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低渗透油田扩大波及体积新技术新方法研讨会

低渗透油田扩大波及体积新技术新方法研讨会

  • 召开年：2017
  • 召开地：西安
  • 出版时间： 2017-05

主办单位：中国石油学会中国石油纳米化学重点实验室低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

会议文集：低渗透油田扩大波及体积新技术新方法研讨会论文集

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  • 摘要：受储层平面和纵向非均质性影响,中低渗透油田进入高含水期后,主力油层水淹严重,低效无效注水循环矛盾突出.为探索中低渗透油田高含水后期提高采收率途径,开辟了深度调剖试验区开展深度调剖技术研究与试验,通过试验,实现了平面矛盾有效的调堵,中心井受效高峰期单井日增油2.1t、含水下降11.0个百分点,截至2016年12月底,累计增油2378t,预计最终提高采收率2.02个百分点,有效地提高油田开发效果.试验取得4项研究成果:通过注产剖面、剩余油分布状况资料综合分析,明确了调剖对象;通过室内实验评价优选,确定了适合中低渗透储层深度调剖剂及体系配方组成,即铬离子交联剂调剖体系[0.3％聚合物(1600万)+0.015％铬离子交联剂+0.08％缓凝剂];通过数值模拟和注入方案优化,形成了中低渗透储层深度调剖方案优化设计技术;通过试验区分类受效特征研究、跟踪调整、效果评价,完善了配套调剖技术.并创新发展形成了高含水后期深度调剖剂优选、深度调剖分阶段精细跟踪调整两项技术,对中低渗透油田提高采收率具有重要指导意义.
  • 摘要：大老爷府油田正面临水驱效果和措施效果逐年变差的开发现状,开发形势较差.为改善水驱效果和拓宽增产途径,提出了在该油田进行氮气泡沫驱矿场试验研究.本文根据氮气泡沫调剖机理,优选老16-22井组进行矿场试验,施工方案为对GⅢ、GⅣ、FⅡ+Ⅲ层段进行“四段塞混注”.试验后,注入压力由9.3MPa上升至10.0MPa,启动压力由8.0MPa上升至8.6MPa,吸水指数由60.9m3/(d·MPa)下降至59.5m3/(d·MPa);整体增油、降含水效果好,年累增油897t,含水下降2.7％.同时,氮气泡沫对高渗透条带产生封堵,气体渗流能力比水强,受效井增多,扫油面积增大,平面矛盾缓解;层间压力和相对吸水量差异减小,吸水厚度增大,层间矛盾减小,水驱波及体积增大.试验采用风险合同管理方式,吨油成本780元,比公司规定的最低措施吨油成本1000元,低220元,具有经济效益.本次试验指明了油田下步挖潜方向,为提高采收率提供了技术保障.
  • 摘要：通过分析集团干扰压裂的原理和特点,充分考虑该技术适用性,在新立油田A区块进行现场试验.根据A区块地质概况和资源情况,提出了整体改造的地质需求,工程上采取集团工厂化施工,通过井间干扰和层间干扰提高对储层的改造程度,实现对剩余油的充分挖潜.实施了3口井的井下微地震裂缝监测,监测结果表明:集团干扰压裂可以提高储层的改造程度,且增产效果明显.
  • 摘要：吉林油田属于典型的低渗透裂缝性油藏,储层非均质性强,水驱开发效果差,无法有效驱替低渗透部位.利用CO2能够进入微小孔隙或喉道,降低启动压力梯度,有效动用低渗透孔喉内的残余油的机理,开展CO2吞吐技术试验,通过试验看,单一应用CO2吞吐技术,出现气体沿着优势通道窜流的现象,降低了CO2利用率.本文根据储层特征与油藏需求,阐述强制吞吐、复合吞吐及区块整体吞吐技术扩大波及体积的方式,在油藏条件下增加CO2与原油的接触面积,发挥膨胀降黏作用,提高措施效果.
  • 摘要：目前,吉林油田CO2驱地面油气储运普遍采用加药装置加注缓蚀杀菌剂的防腐工艺.针对前期应用的电磁恒流式加药装置存在的加药装口引入杂质损坏、压力容器需要定期年检等问题和缺点,针对性地优化了加药装置的驱动单元,解决了生产难题.并提出了CO2驱油气储运地面工程防腐蚀配套技术方案,从根本上改善了加药工艺,满足了CO2驱油气储运管线的防腐蚀要求,配套技术可以为油田类似气驱油气储运的地面管线防腐建设提供技术依据.
