中含水期海上油田注水井调剖研究

从调剖堵水角度出发．针对埕岛油田的地层条件及海上环保要求，按照PI决策理论，研究了适合于埕岛油田的调剖剂及过顶替液的剂型、配方和用量，最终调剖剂优选为冻胶型堵剂中的酚醛树脂冻胶，高粘聚合物溶液为过顶替液。按照堵剂的套圈式封堵、选择性注入和过顶替的原则，对埕北11E-6井等4口水井进行了调剖堵水试验。施工前后的井口压降曲线、指示曲线和吸水剖面均有成功的变化，周围10口受效油井含水均不同程度的降低，这不仅对埕岛油田的控水稳油是有益的探索，而且对其他早期注水开发油田也具有借鉴意义。     

海上油田W/O/W型活化稠油堵剂研究与应用

研发了一种W/O/W型活化稠油堵剂,有效改善了堵剂的亲水性能,大幅度降低了堵剂体系注入粘度,可优先进入高含水层,在地层条件下自动破乳并释放出高粘W/O型乳化液堵剂,从而实现对高含水水流通道的封堵,室内实验水相封堵率大于97%。该堵剂体系在渤海南堡35-2油田A18井进行了现场应用,累计降水46 000 m3,累计增油1 300 m3,累计增气8 700 m3。与传统的活化稠油堵水技术相比,该堵剂体系粘度低、选择性好、封堵可靠,可满足无须加热、低压力注入工艺要求,更适合海上平台施工作业。     

落叶松栲胶高温堵剂的研究

对落叶松栲胶高温堵剂的性能进行了研究。该堵剂的典型配方为:栲胶6.0%～8.0%、交联剂6.0%～8.0%、促进剂A 0.5%～1.5%、促进剂B 0～0.4%,pH值8～12。在25℃、51/s条件下堵剂溶液的粘度为2.0～6.0mPa·s,在120℃下,其成胶时间在4.5～24h之间可调。该堵剂能耐250℃高温,但是会脱水20%左右。堵剂的强度随着温度的升高而增强,120℃下堵剂的弹性模量G在25000～60000Pa之间,而250℃下升高至65000～80000Pa。在渗透率为1449.67×10^-3μm²岩心封堵试验中,封堵率为99.92%,突破压力梯度为44.30MPa/m;而在渗透率为958.84×10^-3μm²、饱和一定量原油的岩心封堵试验中,封堵率为99.42%,突破压力梯度降为14.66MPa/m,这说明该堵剂不但具有良好的封堵效果,而且具有一定的选择性。     

裂缝性油藏选择性堵剂的室内研制及性能评价

根据选择性堵水机理,针对高强度堵剂由于过度交联易出现脱水的问题,筛选了一种适合裂缝性油藏的选择性堵剂.该堵剂由质量浓度为10 000 mg/L的部分水解聚丙烯酰胺、20 mg/L的有机铬(Ⅲ)交联剂和700 mg/L的添加剂组成.该堵剂抗盐性及稳定性好,初始粘度低,注入性好.单管岩心流动实验结果表明,该堵剂在岩心中的突破压力梯度为26.3 MPa/m,能够满足裂缝性油藏堵水的需要.双管并联岩心流动实验结果表明,该堵剂选择性优先进入高渗透水层,在低渗透油层提高原油采收率为9.3％～10.2％.与此同时,由于堵剂是水基堵剂,油层也未发生“堵死”现象,在高渗透油层提高采收率为3.4％ ～5.8％,说明该堵剂有较好的选择性封堵能力.     

水侵伤害储层复合解堵工艺

针对涠洲RRX复杂断块油田涠四段生产井修井液漏失造成储层伤害的问题,通过室内实验及软件模拟分析,明确了造成储层伤害的主要原因为水锁、水敏及有机质沉积等,并研制了清洗剂+防水锁降压助排液+有机酸的复合解堵液体系。实验结果表明：清洗剂OTY对油垢的溶解率可达100%;防水锁降压助排液润湿角为0°,表面张力低至26.0mN/m;8%有机酸HY-A在4h内对储层岩粉的溶蚀率为5%,且无二次污染;水侵伤害解堵后岩心渗透率恢复值为98.2%。该体系在BX-1井现场应用后采油指数由1.5m³/(d•MPa)增至65.0m³/(d•MPa),产能提高43倍,日增油量为650m³/d,解堵增油效果显著。该技术对同类型储层的伤害解堵有较好的借鉴作用。     

