BZ25-1油田沙二段储层聚合物纳米微球调驱体系的研究

针对BZ25-1油田开发现状,在室内开展聚合物纳米微球调驱体系性能评价,通过物理模拟实验,对其封堵和调驱性能进行研究。结果表明,BZ25-1油田用聚合物微球平均直径100nm,水化时间3~5 d,膨胀性较好,抗压强度优良。聚合物微球在高低渗岩心中封堵率分别为94.56%和92.78%,且对非均质油藏具有较好的驱油效果,在高低渗层采收率分别提高19.3%和9.2%。     

渤中25-1沙二段低渗储层空气驱用防窜体系性能室内研究

为了抑制低渗油田注空气过程中气窜的发生,提高注气效果,对筛选出的复合防窜泡沫体系PMFC-2的抑制气窜效果和影响因素进行了室内试验研究。结果表明:PMFC-2在含油条件下具有一定的发泡性能,泡沫流体在低渗油田的注入速度以及注入方式是影响泡沫窜流的主要因素;脉动式注入方式和提高注速是改善窜流的有效途径,能够有效提高原油采收率,采用水气交替注入方式可在水驱基础上提高采收率24.7%,采用脉动式注入方式可在水驱基础上提高采收率30%。     

聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限实验

为有效封堵高渗透层注水窜流通道,设计一种用于封堵非均质储层水流优势通道的聚合物微球调驱体系.基于室内动态物理模拟装置,通过双管并联驱替实验模拟不同渗透率级差的储层,研究聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限.结果表明:当储层渗透率级差偏大时(>7.01),聚合物微球调驱体系无法封堵高渗透层,不能有效挖潜低渗储层剩余油;在一定的渗透率级差范围内(2.44～5.21),聚合物微球能有效封堵高渗透岩心,启动低渗透层,挖潜低渗岩心剩余油;当储层渗透率级差偏小时(<1.62),高低渗岩心渗透率接近,驱替规律相近,低渗透岩心提高采收率不明显.实验说明储层渗透率级差对该体系调驱效果有较大影响.     

BZ25-1油田沙河街储层多种酸液酸化效果研究

酸化作为一项较为成熟的增产技术已经大量的运用于海洋油气开发中。BZ25-1油田沙河街储层在整个BZ25-1油田中占据较大比重。至今为止该油田开展的酸化作业以土酸酸化为主[1],近年来正在逐步开展多氢酸酸液体系实践和研究的工作。本文利用酸化效果试验仪模拟岩芯流动的物理过程,通过大量的试验筛选出最佳酸液配方。     

濮城油田沙-段储层特征研究

利用铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线及普通薄片等资料对储层特征进行了研究,发现砂岩类型主要为长石石英砂岩、长石岩屑石英砂岩及长石砂岩,成分成熟度、结构成熟度中等偏高;填隙物主要为泥质、碳酸盐;粘土矿物主要为伊利石及高岭石,偶见蒙脱石.孔隙类型主要为原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间孔等,偶见微裂缝.喉道主要有孔隙...     

金县1-1油田储层段钻井液体系研究

针对金县1—1油田储层段地质特点,介绍了钻井液体系应具备的性能。根据钻井液体系应具备的性能,选择聚合醇钻井液体系（PEM）为基液,对其进行改性处理,考察了降滤失剂PAC—LV、生物聚合物XC及降失水剂SMP用量对钻井液体系性能的影响,确定了最佳钻井液体系配方,即改性PEM钻井液体系。对改性PEM钻井液体系进行抗温、抗盐污染及抑制性评价,结果表明,该钻井液体系具有良好的抗温、抗污染能力以及优良的润滑性及抑制性,满足了金县1—1油田储层段的钻井要求。     

纳米微球组合调驱技术实验研究

纳米微球调驱技术目前在海上油田已经大范围推广使用。但针对具有高渗透条带和大孔道的油藏,单一纳米微球驱仍难以取得较好的封堵能力,需要与传统聚合物凝胶类调剖技术配合使用。根据矿场实际情况,开展了不同调驱剂类型,组合驱方式和纳米微球后续聚合物凝胶驱三类矿场比较容易实现的组合调驱工艺驱油效果评价实验。实验结果表明,纳米微球与传统聚合物凝胶类调驱剂搭配使用,可有效提高油藏整体的驱油效率和波及体积,达到更为显著的增油降水效果。     