  • 摘要：吉林油田属于典型的低渗透油藏,主力区块已进入高含水高采出开发阶段,无效水循环严重,开发矛盾突出,注水调控及常规调堵技术效果逐年变差,大量剩余油气资源未得到有效动用.2013年选择低渗透典型新立Ⅲ区块18个井组开展深部调驱试验,探索低渗透油藏控制无效水循环,进一步扩大波及体积关键技术.经过几年的攻关与试验,初步形成了以地质认识、工程测试、软件模拟相结合的低渗透油藏分层优势通道综合识别分析技术.通过室内静态及物模实验评价筛选了微米微球封堵剂、纳米微球及驱油剂两种驱替对比体系,建立了先堵后驱、深部放置、逐级挖潜的调驱思路,设计注入量为试验区块总孔隙体积0.15PV,共66.75×104m3,单井平均3.7×104m3;形成了地面单泵单井、调驱剂原液与注入水混配,井筒利用原注水管柱分层控制注入工艺.调驱试验2013年年底现场实施,截至2017年初试验区块考虑递减累计增油5225t,水驱动用程度得到提高,产吸剖面趋于均衡,注水方向得到有效调整,各项开发指标变好.
  • 摘要：G979-G938区块平均渗透率62mD,油藏温度113°C,地层水矿化度36235mg/L,标定采收率43.76％,采出程度40.82％,综合含水96.97％.该区块前期治理开发水平由三类上升至一类,但剩余油高度分散,平面、层间层内矛盾依然突出,采用常规水驱方法进一步提高采收率的难度大,为此开展了区块整体PV级深部调驱提高采收率技术研究与现场试验.研究形成水流优势通道的半定量描述技术,优选出了适应于高温高盐油藏的高温连续凝胶及SMG微球凝胶,研究了调驱体系与不同渗透率油藏的匹配性,开展了深部调驱数模研究,形成了深部调驱层系、井网、调驱剂注入量、段塞结构设计、注入参数优化技术,探索出了现场优化调整技术.在没有其他进攻性措施的情况下,试验区实施深部调驱后,含水上升率由2.49下降至-2.26,自然递减率由16.1％下降至6.26％,油井见效率93％,试验区最高日增油50t,已连续5年保持产量增长和稳定,阶段增油89430t,目前仍持续有效,预测提高采收率3.12个百分点,为中低渗透油藏在高含水、高采出程度开发阶段进一步提高采收率探索出了新的技术途径.
  • 摘要：大港油田中深层低渗透油藏总体采收率低、开发效果差,经过新一轮低渗透油藏开发技术攻关,已部分实现了规模有效开发.在岩心实验基础上落实了低渗透储层孔隙结构特征、渗流特征及潜力评价标准;建立了低渗透油藏储层分级评价方法和优势储层“甜点”筛选方法;通过驱替实验初步给出了合理开发方式确定标准;在大量动态分析基础上落实了注水见效主要控制因素,借助建模-数模一体化技术制订出了实现有效水驱、扩大注入波及体积、提高产量的技术策略,进而论证并提出低渗透油藏合理井网、井距及合理井排方向等;在现场实践的基础上,提出了适合大港油田不同井型的压裂技术方法和低伤害易返排压裂液体系.通过综合配套技术实施,大港油田低渗透油藏最终采收率将提高到25％以上.
  • 摘要：新疆油田Ⅱ类低渗透砾岩油藏地质储量4.2×108t,占目前已动用的砾岩油藏7.8×108t的50％以上,主要表现为物性差、油层连续性差、油质相对较轻的特点.近年来,由于储层非均质性强,长期水驱后水窜水淹严重,分注、间注等措施效果逐年变差,急需配套相关改善技术.因此,2016年针对新疆Ⅱ类低渗透砾岩油藏地质、流体特点,以及在二次开发后存在的主要矛盾,在一东区克上组油藏中南部选择8注13采井网实施深部调驱试验,设计注入0.1PV,注入周期705d.针对低渗透储层特点,配方优化确定出一东克上深部调驱试验配方体系应以小剂量高强度定向封堵为主,驱替段塞以小分子量低浓度凝胶+聚表剂为主.采用逐级调驱思路,段塞组合模式设计先用小剂量高强体系封堵大通道,再用凝胶+微球封堵低渗透条带,后用弱凝胶和聚表剂进行驱替.前置段塞采用高强缓膨颗粒+聚合物弱凝胶,主体段塞采用聚合物微球体系.预计该深部调驱试验可提高采收率3.8％,增产油量为2.1×104t.