中国南海东部稠油油藏双功能驱油剂评价与应用

针对中国南海东部稠油油藏注入压力高、地层能量补充不足、油水流度比大、水驱效率低的问题,在中国南海东部X油田应用了由甜菜碱型表面活性剂和十六烷基类增强剂配制的双功能驱油剂。结果表明：该驱油剂够使亲油疏水界面转变为亲水疏油界面,与目标油藏稠油界面张力低至1.35×10^-4 mN/m,与空白水驱相比,岩心物模试验注入压力降低16.74%～28.42%,采收率提高15.5%以上。中国南海东部X油田A井组矿场试验表明：与措施实施前相比,水井注入压力由6.79 MPa下降至1 MPa,视吸水指数由73.78 m³/(d·MPa)提高至703.22 m³/(d·MPa),井组日增油114 m³/d,阶段增油11 243 m³/d。     

化学与机械联合堵水技术在涠洲11-4油田的应用

为了提高油田的开采效果,减缓平台的污水处理压力,对涠洲11-4油田开展了堵水技术研究。该油田油井大部分采用砾石充填筛管完井方式,砾石充填处产层上下连通,堵水难度较大。通过对油田油水分布的研究,结合以往该油田堵水的经验,最终确定在A15井开展化学与机械联合堵水的方案。通过在A15井下入带有封隔器的堵水管柱,在筛管内封隔上部未水淹层,从环空注入暂堵剂,在地层中形成隔板,在筛管外保护上部未水淹层,然后从堵水管柱中注入堵剂,堵后堵水管柱脱手留在井下,实现化学与机械联合堵水。现场实施后,含水下降25%,累计增油1233 m3,减少污水处理量9×104 m3。该技术的成功应用表明在一定地质条件下,底水整体托进且采用砾石充填完井的油井中,采用机械与化学联合堵水的方式是可行的,为类似油田提高采收率提供了一条新思路。     

姬塬油田注水井清垢解堵设计优化研究

针对姬塬油田注水开发地层结BaSO₄垢导致注水井吸水能力下降问题,本文开展岩心伤害实验、结垢过程模拟及分布规律和现场试验研究。结果表明：当注入水和地层水按最大结垢比例注入体积达到孔隙体积80倍时,结垢使岩心渗透率下降90%以上;地层结垢主要集中在注水井井筒周围5.0 m以内。综合考虑经济成本,表明清垢解堵最佳清垢半径为5.0 m。现场试验20口井,注水压力下降2.0 MPa,日平均增注15m³,有效期超过360天增注效果较好。     

文昌气藏反凝析加水侵双重伤害解除技术研究与应用

文昌凝析气藏开发过程中，面临反凝析和水侵双重伤害的问题，严重影响生产效果。在分析现有处理措施的基础上，分别采用注气、注溶剂、注复合药剂三类方法开展室内实验，优选了该区块地层伤害解除的方法，并结合数值模拟进行了注入量、注入速度、焖井时间等单井工艺参数的优化设计，提出了单井应用技术方案。结果表明，文昌气藏宜采用注甲醇+干气段塞吞吐的伤害解除方法，地层渗透率恢复率达81.23%;单井应用时，注入19 m³甲醇+120×10⁴ m³干气，注入速度保持在4×10⁴ m³/d,且焖井11 d时，解除效果最好。在文昌A井开展的试验结果表明，采用该技术方案，气井产能得以恢复，地层伤害解除方法有效。同时，该技术的应用对同类气藏的开发也有一定的借鉴意义。     

适用于涠洲油田阻垢溶垢剂的筛选与研制

涠洲12-1油田注入水为富含硫酸根离子的海水,与含钡、锶等离子地层水不配伍是导致该油田生产系统结垢的主要原因。优选的复配阻垢剂QC-1和溶垢剂WL-740能够满足涠洲12-1油田现场应用。     

新型水平井选择性堵水剂MX10-2性能研究

针对新疆油田公司陆梁作业区水平井生产中存在的问题,研制出疏水聚丙烯酰胺类选择性堵水剂MX10-2。该堵水剂采用聚合物单体溶液直接注入地层后进行聚合交联反应。实验发现,炮眼段剪切能够适当延长该体系的成胶时间,对凝胶强度无明显影响;引入的疏水基团能使MX10-2更有效地封堵高含水层,而对含油饱和度较高的地层影响不大,对含油饱和度为0—70％的孔道封堵效果较好,显示出优良的选择封堵性。     

水平井堵水的背景、现状及发展趋势

从中国石油水平井生产简况、应用的油藏类型、完井方式、出水类型及产水危害等几个方面介绍 了水平井堵水的背景,从水平井底水脊进机理、堵水剂、堵水工艺的研究以及油藏动态研究、水平井产 出剖面测试、新型化学剂、物理模拟实验等方面论述了水平井堵水的现状及存在的问题,指出水平井堵 水技术研究重点是选择性堵水剂和选择性注入工艺。     

