措施井保护机制就显得特别重要,同时也是提高压裂效果的必要条件,文中收集整理已有压裂井生产数据,对压裂效果合理分类,研究周围水井注水调整时机和调整范围,对压裂效果较差的措施井,确定堵水时机和堵水层位。对水井的注水时机以延长有效期,对于油井的堵水时机和堵水层位有指导意义。在一类区块实施缝内多分支缝压裂42口井,平均单井初期日增油2.1 t,截止到目前累计增油1.38×10⁴t,增加产油效益3968万元,实施缝网压裂改造技术的22口井,免修期延长143天,节约作用费用53.7万元。     

吉木萨尔页岩油老井重复压裂技术研究与应用

新疆油田分公司吉木萨尔页岩油芦草沟组储层具有低孔低渗、边底水不发育、油层薄且层理面发育、油质稠等特征.前期通过裸眼封隔器完井分级压裂改造技术实现了部分单井新投高产,但对裸眼封隔器完井水平井的重复压裂改造缺乏有效工艺.针对以上问题,开展了多级暂堵重复压裂技术研究.通过对影响技术关键的暂堵剂进行实验研究,发现暂堵剂A具有抗...     

新型水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果

重复压裂是恢复油井产能、提高最终采收率的重要方式之一,目前最有效的重复压裂方式是暂堵剂的转向压裂改造。采用可生物降解材料、高分子量聚合物、膨胀剂和固化剂合成了一种环保型水溶性暂堵转向剂,该暂堵剂颗粒尺寸可根据裂缝宽度定制,水溶性良好,压裂施工结束后4 h可水溶降解;岩心实验表明,该水溶性暂堵剂岩心封堵效率可达99%以上,承压40 MPa以上,且水溶降解后对岩心的伤害较小,满足重复压裂施工各项指标的要求。现场试验1口井,施工过程中加入暂堵剂后施工压力上升3 MPa,起到了良好的暂堵效果,压后增油量为1.1 t/d,含水率下降5%,说明该压裂模式能够起到恢复油井产能、降低含水的目的。      

双河油田高含水开发后期薄互层控水压裂技术研究

双河油田经过40年的开发,目前处于特高含水开发期,挖潜对象已由初期的大厚层转向中低渗透薄互层,而压裂措施是这类低品位油藏挖潜的最有效手段。常规的压裂技术难以实现对人工裂缝的控制以及压裂后控制含水等问题。因此,本文在研究地质和工程参数对人工裂缝缝高影响的基础上,制定应力差与隔层厚度界限图版,为薄互层压裂选井选层提供科学依据,同时评价出具有较好控水作用的透油阻水支撑剂与压裂堵水剂。现场应用结果表明,透油阻水支撑剂与压裂堵水剂的复合应用发挥了比较明显的协同效应及控水增油效果,拓宽了高含水油田压裂改造技术应用范围,具有良好的推广应用前景。     

大庆油田机械堵水技术回顾与展望

分析大庆油田不同含水开发阶段控水措施面临的矛盾,论述了机械堵水技术的不断发展和完善过程。堵水用封隔器由挤压式逐步发展为压缩式和平衡压缩式,提高了工艺的密封率和成功率;堵水器由同心活动式配产器逐步发展为偏心式配产器、滑套式堵水器、液压式一次可调层堵水器、机械式和液压式重复可调层堵水器,实现了不动管柱分层调配,降低了作业成本,提高了工艺有效率;管柱由整体式发展为丢手式。克服了整体管柱泵抽时的上下蠕动,提高了封隔器的密封性。此外,针对特高含水期开发阶段油井控水技术将面临着多层高含水的矛盾。指出”十一五”期间及以后堵水技术应向地面方便重复调层的分层采油技术及智能分采技术方向发展。     

长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%～10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m3/min,注入量为300～600 m3,可在裂缝深部40～80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。      

安塞油田中高含水期油井重复压裂技术研究与应用

从2000年以来,以缝内转向压裂工艺为主的重复压裂技术已经成为安塞油田油井重复改造的主要措施,其有效率达94.3%,平均单井日增油达1.4 t以上,取得了较好的增产效果。近两年来,安塞油田部分油井进入了中高含水期开发阶段,通过对油井储层物性、见水特征、初期改造参数、剩余油分布及选井选层、压裂液选择和施工参数优化等方面进行研究,确定了适合安塞油田中高含水期油井重复压裂的工艺技术。通过12口井的现场应用,取得了明显的"控水增油"效果。     

苏里格气田致密底水气藏堵水压裂技术

针对苏里格气田致密底水气藏压裂改造后易沟通水层,造成含水率上升快,有效期短等问题,通过自主研发固化封堵剂,基于颗粒沉降规律和压裂裂缝的扩展情况,结合苏里格气田E区块的储层地质特征,优选射孔位置等工艺参数,将堵水与压裂结合在一起形成了底水致密气藏堵水压裂技术。苏里格气田E区块的14口井应用了堵水压裂技术,与采用常规压裂技术的邻井相比,平均产水量降低了62.6%,平均产气量提高明显。这表明固化封堵剂可在储层条件下固化形成低渗封堵层封堵底水上升,实现降低产水量,提高产气量的目的。      

大庆油田不返排压裂液技术研究及应用

大庆油田低渗透储层水力压裂已经成为增产改造的主体技术,但应用过程中存在压裂废液处理环保压力大、成本高,压裂后不及时返排会对储层造成伤害,影响增注效果等问题。为此,通过技术攻关成功研制了不返排清洁环保压裂液,该压裂液具有低成本、低伤害、油井零外排、水井不返排的技术优势。该技术在大庆油田低渗透储层累计应用154口井,施工成功率100%,其中,88口油井累计增油3.8×10~4 t,66口水井累计增注51.2×10~4 m~3,减少外排压裂液3.2×10~4 m~3,达到了"零污染、零排放"的要求。