  • 摘要：新疆油田百21井区B1油藏属于Ⅱ类低渗透砾岩油藏,该砾岩油藏复杂的山麓洪积沉积体系、储层横向变化大、物性差、非均质性强等地质因素,近年来含水上升速度快,开发形势逐年变差.针对该油藏储层非均质性极强,低渗透且注入水沿高渗带窜流、突进,含水上升快,动用程度低,注水开发效果逐年变差的特性,采用逐级调剖技术来提高注入水的波及体积.针对高温含H2S的注入水特点,研究了适合该油藏的聚合物及复合交联配方体系;形成了逐级调剖配方体系的配制、复合交联剂的稀释注入技术.百21井区逐级调剖试验区实施后见效明显,累计增油5008t.试验区水驱特征曲线斜率变小,开发效果明显变好.实施效果表明,该项技术有效地抑制了试验区的含水上升速度,试验区产油量上升,生产形势变好.
  • 摘要：针对新疆油田七东1区30×104t聚合物驱试验区由于油水井网连通复杂,井间裂缝发育较强,在注聚过程中表现出区域整体见聚、见聚时间短、见聚浓度高、调剖效果差的特点,提出了采用示踪剂快速识别聚窜方向,在此基础上利用小剂量地下成胶刚性凝胶进行定向封堵的技术路线.通过室内试验研制了具有良好运移性、抗剪切性、成胶强度高的ASG凝胶,34°C成胶时间在4～26h,岩心物模试验突破压力超过15MPa,且与砂粒间有较强的黏结作用,在地层中有较好的滞留能力.现场试验2井组,首先利用示踪剂检测快速确定油水井裂缝通道方向和大小,随后在水井注入高强凝胶堵剂进行定向封堵,单井平均注剂50m3.措施后井组油井动态明显好转,产聚浓度明显下降,日产油平均增加2t,含水平均降低5％,取得了较好的效果.
  • 摘要：沙南油田沙102井区块区域构造处于准噶尔盆地东部隆起北三台凸起北部,沙丘古构造南坡.整体为受岩性控制的北高南低的单斜构造岩性油藏.储层岩性为细-中砂岩、砂砾岩,孔隙类型主要为粒间溶孔,胶结类型为孔隙型,油层孔隙度为19.0％,渗透率为2.68mD,属中低孔隙度、低渗透率、非均质性较强的储层.随着油田不断注水开发,受层内、平面非均质等因素影响,注水沿着层内高渗透层突进,低效、无效注水循环严重,导致油井含水上升速度快,产量递减幅度大,注水开发效率低.针对区块存在的问题,2015年采用“聚合物微球+柔性转向剂SR-3”的组合段塞对注水井进行调驱施工.措施后注水压力上升,吸水状况得到改善,增油降水效果显著,取得了较好的现场应用效果.实践证明,“聚合物微球+柔性转向剂SR-3”的组合段塞设计体系可以有效封堵低渗透油藏水流优势通道,提高油层动用程度,扩大注水波及体积,提升水驱开发效果.
  • 摘要：长庆超低渗透油藏的有效动用,得益于初次超前注水的顺利实施.水驱开发至今,部分油藏表现出一些开发矛盾:油藏压力保持水平偏低,注水效果较差,注入水要么不见效,要么见效后即见水,过早形成裂缝性水淹水窜,造成注入水无效循环,难以建立有效压力驱替系统.不注水,地层能量衰竭快;注水则水淹水窜风险大.因此,长庆超低渗透老油田的稳产及提高采收率亟须转变开发方式,形成新的能量补充技术.矿场实践分析表明,以西部某区块为代表的转变注水开发方式试验区,通过对油井和注水转采井整体体积压裂后投产,见到了好的苗头.然而,由于储层压力保持水平低(50％～70％),造成产液量低,稳产基础薄弱,仍需完善能量补充方式,并更大程度地发挥渗吸作用.为此,建议在体积压裂和吞吐开采之前先进行二次超前注水补充地层亏空,并针对超低渗透老油田采用“二次超前注水+体积压裂+吞吐”的技术思路进行了探索研究,优化了二次超前注水时机和注水量,量化了注水技术政策.二次超前注水对改善开发效果起到三方面作用:能有效补充地层能量;延长油水置换时间,加大了渗吸作用的发挥;减弱地层压力下降造成储层应力敏感带来的渗透率伤害,对超低渗透老油田提高单井产量和采收率具有重要的指导意义.