PDZ - 1堵剂在岩心/填砂管实验中的行为特性

PDZ-1堵剂是由自制聚合物与树脂交联剂在地层条件下生成的凝胶。研究了该体系在岩心实验中的行为特性，主要包括PDZ-1堵剂在单相岩心／填砂管中对残余阻力系数、不同渗透率地层的影响；岩石表面润湿性对PDZ-1堵剂成胶性能的影响，PDZ-1堵剂耐冲刷能力的评价及双管驱替的整体效果。结果表明，该堵剂可使水相渗透率下降85％以上，油相渗透率下降25％以下，具有明显的选择性封堵作用及优良的耐冲刷性。     

薄层底水油藏控水用冻胶泡沫的室内研究

薄层底水油藏确定油水界面位置困难,射孔完成法建立底水隔板存在技术限制,而冻胶泡沫兼具冻胶和泡沫的双重作用,选择性好、封堵能力强,控制该类油藏底水锥进问题具有优势。室内实验通过黏度法和改进的Ross-Miles方法对冻胶泡沫体系进行了优选,得到了体系的优化配方为:0.2%聚合物LA100+0.4%有机铬交联剂FH-7+0.25%表面活性剂SDS+N2。体系性能评价结果表明,随反应时间延长(0率24 h),体系黏度由11.6逐渐增至200.0 m Pa·s,泡沫综合值由2838.0增至11899.0 m L·min。随着冻胶逐渐成冻,冻胶泡沫稳定性逐渐增强。体系的注入压力高,阻力系数超过6.0。封堵能力强,封堵率超过93.8%;选择性优于冻胶,可智能识别高渗通道。玻璃填砂可视化物理模拟表明,在生产井的近井地带,冻胶泡沫优先进入水锥入侵通道和底水层,形成稳定的底水隔板,扩大底水波及体积,采收率增值为32.6%。     

油井选堵酸化新技术初探

针对暂堵酸化技术存在的问题，提出了一种油井先堵酸化的新技术，即在注酸前注入选堵剂封堵高渗透水层，然后注入酸液以酸化低渗透层和污阻部位。研制了符合最终堵水不堵油要求的选堵剂，描述了这一新技术的。通过模拟试验，考察了新型选堵剂的选堵效果、封堵强度及酸化转向率等。     

裂缝性油藏二次交联凝胶堵剂体系研究与评价——以A油田为例

A油田为大型潜山裂缝性块状底水油藏,因高角度裂缝发育导致底水上升,油田高含水生产,堵水技术需求迫切.为解决常规堵剂封堵强度和处理深度不足,增产效果不佳的问题,开展二次交联凝胶堵剂体系研究与评价.结果表明,二次交联凝胶堵剂体系配方为聚合物质量分数为0.3％,第一交联剂聚交比为12:1,第二交联剂质量分数为1.2％～1.4...     

有机颗粒高温封堵体系的研制与性能评价

目前稠油油藏的开采方式主要以热采为主,针对稠油热采过程中出现的汽窜现象,研究了一种耐温耐盐蒸汽封堵体系。确定了最佳配方为:1%沥青粉颗粒+0.7%胍胶+0.05%表面活性剂复配体系(十六烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基溴化铵质量比2∶3),研究了该体系的耐温耐盐性能、高温封堵性能、耐冲刷性能及油水选择性封堵能力。研究表明:该蒸汽封堵体系在高温高盐条件下析水率不超过20%。同时该堵剂具有较好的耐盐性能,使用矿化度为100 g/L的地层水配制堵剂的析水率小于30%。沥青粉颗粒高温堵剂对不同渗透率岩心的封堵率均能保持在90%以上,且注入蒸汽长时间冲刷后封堵率降低率低于3%,具有较好的耐冲刷性能。沥青粉颗粒高温堵剂具有较好的选择性封堵能力,对水层的封堵率可以达到85%以上,而对油层的封堵率低于20%。     

高水材料用于油井堵水的室内研究

高水材料是一种新型水硬性无机胶凝材料,水灰比高达3.0。通过实验研究了实验温度、高水材料及颗粒型堵剂配比对高水材料复合堵剂性能的影响,得出了高水材料复合堵剂的基本配方,并对堵剂的基本性能进行了测试。由于高水材料堵剂固化前流动性好,固化后强度高,且易解堵,可用于油井的堵水。     

陆梁油田薄层底水油藏控制水锥技术研究

提出了一种不重新射孔建立底水隔板封堵底水层的新方法,该方法充分利用了水基堵剂的选择性封堵作用和由工作液与原油的密度差而形成的重力分异作用,通过在油水交界面附近形成底水隔板来控制水锥发展。该方法主要使用了高密度盐水、隔板液和过顶替液3种工作液。对不同工作液的使用性能进行了试验研究和理论分析,确定了施工工艺。采用这种新方法在陆梁油田薄层底水油藏试验了8口井,有效率达到100%,截至2005年8月底,累积增油2 622t,降水4 968m³,含水率下降幅度为11.3%~38.4%。直接投入产出比为1:2.350 8。现场试验结果说明,该方法是一种值得推广的新技术。