渤中 25-1 油田沙三段低渗储层特征及其成因

渤中 25-1 油田沙河街组沙三段储层主要由岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩组成,现今埋藏深度为 3 300～3 800 m,处于中成岩演化阶段。 成岩过程中,压实、胶结和溶蚀作用对储层物性的影响较大,形成了现今的中孔、低渗储层。 沉积背景和成岩演化控制了该区沙三段的储层物性。 重力流沉积背景导致储层原生孔隙不发育,杂基含量高;后期成岩演化过程中,强压实、强胶结和弱溶蚀作用进一步降低了储层物性。 相对优质储层分布在近端扇砂体内,因此,近端扇为有利储层发育区。     

BZ25-1油田井壁稳定性分析

介绍了BZ25-1油田井壁失稳的现状。综合利用测井资料、井史和理论分析,采用"关键层位"法确定明化镇组和馆陶组为井壁失稳的关键层位;利用等效深度法计算了孔隙压力,与实测孔隙压力吻合较好;利用密度测井资料计算了垂向地应力;利用改进的黄氏模型计算了水平地应力。利用上述计算的结果和岩石强度参数,计算了坍塌压力和破裂压力剖面。结合井眼波动压力分析结果,给出了钻井液的安全密度窗口。现场应用表明,推荐的钻井液密度应用较好,且低于设计密度。     

低渗透油田纳米微球深部调驱技术研究及应用评价

温米油田温西三区块已进入高含水期开发阶段,主力油砂体水淹严重,层间、层内、平面矛盾突出。通过实施加密调整、精细注水、调剖等技术,取得了一定效果,但持续时间短,开发矛盾未根本扭转,因此有效恢复主力层系储量动用成为油田稳产的关键。本文在深入研究水驱机理的基础上,利用纳米微球特性,开展了逐级深部调驱试验,明确了调驱增油机理,有效改善井组开发效果,为老油田开发调整提供了思路及对策。     

深部调驱微球体系研究与应用

目前微球在油田的三次采油中应用越来越广泛。根据微球粒径大小在油田的应用有着不同的作用。本文以吉林油田调剖调驱试验为依托,对不同粒径的微球进行静态及动态的性能分析,同时通过不同粒径微球在不同渗透率岩心中的物模试验,展现微球封堵及驱替双重作用性,同时以吉林油田两个深部调驱试验现场应用为例,展示微球的双重性质。     

BZ25-1南油田深部液流转向体系研究与应用

针对BZ25-1南油田属窄河道型油藏,常规深部液流转向体系注入困难的问题,开发了一套适用于该油田的深部液流转向体系。该体系包括凝胶体系BHTP-1和颗粒体系BHTP-2,采用弱凝胶+中等凝胶+BHTP-2+强凝胶的组合方式,增油效果较好,驱油效率提高15%以上。该体系在BZ25-1南油田已成功应用于7井组,累计增油2.4×104m~3,措施效果明显。     

纳米微球与表面活性剂复合调驱体系研究与应用

针对高温高盐低渗透油藏注水开发中出现的含水率高、采收率低以及常规表面活性剂驱等措施难以发挥有效作用的问题,提出将耐温抗盐型纳米微球SQ-5和新型阴-非离子表面活性剂FA-2相结合的复合调驱技术,采用纳米微球/表面活性剂复合调驱体系来提高低渗透油藏水驱后的采收率。室内评价了复合调驱体系的性能,并优化了纳米微球和表面活性剂的注入参数。结果表明,纳米微球和表面活性剂均具有良好的耐温抗盐性能,在温度为120℃、矿化度为257300 mg/L时仍具有良好的性能;复合调驱体系的最佳注入参数为0.5PV的纳米微球溶液（1500 mg/L）和0.5 PV的表面活性剂溶液（1000 mg/L）;单独表面活性剂驱体系和复合调驱体系能在水驱的基础上分别提高采收率为12.43%和27.28%,可以看出,复合调驱体系取得了更好的驱油效果。矿场试验结果表明,调驱后注水井压力升高,对应油井产油量上升,含水率下降。说明纳米微球/表面活性剂复合调驱技术适合在高温高盐低渗透油藏中应用。     

聚合物微球调驱研究

亚微米聚合物弹性微球具有在油层孔隙中不断运移、封堵、改变注入水渗流方向的特点,从而能提高注入水波及体积。介绍了聚合物弹性微球调驱特点,实验研究了在不同矿化度和温度下微球的吸水膨胀规律以及微球在填砂管中的封堵效果。研究表明,微球具有一定膨胀性,温度越高,矿化度越低,微球膨胀倍数越大;注入微球能显著提高阻力系数,微球含量越高,注入量越大,注入压力越高,后续注水阶段,微球仍能保持较高的残余阻力系数。     

