自生气耐温冻胶泡沫调驱体系研制与性能评价

针对强非均质油藏和大孔道稠油油藏提高采收率的需要,开展了自生气耐温冻胶泡沫调驱技术研究.冻胶泡沫是由起泡剂、聚合物和交联剂的溶液在气体作用下发泡形成的.它是以冻胶为外相的泡沫,比以水为外相的普通泡沫稳定性好.通过Ross发泡仪测定冻胶泡沫体系各组分对起泡和稳泡性能的影响,进行耐温性能评价,确.定了自生气耐温冻胶泡沫复合交联体系配方,即0.2%起泡剂AOS+0.1%复合交联体系+3 500 mg/L聚丙烯酰胺+3.45%亚硝酸钠+2.7%氯化铵+0.1%催化剂+0.1%热稳定剂.封堵实验结果表明,该体系在150 ℃下具有很好的选择性封堵能力和耐冲刷能力;并联岩心调驱实验结果表明,该体系具有明显的提高采收率效果,提高采收率为4.68%～47.73%.     

低矿化水深部封堵体系的室内评价

在低矿化水配制的交联聚合物溶液中,添加实验室自制的交联助剂A能形成稳定的冻胶。配方为4 000 mg/L聚合物+2 200 mg/L交联剂XL+2 000 mg/L交联助剂A的堵剂在油藏温度28℃下形成的冻胶,其复合黏度可以达到2 065 mPa·s。室内评价结果表明,该堵剂体系抗剪切能力强,能满足现场要求。在岩心渗透率为13.8μm2,水驱至压力平稳后,封堵率仍高达98%。该堵剂体系能够实现缓交联,可以进入油藏深部进行封堵。     

耐高温冻胶泡沫选择性堵水剂——适用于东海气田高温气藏堵水稳产

针对东海气田产水严重的开发现状,通过室内实验研究,研制了适用于其气藏条件的冻胶泡沫堵水体系。该体系由质量分数为0.4%的CAB-35耐高温起泡剂和0.4%LF聚合物+0.4%RELMNE交联剂冻胶稳泡剂复配而成,并优化了冻胶泡沫的注入方式、气液比和注气速度等施工参数,评价了冻胶泡沫的性能,形成了适用于东海气藏条件的耐高温冻胶泡沫堵水技术。评价结果表明:LF聚合物冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系,具有较好的稳泡效果,能大幅度提高泡沫的半衰期;冻胶泡沫堵水体系在气液混注、气液比1:1、注气速度为0.5 mL/min时性能最佳,易注入且封堵能力强。驱替实验结果表明:当地层情况相同时,冻胶泡沫堵剂封堵水的能力大干封堵气的能力,且堵剂对水的封堵率随着地层渗透率的增加而增强;当地层存在渗透率差异时,堵剂具有较好的地层非均质选择性能,堵剂优先封堵高渗透水流通道,而低渗透产气通道未被堵死。因此通过地层渗透率差异能够实现选择性堵水的目的。     

高温高盐底水油藏强化泡沫体系试验研究

我国底水油藏储量丰富,底水油藏的开发面临底水脊进的问题.泡沫具有视黏度高和选择性封堵能力,能够在底水油藏开发过程中起到压脊作用.为了得到压脊效果较好的强化泡沫,首先通过室内试验评价泡沫综合指数,筛选出了较好的起泡剂SA、DR和AM;然后进行了起泡剂的复配试验,筛选出4种泡沫综合指数较高的普通泡沫体系;为增强普通泡沫体系在高温高盐条件下的稳定性,加入聚合物稳泡剂,得到了强化泡沫体系.在模拟实际油藏条件下,对强化泡沫体系进行了7,14,21和28 d的老化试验,筛选出热盐稳定性较好、可用于现场的0.15%AM+0.05%DR+0.20%WP4强化泡沫体系.平板试验结果表明,强化泡沫体系的压脊效果比普通泡沫体系好,采收率提高明显.      

