石西油田深井高温底水封堵试验研究

通过室内研究和现场先导性试验,石西油田石炭系深井高温底水封堵首次取得了突破性进展.在堵水处理后189d内,产液量累计减少319t,原油累计增加70t.封堵前的日产液量为10t,处理3个月后逐渐降至78t,并维持了较长时间.针对石炭系深井底水高温的油藏条件,采用暂堵剂-改性栲胶凝胶-水泥封口三段塞技术提高了封堵的成功率.即:先用暂堵剂暂堵油层约1h,使后续注入的主剂段塞选择性地进入水层;形成的改性栲胶凝胶封堵层耐高温、热稳定性好;其后用水泥封口段塞提高封堵层强度.     

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。     

高强度复合凝胶选堵剂CY—98封堵能力考察

本文报道了改性树脂交联的聚合物与水玻璃表成的复合凝胶堵水剂CY－98的岩心封堵实验结果,阐述了在中原濮城油田两口超高含水油井用于堵水的良好效果,该堵剂有一定的选择性,堵水率高,承压强度大,丫刷性能,与封口剂配合使用时封堵用效中达以冻胶型堵剂的三倍以上。     

油井高温抗盐化学堵剂的研究与应用

针对文东油田高温高盐油藏堵水难题，研制了以阳离子聚丙烯酰胺为主剂的凝胶型堵剂和以热固性树脂和无机充填增强剂为主剂的颗粒型堵剂。通过环境因素对堵剂性能的影响，认为堵剂在高温高盐条件下具有强度高、热稳定性好、有效期长等优点，现场应用增油降水效果显著。     

改性栲胶在缝洞型碳酸盐岩油藏中的堵水实验研究

根据塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏条件,对耐高温改性栲胶堵剂在矿物组分相近的人造缝洞型岩心中的堵水机理进行了实验研究。在油井水层出水压力高于油层压力或者产油层裂缝大于出水层裂缝情况下,采用笼统注入方式堵水须进行暂堵处理,以封住产油层,使堵剂主剂选择性进入水层。改性栲胶堵剂可在水层中形成均匀的较强凝胶封堵带,而在油层中形成的是残余油与凝胶混合物,易被突破和形成流动通道;另外,改性栲胶凝胶具有极性,与碳酸盐岩表面结合比较稳固。因此,改性栲胶堵剂对水层的封堵能力更强。由于塔河油田地层水矿化度非常高,预冲洗既能隔离注入堵剂与地层水,又能降低溶胶聚沉,有利于提高改性栲胶凝胶对碳酸盐岩油藏出水层的封堵能力。     

渗透性微细水泥堵水技术研究

采用选择性段塞和高强度的渗透性水泥段塞，对油水同层或高压水层封堵了油气通道而大量出水的油井进行堵水技术（称为两段塞复合油井堵水技术）研究。选用水溶性改性树脂-聚合物复合堵剂（DM-3），通过孔隙型砂岩的堵水实验，发现DM-3对岩心有较强的暂堵能力和选择性封堵能力。通过一系列实验确定了高渗透水泥段塞微细水泥的基础配方，在四川金华地区的金102井进行现场施工，取得了成功。     

水平井选择性化学堵水技术在高尚堡油田浅层油藏的应用研究

高尚堡油田浅层油藏为边底水驱动油藏,油水层间隔层较薄,在开发过程中易形成边底水突进、水窜、水淹等情况,使油井含水量迅速上升,油井产能下降,严重影响油田的开发效果。为解决这个问题,用乙烯-丙烯酸甲酯共聚物、十六烷基溴和丙烯酰胺合成了堵水剂HWSO。3%HWSO溶液的黏度随温度的升高先增加后降低,105℃时达到最大值35Pa·s。岩心选择性封堵实验表明,该堵剂对油水选择性封堵能力差异达5.26倍。在高尚堡浅层北区高104-5平35井现场试验,该堵剂的降水增油效果明显,累计增油892t,累计降水68000m3,含水率下降2.9%。     