  • 摘要：中国超低渗透油藏压力普遍偏低,注水效果差.地层能量的快速衰竭导致产量递减很大、波及范围有限,如何补充地层能量和提高采收率成为其中的一个重要技术瓶颈.常规注水方式难以建立有效压力驱替系统,造成超低渗透油藏长期处于准自然能量或衰竭开采状态.由于超低渗透储层一般存在应力敏感性,吞吐和衰竭开采过程中压力的下降导致储层渗透率下降,进一步降低了油藏的生产能力.文中实验资料表明,有效应力范围内渗透率损失率高达11.1％～25.1％,相应地,油井生产能力则会下降20％左右.文中为了探索有效的补充地层能量方法,减弱储层应力敏感带来的渗透率伤害,通过线性水驱方式扩大波及体积,开展了直井和水平井两个方案的物理模拟.实验测试结果显示,束缚水条件下,水平井产量大致是直井产量的5倍,采出程度是直井的2倍;直井水驱采油速度降低非常快,束缚水时直井油流动速度是水平井的1/6.油藏数值模拟显示,采用线性驱替的水平井较平面径向渗流的直井单井产量提高3～4倍,采收率提高5～10个百分点.实验测试和油藏数值模拟结果在大庆油田外围超低渗透油藏开发中得到了验证,为超低渗透油藏扩大波及体积方法提供了借鉴.
  • 摘要：超低渗透油藏储层物性差,常规注水难以建立有效驱替系统.为探索“水平井体积压裂注水吞吐采油”新方式,利用数值模拟技术,考虑毛细管力滞后效应模拟油水逆向渗吸机理,建立了三区体积改造渗吸数值模拟模型,在此基础上开展了水平井渗吸吞吐采油优化研究,明确了储层类型及压裂改造参数对渗吸效率的影响规律,提出了水平井注水吞吐合理开发技术政策.研究表明:常规压裂形成的简单双翼缝无法进行渗吸吞吐采油,需要通过体积压裂改造形成复杂裂缝网络为油水逆向渗吸提供空间,压裂缝网范围越大、越复杂,渗吸作用可交换出的油量越多,但渗吸作用主要发生在近井地带,随着吞吐轮次的增加,吞吐效率、增油量逐渐下降.注水时地层压力上升、裂缝导流能力部分恢复是渗吸吞吐增油机理之一,每轮次合理注水量为地层亏空体积,综合考虑注入水保压、渗吸效率、吞吐采油时效性、油田生产时率等因素,应采用高压快注,合理闷井时间为30天.针对无法建立有效驱替系统的超低渗透-致密储层,转变开发方式,采用“体积压裂+渗吸吞吐采油”可有效扩大波及体积、提高基质动用程度,吞吐过程产生压力激动可有效恢复油井产能,与常规水驱相比预测可提高采收率3％～4％.
  • 摘要：中国低渗透油藏储量占60％～70％,低渗透油藏开发将是中国未来油气开发的主力,但由于储层先天的低渗透条件及孔喉和裂缝特征,特别是特低、超低渗油藏连常规注水都困难.随着近年来对低渗透油藏的深入开发,对低渗透油藏存在的问题有更深刻的认识,同时也总结出了一套治理思路,主要阐述总结低渗透油田扩大波及体积的有效做法,为其他低渗透油田区块的开发提供借鉴意义.
