深部调驱技术在洲城复杂断块油藏研究中的应用

开展适合极复杂断块中高渗透油藏特性的调驱体系研究和应用,以提高水驱波及体积.通过对油藏注水动态特征和有机冻胶类深部调驱体系的评价研究与调驱现场应用,研究形成了适合于苏北盆地洲城油田的深部调剖工艺技术,所研制的聚合物冻胶深部调驱体系交联时间、交联强度可控,具有较强的选择性注入和封堵能力,同时与地层配伍性和稳定性较好.现场应用后,见到了注水压力升高、油井含水下降、产油量增加的理想效果.说明深部调驱能够解决极复杂断块油藏注入水沿冲刷孔道无效循环、水驱波及效果差、采收率低的问题.     

海上油田耐温抗盐低成本调剖体系研究

针对常规冻胶类调驱剂在高温高盐油藏中稳定性差,且成本高等问题,研制了一种由AMPS共聚物和耐温酚醛树脂预聚体类交联剂组成的低成本、耐温抗盐冻胶类调驱剂。通过室内静态评价实验,考察了AMPS共聚物,交联剂的用量对体系成胶性能的影响,确定了低、中、高不同强度的调驱剂配方,该体系成胶时间在1.5~3 d内可调,在高温(120℃)高盐(矿化度60 000 mg/L)条件下老化90 d后,黏度基本不变。通过对其动态成胶性能的评价,说明该体系在持续注入过程中不会对管柱或近井地带造成堵塞。通过驱油实验,优化了段塞组合方式,注入的先后顺序为低、中、高强度段塞,与水驱相比采收率增值达到12.4%,具有较好的降水增油效果。     

TY-W颗粒调剖剂的性能评价

对TY-W颗粒调剖剂进行了性能评价,结果表明随着调剖剂段塞的增大,封堵率和残余阻力系数逐渐增加,其封堵率为96.1%,渗透率越小,在注入相同段塞条件下其残余阻力系数和封堵率越大。连续驱替30PV的注入水后,水相渗透率保持不变,耐冲刷性能良好。物理模拟岩心调剖效果实验表明,中、低渗透层最终采收率比水驱结束时分别提高了6.22%和13.17%。     

CO_2驱油泡沫防气窜技术实验研究

腰英台油田CO_2驱油先导试验中CO_2过早气窜,降低波及体积,影响区块产能。采用岩芯切割技术制作了低渗透裂缝性岩芯模型,通过岩芯驱替实验研究了不同CO_2泡沫注入方式对低渗透裂缝性岩芯封堵能力的影响以及水驱或气驱后CO_2泡沫驱提高采收率的效果。实验结果表明:CO_2泡沫能增加流体在裂缝中的流动阻力,有效降低驱替液流度,阻力因子在46~80;泡沫在裂缝中存在启动压力,它将影响泡沫起始阶段的流动。对于水驱和气驱之后采用泡沫驱的岩芯,采收率分别增加了26%和35%,揭示了泡沫提高低渗透裂缝性油藏采收率机理。     

高性能深部调驱体系试验

 应用交联聚合物体系对油层进行深部调驱可有效提高原油采收率。在70℃条件下,通过正交试验优选出了一种交联聚合物调驱体系,其主剂基本组成为0.30%聚合物+0.08%有机铬+0.10%六亚甲基四胺+0.08%苯酚。为延长该体系的成胶时间,考查了延迟交联剂草酸钠(SO)对体系成胶时间和强度的影响。选定SO的质量分数为0.04%时,体系的成胶时间约为48h,成胶强度约为0.057MPa。矿化度、温度、pH值等因素可对体系的成胶性能产生影响。在70℃条件下,当Na+质量浓度小于36000mg/L,Cacl2质量浓度小于1000mg/L,pH值为5—7时,体系具有较好的成胶性能;体系在60—90℃条件下生成的冻胶强度大于0.056MPa。使用单管岩心驱替试验模拟了体系的调驱性能,结果表明,体系的调驱效果较好,水驱后采收率提高幅度高达20%以上,封堵率大于95%,加之70℃下成胶时间在48h以上,可以达到油层深部调驱的目的。     