姬塬油田油水井双向调堵技术研究与应用

为解决姬塬油田罗1区块低渗裂缝性油藏在开发过程中注入水沿大裂缝窜流严重、水驱效率低的问题。本文在分析储层地质特征和流体性质的基础上,提出油水井双向调堵、综合治理的技术思路。对调堵工艺参数进行优化,同时优选了堵水剂、调剖剂,堵水剂选择中温凝胶堵水剂G542和高强度有机封口剂G521;调剖剂选择聚合物冻胶调剖剂TP-1和聚合物微球调剖剂WQ-1。现场采用段塞式注入方式,选择注采关系对应明显的注水井X175-15井和油井X175-16井成功实施了双向调堵技术。施工后,油井X175-16井日均增油3.62 t,含水由88.6%下降至54.7%。下降了33.9%;注水井X175-15注水压力提高2 MPa,调堵结束后两个月井组累计增油196 t,取得良好的降水增油效果。该技术为解决低渗油藏裂缝性见水提供了一种新的技术思路,具有一定的推广价值。     

密度选择性堵水工艺在缝洞型油藏中的应用

塔河油田缝洞型油藏油井易过早见水甚至暴性水淹,导致油井产量急剧下降,堵水成为重要的稳油控水措施。对缝洞型储层特征认识程度有限导致前期堵水效率低,常规固化颗粒堵剂无选择性,易将产层堵死,对此提出以聚合物托举、超低密度堵剂建立隔板、高强度堵剂封口的密度选择性堵水工艺,并将缝洞型储层分为上缝下洞型、上洞下缝型、洞-缝-洞型3种类型,结合3种储层特点提出相应配套堵水工艺,取得了较好的堵水增油效果。     

聚合物凝胶封堵剂性能评价及现场试验

高含水油田由于长期注水开发造成注入水无效循环问题非常突出,形成了高渗透条带,采用化学堵剂对高渗透条带进行封堵是一种有效的方法。堵剂的性能直接影响封堵效果,为进一步提高封堵成功率和驱替效率,对聚合物凝胶封堵剂进行了室内性能评价和现场试验。通过岩心试验和三管试验对聚合物凝胶封堵剂体系的封堵性能、耐冲刷性能、流动成胶性能和液流改向能力进行了室内评价试验;采用聚合物凝胶体系和油田污水配制成的聚合物凝胶封堵剂进行了现场试验。试验结果表明,聚合物凝胶体系具有较强的堵塞和耐冲刷性能,形成凝胶强度高,2口井实施封堵后连通油井见到了明显的增油降水效果,为聚合物凝胶体系在封堵高渗透带上的应用提供了成功经验。     

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。     

Cr3+聚合物弱凝胶调驱剖面变化规律及改善方法

采用分子内交联为主的Cr³⁺聚合物弱凝胶,通过“分注分采”岩心驱替实验研究调驱剂段塞尺寸、岩石渗透率和原油黏度对储层吸液剖面和产液剖面的影响。针对渤海油田LD10-1区块渐新统东营组进行了“堵/调/驱”实验。研究结果表明：①调驱剂段塞尺寸对注采两端液流转向和剖面返转时机没有影响,但超过0.3 PV后单位体积段塞尺寸Cr³⁺聚合物弱凝胶提高原油采收率增幅减小,随储层渗透率级差和原油黏度增大,注采两端液流转向时机延后,剖面返转时机提前;②“有机/无机”复合凝胶体系封堵高渗透率层、聚合物微球调控微观非均质性和稠油流度改善剂提高驱油效率等3种措施同时实施,可提高聚合物弱凝胶调驱后的采收率;③“堵/调/驱”组合提高采收率机理为：封堵优势渗流通道扩大非均质储层宏观波及体积、聚合物微球在变径孔隙或喉道处发生桥堵实现微观液流转向、高效驱油剂可进入未波及孔喉区域发挥降黏原油、降低油水界面张力和高效驱替等3种作用。     