新型纳米微球调驱技术在海上稠油油田的应用

针对目前海上稠油油田经过长期注水开发,指进现象严重,窜流通道导致注入水低效循环的现状,在弱凝胶调驱、氮气泡沫驱和可动凝胶调驱技术的基础上,运用新型纳米微球具有良好注入性和选择性的封堵特性,开展了聚合物微球技术的室内研究和矿场先导试验。结果表明,新型纳米微球技术能有效封堵稠油油田开发中后期疏松砂岩形成的大孔道,改变液流方向,提高注入水利用率,扩大注入水波及体积,显著改善水驱开发效果。新型纳米微球技术的推广应用对海上稠油油田的控水稳油工作的深入开展具有重要意义。     

孤岛油田聚驱后聚合物微球调驱提高采收率研究

在模拟孤岛聚驱后油田条件下,在70℃考察了两种聚合物微球在10g/L盐水中的形态变化及岩心封堵、调驱性能.一种是乳液、微乳液聚合法制备的纳米级聚合物微球(纳米球),在盐水中浸泡14天后粒径增至100～1200 nm.另一种为用分散聚合法制备、具核壳结构的微米级阳/阴离子聚合物微球(微米球),在盐水中初始粒径2～5 μm,7天后形成几十至几百微米的微粒聚集体.分别在高、中、低渗岩心中注入0.3 PV用孤岛污水配制的1.5g/L纳米球液,在低渗(0.42 μm2)岩心中注入溶胀15天的纳米球液时封堵率最高(40%).相同浓度的一种微米球液在中渗(1.7 μm2)、高渗(4.8 μm2)岩心的封堵率为76%(0.3 PV)、86%(0.4 PV).注入0.3 PV溶胀15天的0.5g/L纳米球 1.5 g/L微米球污水液后,并联高渗(5.3μm2)、低渗(1.2μm2)岩心组中高渗岩心分流率由82%逐渐降至10%.用此复合微球液驱替水驱、聚驱后岩心剩余油,浓度0.5 g/L 2.0 g/L、注入量0.3 PV时提高采收率13.54%,浓度或注入量增大时提高采收率幅度增大.此体系的试验已在有8口油井的井组顺利实施.图7表1参6.     

辽西低凸起锦州25-1南油田沙二段沉积体系特征及演化

渤海油田古近系沙河街组普遍发育辫状河三角洲沉积,其沉积背景复杂,储层横向变化快。以锦州25-1南油田沙二段为例,综合运用岩心、测井、地震、古生物及重矿物等资料,以层序地层学理论为指导,建立精细层序地层格架,并以此为基础开展了沙二段沉积特征精细研究。研究表明:1锦州25-1南油田受控于双物源,沙二段可划分出3个四级层序,9个五级层序;2分析各级层序的沉积特征及演化规律,建立了等时层序地层格架下的锦州25-1南油田沉积模式;3应用研究成果有效指导油田各四级层序开发策略。     

孤岛油田东区1-14井组聚合物微球技术调驱矿场试验

研究了孤岛油田东区聚合物微球技术调驱矿场试验区的油藏地质特征及开发概况．试验区包括1口注水井和11口对应采油井。注入时设计了4段段塞的注入方法．自2004年12月2日开始注入微球乳液,2005年4月5曰后转水驱,11口对应井中8口在注入微球后3～4个月见效,水井的剖面有很大的改善。且累计增油千吨。     

海上河流相稠油油田纳米微球多轮次调驱效果评价研究

渤海某油田明化镇组具有油层厚度大、平均渗透率高、非均质性较强、原油粘度高的特点.针对稠油油田注水开发容易水窜、含水上升速度快等问题,油田于2009年—2019年开展多轮次纳米微球调驱试验,取得一定的降水增油效果.本文通过建立调驱评价体系,采取注入压力变化、压降曲线和霍尔曲线等方法,对调驱井的注入情况和生产井的见效情况进...     

BZ25-1油田腐蚀分析及控制措施

根据BZ25-1油田水质分析和腐蚀检测结果,对影响BZ25-1油田生产水腐蚀的众多因素进行了分析。得出结论:影响BZ25-1油田系统腐蚀的主要因素为生产水水质、SRB和H_2S的含量。探讨了这些因素对腐蚀的影响规律,并建议继续在BZ25-1油田缩短挂片检测频率,同时在原油和生产水系统分别注入不同类型缓蚀剂,在生产水系统交替注入不同型号杀菌剂来控制SRB及H_2S含量可以有效降低整个油田生产系统的腐蚀速率。