基于疏水颗粒堵剂特性的化学隔板控水模拟表征方法研究

化学隔板控水技术是底水油藏生产井水锥突破问题的有效治理手段，为解决化学隔板控水等效模拟方法缺乏控水体系特性理论支撑、措施评价效果不能有效指导现场施工的问题，以一种新型疏水亲油颗粒堵剂体系为研究对象，通过实验方法研究该体系的控水特性，颗粒吸附聚集形成选择性封堵水相渗流通道的控水隔板，堵剂对岩心水相封堵率可达80%以上。类比商业化油藏数值模拟软件聚合物驱油模块模拟方法，以堵剂体系控水特性为基础，建立了考虑体系吸附及对储层选择性封堵的化学隔板控水模拟表征方法，从隔板形态、油井产水剖面、水流线、水体波及体积等角度开展了化学隔板稳油控水原因分析，并将该方法应用于某底水油田，研究表明该方法对化学隔板控水现场施工参数优化具有一定指导意义。     

冻胶泡沫封窜体系的优选及性能研究

针对纯泡沫体系半衰期较短、在油藏开发应用中封窜效果较差的实际问题,开展了冻胶泡沫封窜体系的研究。试验结果表明,采用十二烷基硫酸钠(SDS)/烷基醇酰胺(Ninol)复配起泡剂,m(SDS)∶m(Ninol)=1∶1时,起泡剂起泡能力最好,泡沫综合值达1 115.3 mL·min。该冻胶泡沫体系使其与原油间界面张力降至10~(-1)mN/m数量级范围内,且冻胶泡沫封窜体系比单一泡沫和冻胶体系具有更好的封堵能力和封窜效果。     

高温高盐底水油藏氮气泡沫压锥实验研究

底水锥进是制约底水油藏有效开发的关键。结合泡沫体系性质分析与物理模拟实验,研究了氮气泡沫在高温高盐底水油藏中压锥增油的潜力。泡沫体系性质分析结果表明,椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱(CHSB)抗温耐盐且对轻质原油敏感,其形成的泡沫可实现对底水水窜通道的选择性封堵。物理模拟实验结果表明,在水锥顶部注入氮气泡沫,能够有效地压锥控水,扩大底水波及效率,并驱替顶部油层剩余油。但因泡沫在水锥内静置时会不断破裂,焖井时间不易过长。同时,开井后控液生产,可减弱底水对泡沫的冲刷,提高氮气泡沫压锥的増油降水效果。与关井压锥、氮气泡沫+氮气复合压锥相比,氮气泡沫压锥可分别提高采收率16.45%和8%左右。     

赵凹油田高温油藏冻胶泡沫调驱体系的研制及性能评价

针对赵凹油田安棚主体区主力油层水窜严重的开发现状,通过室内实验方法,研制了适用于其油藏条件的冻胶泡沫调驱体系,该体系主要包括耐高温起泡剂和冻胶稳泡体系,即由质量分数为0.2％～0.3％的HN-1起泡剂、0.25％～0.35％的KY-6梳形聚合物和0.6％～0.8％的YG103酚醛树脂交联剂复配而成,并优化了冻胶泡沫的注入方式、气液比和注气速度,评价了冻胶泡沫的驱油性能,形成了适用于赵凹油田油藏条件的耐高温冻胶泡沫调驱技术.评价结果表明:酚醛树脂冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系,具有较好的稳泡效果,能够大幅度提高泡沫的半衰期;与分段塞注入方式相比,气液混注方式产生的冻胶泡沫具有更好的封堵性能;冻胶泡沫的最佳气液比为1∶1,气液比过高或过低均会导致冻胶泡沫的阻力系数和封堵能力下降;最佳注气速度为0.5 mL/min,注气速度过高或过低均会使冻胶泡沫封堵能力下降.驱油实验结果表明,冻胶泡沫调驱体系具有良好的选择性封堵性能,剖面改善率达99％,采收率提高了44.6％.     

强边水稠油油藏复合堵水技术研究及应用

孤东采油厂近年来在边水稠油油藏高含水井采用了氮气泡沫调剖工艺,见到了一定效果,但对于边水能量强的一线油井,由于封堵强度低、效果较差。而冻胶封堵强度高,但没有选择性封堵性能,为此考虑结合泡沫和冻胶的优点,达到不仅具有一定的选择性,且封堵强度高,能有效提高堵水效果。     

边底水超稠油油藏控水稳油数值模拟研究——以胜利油田郑411区块为例

针对胜利油田边底水超稠油油藏水侵后含水率增加、产油量降低、大量剩余油未能采出等问题,以郑411区块1砂体为例,提出通过在油水边界处的水平井注入化学堵剂建立封堵隔板以遏制边底水入侵的措施。通过油藏数值模拟研究,优化了冻胶的注入层位、注入量以及注入方式。模拟封堵结果表明,超稠油油藏水平井冻胶控水稳油的效果明显,区块整体含水下降,产油上升,调堵效果显著。     