石油树脂悬浮体调剖剂性能及其堵水机制

针对传统冻胶类调剖体系在高温高盐油藏中稳定性差、封堵效率低、无机类调剖剂油水选择性差的问题,采用不同软化点的石油树脂,制备石油树脂悬浮体调剖体系,分别通过物模驱替实验考察该体系对油、水两相的选择性封堵性能,进而通过高温流变性实验和高温高压下的微观形貌分析验证其堵水机制。结果表明:石油树脂悬浮体调剖体系具有良好的油水选择性,对于渗透率大于8μm~2的水层具有较好的封堵性能,封堵率大于80%,而对油层伤害率仅为5.29%;对于级差为3.0的填砂管,随着石油树脂悬浮体注入量的增加高、低渗层的流量比逐渐降低,当注入0.5V_P(V_P为孔隙体积)调剖剂后高、低渗层的分流量比小于1,发生反转;当环境温度大于树脂软化点后,石油树脂转变为牛顿流体,其黏度随着温度的升高而降低,但在150℃下整体黏度仍然大于2.2 Pa·s,石油树脂可以通过吸附在多孔介质表面依靠其黏滞力起到堵水的作用。     

新型深部调剖堵水剂研究及应用

研制了一种以聚丙烯酰胺为主剂,复合树脂作为延迟交联剂的调剖堵水剂,并在室内考察了其性能。该堵水剂具有强度高、成胶时间在较宽范围内连续可调整、配制简单及操作方便等特点。该体系聚合物使用浓度低(0.1%~0.5%),基液粘度低,易注入;能满足温度为40~80℃的低渗透油藏调剖、堵水的技术要求;成胶时间在10 h~25 d范围内可调,满足深部调剖及大剂量调驱的技术要求;成胶后凝胶强度高,能对高渗透层(段)形成有效封堵;体系基液pH值5~7,基本呈中性,对注入设备、油水井管柱几乎不形成腐蚀;配制简单、操作方便;所有化工材料均为固体,运输储存方便。截至目前,现场累计应用290井次,效果明显。     

聚合物驱后双液法固定技术试验研究

聚合物驱后恢复水驱,由于不合理的流度比造成后续注入水迅速沿高渗透层突破进入油井,使油井很快水淹。针对这一情况,通过平板模型驱油试验,研究了聚合物驱后双液法固定技术。研究得出:聚合物驱后采用双液法注入固定剂溶液,可以充分固定地下高浓度聚合物溶液,形成的冻胶体系可以有效封堵这部分高渗透孔道,迫使后续注入水进入中、低渗透层,提高了聚合物驱后的原油采收率;聚合物驱后若恢复水驱,通过絮凝和双液法固定技术,可以充分絮凝低浓度聚合物溶液,并有效固定高浓度聚合物溶液,该技术对于高渗透层的封堵十分有效,使注水剖面得到较大程度的改善,提高了后续水驱的波及系数,从而提高了水驱的原油采收率。     

基于核磁共振T_2分布的自生气可膨胀泡沫冻胶调堵机制

边底水活跃油藏常采用大剂量多段塞调堵或打人工隔板抑制底水上升。为解决传统工艺堵剂用量大、成本高的问题,研制在地层可自发膨胀的自生气泡沫冻胶体系,以成胶强度、成胶时间、成胶体积为评价指标,通过正交实验优选最优体系,分析自生气可膨胀泡沫冻胶性能的影响因素。结果表明:自生气泡沫冻胶体系具有体膨倍数高、封堵性能好的优点,可以实现边底水水侵治理、封堵封窜的目的;在温度为60℃、pH值为6.5~7.4时体系性能最佳,此时成胶时间28 h,成胶强度G级,体膨倍数超过300%;注入的泡沫冻胶对岩心大孔隙进行了有效封堵,减少了岩心的非均质性差异,泡沫冻胶具有显著的体膨调堵性能;可通过调节pH值实现对自生气可膨胀泡沫冻胶性能的调控,以满足不同储层堵剂的差异性放置需求。     

高温油藏深部复合调剖技术研究

针对高温油藏层间层内矛盾、水驱开发效果差的问题,进行了深部复合调剖技术研究。通过物理模拟实验研究了复合调剖剂不同粒径、不同注入次序和注入强度下的调剖效果。结果表明:预交联水膨体颗粒+微球组合体系可使非均质地层采收率提高20%以上;高温可动凝胶+微球组合体系能启动低渗透层的原油,实现调剖和驱油的双重效果;高温可动凝胶按先弱后强的强度注入顺序可获得较高的波及体积和采收率。研究结果可为高温油藏控水增油提供一定的参考依据。