注水开发稠油油藏氮气泡沫调驱技术

辽河油田稠油油藏大部分采取注水开发方式生产,现已进入高含水开发阶段。随着弱凝胶调剖堵水施工轮次的增加,开发效果呈递减趋势。为改善油田注水开发效果和提高采收率,进行了氮气泡沫调驱技术研究。室内对比了3种起泡剂的表面张力和半衰期,研究了交替段塞的大小、气液比及段塞组合对泡沫体系的阻力特性的影响。室内实验结果表明,实施泡沫调驱后,采收率提高9%。在海外河油田的2口注水井进行了矿场试验,见到了明显的增油降水效果。     

渤海油田氮气泡沫段塞调驱研究与应用

结合渤海油田开采现状及海上作业条件要求,提出了氮气泡沫段塞调驱措施实现对老油田的挖潜控水。氮气泡沫段塞驱油实验结果表明,在总注入量相同条件下,段塞式注入泡沫好于连续注入方式,且3个泡沫段塞好于2个泡沫段塞的调驱效果,其中"连续注入泡沫"方案相比水驱提高采收率为19.7%,"2个泡沫段塞"方案提高23.5%,"3个泡沫段塞"方案提高31.7%;矿场应用表明,泡沫段塞式注入可以取得很好的降水增油效率,实验井组共计13口油井,其中12口逐步见效,见效率高达92.3%,平均日增油50 m3左右,累增油14 703 m3,展现了氮气泡沫段塞调驱的技术应用潜力。     

超微粉体堵水剂的研究与应用

卫城油田深层油藏分层堵水作业中,油藏高压、低孔、低渗的特点对无机颗粒堵水剂性能要求较高,常规无机颗粒堵水剂与超细G级油井水泥易出现超压、强度低或有效期短的问题。针对这些问题,结合超细水泥堵水的技术缺陷,开展了堵水剂体系技术研究。将超细G级油井水泥、超细粉煤灰、活性矿粉和硅粉按照不同的配方比例配制了一系列堵水剂,对堵水剂的流变性、抗缩性和抗压强度等性能进行了室内实验,确定最佳超微粉体堵水剂配方为87.5%超细水泥+7.0%超细粉煤灰+1.5%活性矿粉+2.5%超细硅粉+1.5%缓凝剂。在卫城油田深层高压低渗油藏成功运用13口井,解决了此类油藏堵水的技术难题。     

安塞油田注水开发中后期复合解堵酸液配方实验

安塞油田已进入注水开发中后期，由于长期生产及各种增产措施的影响，地层发生了一定程度的复合堵塞。生产时间较短的油井堵塞物以有机物为主，生产时间较长的油井堵塞物中有机物和无机物并存，水井以铁盐、亚铁盐和细菌以及由水敏、速敏造成的堵塞为主。针对安塞油田油、水井的不同堵塞物特征，分析了地层的堵塞机理和影响因素。根据地层堵塞机理和复合解堵酸液作用机理，通过室内实验，配制了适合安塞油田地层复合解堵的酸液。室内实验和现场应用表明：该酸液能够有效地解除地层中的复合堵塞物，达到增产增注的目的。表4参10     

渤海某油田绒囊暂堵流体修井工艺

两口井试用证明绒囊暂堵流体可以解决渤海某油田修井过程中漏失问题,但其性能和施工工艺需要进一步优化。实验表明封堵深度0.1 m,无需挤入地层更多流体以形成更深封堵带即可实现有效封堵;绒囊暂堵流体封堵能力与密度无关,塑性黏度20~30 m Pa·s、动塑比0.7~1.1 Pa/(m Pa·s)即可封堵低压漏失地层。绒囊暂堵流体封堵后用标准地层水试漏,承压能力达25.64 MPa,表明无需全井循环即可实现漏失地层封堵。陆上S181井气井全井筒段塞先导试验成功后,在渤海某油田A井储层段段塞封堵试用成功,表明绒囊暂堵流体在渤海某油田可以实施段塞封堵储层修井。