委内瑞拉疏松砂岩水平井弱凝胶微泡钻井液

委内瑞拉东南部的奥里诺科重油带AYACUCHO区块MFM构造分区块油层具有油藏浅、压力低、孔隙度大和井温低等特点。该区块多为水平井，且井段较长，以往混油聚合物等常规水基钻井液在施工过程中经常发生上提拉力过大、下放遇阻、卡钻等事故复杂。针对常规水基钻井液的不足，自主研发了流型调节剂和发泡剂，形成了一套弱凝胶微泡钻井液配方，体系的密度在0.85~1.00 g·cm-3范围内可控，120℃老化后低剪切速率黏度保持40 000 mPa·s以上，有效解决了常规水基钻井液在施工过程中容易发生上提拉力过大、下放遇阻、易卡钻的难点。该体系在MFM-62井、MFM-65井进行了现场应用，水平段均一次性顺利钻完，无事故复杂，水平段钻进周期从12 d降至4 d，口井日产量达90 t，较邻井提高40%以上。      

ZY空气泡沫的性能及流速对渗流特性的影响

中原油田采油工程技术研究院提供的阴离子型起泡剂ZY,有效物含量30%,其最佳加量为0.5%,此时的发泡体积为400 mL,泡沫半衰期为540 s,泡沫综合指数为216 L·s,泡沫视黏度为1210 mPa·s。通过岩心驱替实验研究了渗流速率对ZY空气泡沫在孔隙介质中渗流特性的影响。结果表明,ZY空气泡沫在孔隙介质中渗流时产生泡沫的临界起泡线速度为0.3 m/d。当渗流线速度从0.3增至1 m/d时,泡沫的平均阻力系数（整支填砂管）由14增至64;渗流速度大于1 m/d后,平均阻力系数约为70,泡沫的封堵能力受渗流速率的影响较小;填砂管前端泡沫的封堵能力大于后端泡沫,泡沫在孔隙介质运移过程中不断的生成和破灭,起泡速度总是小于消泡速度,直至泡沫完全消失。     

绥中36-1油田泡沫凝胶调驱体系研究与性能评价

针对绥中36-1海上油田强非均质性和大孔道稠油油藏提高采收率的需求,开展了自生气泡沫凝胶调驱技术研究。通过waring-blender搅拌法测定热泡沫凝胶体系各组分对起泡和稳泡性能的影响,进行了抗盐、抗钙镁、耐温性能评价,确定了泡沫凝胶体系配方,即0.3%(w)起泡剂+300mg/L交联剂+3000mg/L聚丙烯酰胺+5%(w)生气体系+1000mg/L稳定剂,并进行了封堵、驱油、可解性能评价实验。实验结果表明,该体系在SZ36-1油田油藏条件下封堵率大于95%,驱油效率比水驱提高25%以上,体系可解率大于90%。     

海上底水稠油油藏氮气泡沫压锥技术研究与应用

基于QHD32-6油田西区底水稠油油藏底水锥进控制水淹的需要,分析了氮气泡沫压锥堵水敏感性因素,研制了氮气泡沫压锥液。模拟分析表明,注氮20 d、表活剂溶液质量浓度10 g/L、气液比2∶1、焖井2～5 d时压锥堵水效果最好;室内评价实验表明,起泡剂YS-FA150与生产污水、地层水及水源井水之间的配伍性较好;起泡剂的泡沫半衰期为3 871 s,排液半衰期215 s,气液比为2∶1的泡沫体系的阻力因子高达90,饱和起泡剂的岩心渗透率恢复率可达99.8%。现场应用结果表明,新研制的氮气泡沫压锥液能有效地抑制底水沿高渗透部位的锥进,试验井含水率由92.8%下降到62.5%,日产液量降低60 m3,日产油量增加22 m3,累积增油3 500 m3,综合效益显著。氮气泡沫压锥技术适合底水油藏锥进后进一步提高产量,具有较好的应用前景。     

