大庆萨中南一区钻关恢复期浅调剖的实践与认识

通过对大庆萨中开发区南一区乙块钻关区部分注水井采取化学浅调剖技术,摸索出钻关恢复期的最佳调剖时间为在恢复期的第一阶段采用化学浅调剖措施,控制含水上升效果最好。前期浅调剖对于缓解钻关恢复期产量递减,调整注水结构,动用低含水低产油层,减缓层间、层内矛盾效果相当明显。浅调剖控制钻关后含水上升先导性试验对同类油田改善开发效果有借鉴意义,可推广应用。     

钻关恢复期注水井组化学调剖的实践和认识

介绍了厚油层区注水井在钻关恢复期采用化学调剖技术，缓解钻关恢复期产生的一系列矛盾，高速注水结构，使未动用油层的采收率得到了提高。     

疏水缔合聚合物调剖技术

聚合物驱油技术是非均质油藏提高波及系数的有效技术，是较成熟的提高采收率技术之一，但在高温、高矿化度的油藏或存在高渗透层油藏应用效果较差。为了解决高温高盐油藏聚合物驱油技术问题，研制出了耐温抗盐的缔合聚合物，并且筛选出了适合中原马寨油田卫305块的缔合聚合物配方。2002年11月进行现场试验，取得了显著的效果，为高温、高盐油田探索出了一条改善剖面、降低递减、提高采收率的新途径。     

聚合物微球调剖技术研究与应用

本文证明了堵剂聚合物微球技术可以有效封堵高渗通道,提高注水扩大波及面积,成为了低渗油田中后期提高采收率主要技术手段之一。     

调剖剂与驱油剂

为了提高原油采收率，常用调剖剂与驱油剂作为采油用剂。本文主要介绍了这两种采油用剂的概念、分类、作用机理及其差别和发展趋势，以便更有效地发挥采油用剂的作用，进一步提高原油采收率。     

聚合物驱后续水驱前期调剖效果分析

1.概述 孤岛油田中一区Ng4砂层组共发育有4个小层,其中Ng4~2、4~4两个为主力层,主力油层发育,分布厂,厚度大,储量集中。1997年1月实施聚合物驱,现场采取清水配制母液、清水稀释注入方式,分两段塞往入,2000年7～9月,注聚结束后转后续水驱,污水的粘度(0.45mPa·s)远远小于地下已充满的聚合物溶液粘度(56.5～35、1mPa     

中原高含水油田调剖、调驱技术研究

本论述了高含水油田提高采收率的关键技术“高含水油田分层调剖技术”、“大面积多轮次PI决策技术”、“耐温抗盐低度交联调驱技术”、“预交联颗粒凝胶调驱技术”在中原油田高含水油田的研究应用情况,并提出了进一步攻关的方向。首次提出了利用多次PI决策方法,把PI值变化曲线的拐点位置作为深部调剖、调驱最佳时机的观点。     

断块油藏高含水后期间注调剖实践及认识

中原油田A油藏属于中低渗透性复杂断块油藏。地质储量748×104 t,标定采收率42.9%,空气渗透率(80~151.4)×10-3μm2,孔隙度22.8%。油藏分三套层系开发,层间非均质性严重。原油地下粘度为0.94mPa·s,含蜡量为20.5%。油藏原始地层压力系数为1.2。该油藏于1979年投入开发,经过20多年的开发调整,目前已进入高含水后期开发阶段,油藏综合含水达到92%,采出程度为32.6%。     

聚合物驱后交联聚合物深部调剖技术室内试验研究

为了避免聚合物驱后恢复水驱时含水率迅速上升,研制了交联聚合物深部调剖剂冻胶107,并对其配方进行了优化。通过平行管流动试验,分高、低两种渗透率模拟油藏非均质性,研究聚合物驱后的压力、各种渗透率层的采收率和含水率的变化。试验结果表明,聚合物驱后直接进行深部调剖,流动性较强的深部调剖剂将主要进入高渗透孔道,对高渗透层造成封堵,为了使组合调剖剂能进入深部高渗透层,提高原油采收率,必须按照先弱后强的顺序,尽可能早的注入组合调剖剂。     

利用微生物调剖技术提高原油采收率

利用微生物及其代谢产物进行油藏注水剖面的调整,克服了常规机械调剖及化学调剖存在的不足,达到提高原油采收率的目的.该研究分离出五组适应温度在30～60℃,具有耐矿化度、能与地层原生菌相容生长、对20μm²以下的岩心堵塞率大于90%的微生物菌群.该菌群包括球菌、杆菌及丝状菌.对菌种特性及微生物调剖剂在岩心封堵中的特性进行了描述.经5口井8个月的矿场试验,初步统计增油1432t,且受益井继续有效.室内模拟调剖试验及矿井现场试验证明分离筛选出的微生物具有良好的降低岩心渗透率,提高原油采收率的作用,且工艺简单、施工安全、不污染环境,同时降低了材料和施工的成本.     