  • 摘要：大港油田深层低渗透油藏均存在注水开发困难、枯竭式开发产量递减快、采收率低的难题,本文以LJF油田G2025断块为对象,研究气驱实现其效益开发的可行性.研究表明G2025断块原油在45MPa压力下可实现天然气混相驱,天然气混相驱最终采收率可达33.48％,N2气驱最终采收率达22.31％,分别比枯竭式开发提高21.96个百分点和10.79个百分点.采用阶梯油价对两种气驱方案进行经济评价,天然气驱和N2气驱内部收益率分别为32％和21.9％,均有较好的经济效益.
  • 摘要：针对致密储层物性特点以及储层孔喉流动下限的确定是以经验为主,缺乏足够的理论和实验支撑的问题,在核磁共振、流动实验、压汞实验、孔喉扫描电镜、Abrams架桥理论的基础上,利用宏观微观相结合的方法建立了致密储层流动界限的确定方法.应用该观方法确定了吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密储层理论孔喉流动下限为60nm,衰竭式开采流动下限为100nm;可动流体饱和度为10％～40％,平均可动流体饱和度为24％.
  • 摘要：玛湖凹陷百口泉组油藏为低孔、低渗透的砂砾岩储层,注水压力高、油井不见效,微观渗流规律及受控因素有待明确.研究表明:建立在达西定律基础上的JBN算法处理低渗透砂砾岩相渗数据使得油、水相对渗透率均降低,利用EnKF法处理低渗透砂砾岩的非达西渗流更为准确;渗透率越低,启动压力越大,初始渗透率低于5mD的低渗透、特低渗透砂砾岩表现出强应力敏感性;考虑启动压力梯度后的相对渗透率曲线更符合实际驱替情况;百口泉组物性差异只是孔隙结构差异的宏观表现,岩石学特征、润湿性、储层物性、黏土矿物含量及产状、油水黏度比等综合影响相渗曲线特征,孔隙结构为影响驱油效率的主要因素;黏土矿物的水敏反应造成相渗曲线的水相凸起.人工定量造缝及地层温度下实验更符合现场生产实际,双重介质下注水开发见水快、稳产期短、后期注水压力高.
  • 摘要：从深部调驱的机理入手,将建立和保持有效压力驱替系统作为出发点,以Z230水平井区为研究对象,探讨了影响超低渗透油藏深部调驱效果的几个关键因素.对调驱的前期油水井生产情况、调驱选井、工作制度选择、动态监测等方面进行了分析,提出了改进方向,以期探索和形成更全面、更系统的调驱技术手段.
  • 摘要：为了明确纳米聚合物微球深部液流转向机理,通过理论分析研究,并开展纳米微球室内性能评价及填砂管封堵实验,研究了纳米级微球在多孔介质中的运移封堵机理.研究表明:纳米级微球因其尺寸微小,体系黏度小等特征可顺利地选择性进入地层高渗层深部,在运移过程中不断水化团聚,产生水化粒径分级,形成以多个纳米微球为节点的三维网络结构,滞留于多孔介质孔隙中,通过物理封堵和增大比表面积等降低高渗层渗透率,迫使深部液流转向,驱动弱水洗、未水洗低渗层基质中的剩余油,达到增油降水的目的,实现深部调驱,提高油藏最终采收率.
  • 摘要：鉴于大型商业软件无法直接表征低流度油藏中存在启动压力梯度的情况,提出了进行等效模拟启动压力梯度的新方法.该方法运用数值模拟软件中“阀压”关键字,创新“循环回旋”的方法设置平衡分区进行等效模拟油层存在启动压力梯度的状况.较为系统地分析了流度、储层纵向非均质性、注采压差、井距对油层的启动状况的影响,给出了一些规律性的认识和结论,对进一步的深入研究和矿场实施具有重要的参考价值和指导作用.研究表明,增大注采压差、进行井距加密、合理划分注水层段有利于改善油层的启动状况,提高油层的综合启动程度.
  • 摘要：为了表征驱油体系在非均质油藏中的渗流特性,经过理论推断和实验验证认为,驱油体系的残余阻力系数RRF能够反应提高纵向非均质严重的油藏波及体积的能力,从而实现“调剖”效果.同时,实验筛选出同一剪切速率下,剪切黏度近似相等,但流变性差异较大的三种驱油体系,并以同一剪切速率的注入方式进行层内非均质性二维可视填砂模型渗流实验.结果表明,三种驱油体系驱替后,在模型中均呈现楔形的剩余油分布状态,但透光面积和渗流规律存在较大差异.驱油体系的流变性强能够延缓注水进入无效循环的阶段,从而改善低渗透层的水驱波及效率,其能力取决于流变性强弱,表现为残余阻力系数大小.