改性淀粉接枝共聚堵剂成胶性能研究

为研究非均质性油藏条件下堵剂的成胶性能,室内使用自主研制的纵向非均质二维长岩心模型和常规的单管与并联填砂管对改性淀粉接枝共聚堵剂进行了研究。结果表明:堵剂配方为5%改性淀粉+5%丙烯酰胺+0.05%交联剂+0.1%引发剂时的注入性良好,对高渗、中渗和低渗填砂管的封堵能力良好,封堵率分别为99.2%、97.1%和91.0%;选择性较好,优先进入高渗透层进行封堵,并随着渗透率级差的增加,注入选择性增强;对长岩心模型水驱形成的大孔道进行了有效的封堵,使得中低渗潜力储层得到充分的动用,高渗、中渗和低渗储层的水驱采收率分别增加2.2%、3.3%和5.6%,最终采收率提高11.1%;耐冲刷能力强。该堵剂成胶性能良好,适用于非均质性稠油油藏。     

双交联型泡沫凝胶的制备及其暂堵压井防漏机理

针对低压储层修井防漏技术难题,研发了一种双交联型泡沫凝胶压井液,基本配方为:3%聚丙烯酰胺+2%起泡剂+1.5%交联剂A+0.1%交联剂B。显微镜观察表明,单一交联型及双交联型泡沫凝胶均具有明显双膜结构,但双交联型泡沫凝胶膜更厚实,气核最外层凝胶膜厚度最大为77.35 μm,气核外层液膜总厚度最大为188.48 μm,表现为较好抗压强度和稳定性,其稳定时间大于10 d,远高于单一交联型体系。流变性与黏弹性测试表明,双交联型泡沫凝胶具有高弹低黏特征,利于泵送和后期返排解堵。暂堵压井模拟实验表明,对于渗透率在90～208 mD的中高渗岩心,在2 MPa正压差下60 min内作用于岩心的压降值≤ 0.05 MPa,滤失量几乎为零,该双交联型泡沫凝胶压井液具有一定抗压能力与低滤失特性,能有效暂堵储层,在低压油气井修井防漏领域具有较好应用前景。      

响应面法优化纳米材料稳定的泡沫钻井液

为提高泡沫钻井液的稳定性,向体系中引入纳米材料,并研究了纳米材料润湿性对于泡沫质量的影响。根据Box-Behnken Design设计原理,采用三因素三水平响应曲面法,优化了起泡剂BS-12、亲水性纳米SiO2和增黏剂XC的加量,探究了它们之间交互作用对于泡沫综合指数的影响,并以此为基础研制了泡沫钻井液体系。结果表明,纳米材料润湿性会显著影响不同类型起泡剂的泡沫质量,疏水性纳米材料能够提高阴离子起泡剂SDS的泡沫稳定性,但对两性离子起泡剂BS-12的泡沫起泡量和半衰期呈现负相关关系,亲水性纳米材料才能提高两性离子起泡剂BS-12的泡沫稳定性;通过响应曲面优化设计得到的最优浓度配比为：0.6% BS-12+4%纳米SiO2+0.3% XC。响应曲面分析表明,对于泡沫综合指数的显著性影响程度,纳米材料浓度 > 起泡剂浓度 > XC浓度;纳米稳定的泡沫钻井液体系性能评价表明,该体系表观黏度为42mPa·s,密度为0.81 g/cm3,半衰期达60 h,能长时间保持性能稳定,抑制性强,线性膨胀率较清水下降65%,储层保护效果好,煤岩岩心气测渗透率恢复率在90%以上,携岩效果好,岩屑和煤屑的沉降速度较清水降低92%以上,能够满足现场煤层气钻井的需要。     

泡沫钻井液在井筒中的流动与传热

针对泡沫钻井液特殊物理性质,建立了泡沫在井筒中流动与传热的数学模型,并给出了模型求解方法。为了分析传热对泡沫钻井水力参数的影响,采用建立的数学模型和给出的求解方法进行的数值计算结果表明：钻杆内泡沫温度始终低于环空内泡沫温度和地层温度,而环空下部泡沫温度低于地层温度,在环空上部泡沫温度高于地层温度。随着井深、注液流量和注气流量的增加,环空下部泡沫温度与地层偏差增大。传热使井口泡沫质量增大、井底泡沫质量减小、井底压力增大、最小携岩流速减小、最小注气流量增大,降低了泡沫的稳定性和携岩能力。另外,对泡沫的密度、Fanning摩擦系数也有一定的影响;井筒传热对泡沫钻井水力参数有一定的影响,但不是很明显,可通过增加注气流量和井口回压来抵消传热对泡沫钻井水力参数的影响。