萨中高台子油层浅调剖的实践与认识

由于高台子油层小层多,隔层不明显,所以通过细分调整减缓层间矛盾及控制含水上升速度的难度都很大。南一区西部高台子油层应用浅调剖技术,通过精细选井选层,针对层间差异较大,且与之连通采油井含水上升过快的注水井,降低了中、高渗透层的渗透率,提高了低渗透层的吸水能力,改善了水驱效果,达到了稳油控水的目的。浅调剖技术在南一区西部高台子油层的成功应用,为整个高台子油层高含水期的稳油控水工作提供了实践依据。     

强化泡沫的封堵调剖性能及矿场试验

针对强非均质油藏和大孔道油藏提高采收率的需要,开展了强化泡沫驱油技术研究。通过室内实验和矿场单井试验,初步评价了强化泡沫体系的封堵调剖能力和驱油效果,探索了强化泡沫驱的注入方式。孤岛油田28-8井区强化泡沫驱矿场试验取得了较好的效果,试验期间注入井注入压力上升,吸水剖面明显改善,6口生产井见到了降水增油效果,累积增产原油1.1×104t,表明强化泡沫驱是一种很有发展潜力的三次采油技术。     

大庆油区三元复合驱耐碱性调剖剂的研制与段塞组合优化

针对大庆油区三元复合驱区块中后期含水上升快,不同渗透率油层动用差异大,注入液无效循环的问题,开展了三元复合驱耐碱性调剖剂的研制。通过对交联剂种类及质量分数、聚合物质量浓度及相对分子质量和聚合物溶液熟化时间等的筛选,并结合正交试验,研制出了适用于三元复合驱深部调剖的调剖剂配方,该配方由相对分子质量为2 500×104且质量浓度为2 000 mg/L的聚合物、质量分数为0.15%的离子型交联剂YH-1、质量分数分别为0.1%和0.08%的有机交联剂THM-1和THM-2以及质量分数为0.2%的稳定剂、质量分数为0.1%的除氧剂组成,形成的调剖剂成胶时间为102 h,成胶粘度为3 510 m Pa·s,稳定时间大于60 d,抗盐性好,对三元复合体系界面张力影响不大。该调剖剂应用于三元复合驱调剖时,能够更好地发挥注入液驱替中、低渗透层的作用,比不应用调剖剂的三元复合驱提高采收率4%左右。数值模拟结果表明,在注入调剖剂前,加入0.01倍孔隙体积的前置聚合物段塞,能够使调剖剂保持更好的成胶性能,效果更好。     

胜一区聚合物驱油藏调剖技术矿场实践与认识

胜一区沙二段1～3单元是胜坨油田最早开展聚合物驱的高温高盐油藏，包括先导试验区及扩大试验区2部分。受平面渗透率变异系数大、层间渗透率级差大等因素的影响，在聚合物驱油前、聚合物驱油过程中和聚合物驱转后续水驱阶段均出现了窜聚或水窜现象。综合分析地层渗透率、吸水、吸聚剖面等资料，对堵剂适应性进行优选评价，实施调剖，充分发挥和利用地下聚合物段塞的驱油作用，提高了阶段采油速度。聚合物驱油前采取无机颗粒类堵剂和高强度凝胶类堵剂协调层间矛盾；聚合物驱油过程中采用调整聚合物质量浓度及添加有机交联剂协调平面矛盾，增大扫油面积；聚合物驱油后采用运移能力强的凝胶类堵剂深部调剖，封堵转水驱后形成的大孔道，进一步延长聚合物段塞驱油的有效期，提高最终采收率。     

耐温耐盐无机调剖剂的室内研究

通过室内实验研究了水玻璃在高温、高矿化度下的热敏、盐敏现象及其影响因素;采用岩心物理模拟方法,研究了水玻璃在高温、高矿化度下的封堵能力及驱油性能.结果表明,水玻璃在高温下能自身生成白色沉淀,并且沉淀量受水玻璃模数、温度及时间的影响;水玻璃与高矿化度地层水作用不仅能产生大量沉淀,有效封堵地层中的大孔道,而且可以形成高粘物质,增加水的粘度,减小水油流度比;水玻璃在高温、高矿化度下有较好的封堵效果和驱油效果,能够进一步提高原油采收率.     

淀粉胶体系调剖性能的影响因素

渤海油田开采已超过20年,储层非均质性严重,加大单井注采强度,会进一步加剧其非均质性。为解决储层非均质性问题,特选定渤海SZ36-1储层性质和流体为模拟对象,通过室内实验确定淀粉胶体系范围,再对不同浓度组成的调剖体系进行室内岩心驱替实验,以注入压力、含水率、采收率增幅等性能为评价对象,优化了调剖体系的配方为4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水硫酸钠。该调剖体系能较好降低储层非均质性,在水驱基础上提高采收率22.1%,提高采收率效果显著。     

一种有于深部调剖的聚合物强凝胶堵剂的研究

由分子量 3× 10 6～ 5× 10 6、水解度 2 5 %的聚丙烯酰胺 (5～ 6 g/L)、重铬酸钠的氧化还原体系、延缓剂 (10 0～6 0 0mg/L)组成的聚合物强凝胶堵剂 ,可用 pH值 6 .5～ 8、矿化度 <1× 10 5mg/L的水配制 ,温度 2 0～ 75℃范围内成胶时间可在 0 .5～ 8天范围内调节。报道了典型配方实验堵剂液的性能研究结果 :在 5 0℃时 ,在人造砂岩岩心中的成胶时间为 44小时 (由突破压力曲线测得 ) ,岩心封堵率 >99.9%,经注水 5 0PV冲刷后仍不低于 99.8%,突破压力梯度在高渗透率 (87.9μm2 )岩心中不低于 30MPA/m ,在低渗透率 (9.0 μm2 )岩心中较低 ,为 2 3MPA/m ,显示了一定的选择性。在 3支串联高渗透率岩心和 3支串联低渗透率岩心并联而成的非均质模型上 ,在水驱饱和油之后(合层采收率 18.8%) ,依次用实验堵剂封堵第一、第二、第三高渗透岩心后水驱 ,合层采收率分别达到 41.8%,6 1.5 %和 74.8%。由各个岩心和岩心组的采收率得出结论 :封堵深度越大 ,采收率提高幅度越大。讨论了有关的驱油机理。     

新型聚合物微球逐级深部调剖技术

由于现有调剖堵水材料在进行油田深部调剖时存在不足，根据理想的深部调剖材料所应该具备的性能，提出了新型聚合物微球结构的设计思路。对所合成的新型材料进行了实验评价，研究了微球水化前后的粒径和形态的变化，结果表明，其初始粒径为几十纳米，在室温下水化30d后粒径膨胀为几微米；研究了聚合物微球在人造岩心和填油砂模拟岩心管中的封堵性能，结果表明，聚合物微球在岩心中具有封堵、突破、深入、再封堵的逐级封堵和逐级调剖特性。     

普通稠油油藏的调剖实践与认识

河南古域油田B125区为I2类普通稠油油藏，具有埋藏浅、厚度薄，平面、纵向上非均质性严重等特点。1996年该区块由蒸汽吞吐转为水驱开发后，部分开发生严重的水窜，含水达到90％以上，2001年针对其他层地质特点，实验评选出凝胶强度大、热稳定性好、封堵效果大于80％，成胶时间可控的调剖剂配方，对三口井实施了调剖，有效封堵了水窜通道并取得较好的增油降水效果。跟踪分析表明该调剖剂交联时间长、封堵强度大、成本较低，比较适合此类稠油油藏调剖需要，具有一定的推广价值。     

一种用于深部调剖的聚合物强凝胶堵剂的研究

由分子量3×106～5×106、水解度25%的聚丙烯酰胺(5～6 g/L)、重铬酸钠的氧化还原体系、延缓剂(100～600 mg/L)组成的聚合物强凝胶堵剂,可用pH值6.5～8、矿化度＜1×105 mg/L的水配制,温度20～75℃范围内成胶时间可在0.5～8天范围内调节.报道了典型配方实验堵剂液的性能研究结果:在50℃时,在人造砂岩岩心中的成胶时间为44小时(由突破压力曲线测得),岩心封堵率＞99.9%,经注水50 PV冲刷后仍不低于99.8%,突破压力梯度在高渗透率(87.9 μm2)岩心中不低于30 MPA/m,在低渗透率(9.0 μm2)岩心中较低,为23 MPA/m,显示了一定的选择性.在3支串联高渗透率岩心和3支串联低渗透率岩心并联而成的非均质模型上,在水驱饱和油之后(合层采收率18.8%),依次用实验堵剂封堵第一、第二、第三高渗透岩心后水驱,合层采收率分别达到41.8%,61.5%和74.8%.由各个岩心和岩心组的采收率得出结论:封堵深度越大,采收率提高幅度越大.讨论了有关的驱油机理.