  • 摘要：低渗透裂缝性油藏开发中,经常会出现油井见水后含水率快速上升,甚至暴性水淹的情况,需要及时判断水窜类型,并进行相应的调剖堵水措施.目前可供选择的堵剂系列很多,但是不同的堵剂系列适合不同模式的窜流通道.如果用适合封堵裂缝型的堵剂来封堵孔道型窜流通道,成功率必然较低;反之亦然.为此本文建立了低渗透裂缝性油藏水窜模式表征及识别方法,并对不同水窜模式下凝胶调剖的适应性进行了评价.首先根据渗流类型,将低渗透裂缝性油藏窜流通道主要分为孔道型、微裂缝型和人工裂缝型三种类型.通过定义大孔道平面和纵向发育程度来对孔道型窜流进行表征;通过微裂缝走向、密度和渗透率来对微裂缝型窜流进行表征;通过裂缝条数、裂缝穿透比来对人工裂缝型窜流进行表征.以此为基础,形成了基于水油比和水油比导数的三种水窜模式判别图版.最后通过数值模拟方法,研究了不同水窜模式下的凝胶调剖适应性.结果表明,孔道型和微裂缝型窜流的凝胶调剖效果明显好于人工裂缝型窜流;微裂缝的走向对调剖效果无明显影响,而微裂缝密度和渗透率对调剖效果有较为明显的影响;增大封堵半径对提高孔道型和微裂缝型窜流的调剖效果明显,而提高封堵强度对改善水力裂缝型窜流调剖效果明显.本文建立的低渗透裂缝性油藏水窜模式表征、识别和凝胶调剖适应性评价结果可以为此类油藏调剖剂的选择和研发提供指导.
  • 摘要：通过对比注入不同矿化度水、不同注入量下岩心渗透率变化,初步认识高盐低渗透油藏注低矿化度水驱油机理.从低渗透储层的应力敏感特征和相渗特征入手,对比了注入不同矿化度水后岩心应力敏感性和相渗端点值的变化,并有效结合矿场先导试验,分析了注低矿化度水对注入井井底压力、油井累产油量及递减率的影响.结果表明,低矿化度水驱可以有效提高高盐低渗透储层渗透率,并有效降低低渗透储层应力敏感性;目标油田注入矿化度小于4g/L的水能明显扩大相渗曲线两相区的范围,改善驱油效率,同时降低注水井井底流压,在提高单井累产油的同时,有效避免油井过早出现盐堵现象.
  • 摘要：随着油气资源的利用,越来越多的低渗透油藏投入开发,低渗透油藏由于渗透率低,孔隙结构复杂,在实际生产中的启动压力不可忽略,启动压力梯度对开发有不可忽视的影响,它是流体边界层性质异常和流体塑性的综合表现形式.根据所得启动压力梯度,分别讨论了启动压力梯度与渗透率、流体黏度、流度的关系.研究表明,低渗透油藏启动压力梯度与渗透率、流度成反比,与流体黏度成正比,并且与渗透率和流度之间有较好的乘幂关系.针对低渗透油藏的特点,在实验室通过稳态法测定了岩心在纯油相、含水饱和度和束缚水下的启动压力梯度.结果表明,束缚水下的启动压力梯度大于含水饱和度下的启动压力梯度,它们都小于纯油相下的启动压力梯度.在黏度相同的情况下,这三种情况下的启动压力梯度都随着渗透率的增大而减小;当渗透率相同时,它们的启动压力梯度都是随着黏度的增大而增大.由于启动压力梯度的存在,在设计生产压差时必须将这一因素考虑进去,才能保证油藏生产过程中原油的流动,因此该实验结果对油田的实际生产具有重要的指导意义.
  • 摘要：低渗透油藏是中国重要石油资源组成部分,大多数的低渗透油田以注水开发方式为主.低渗透油藏普遍存在着孔喉细小、渗透率低、渗流阻力大等特征,从而导致注水驱替压力较高、注入速率低、采收率低等一系列的问题.压裂技术对低渗透储层改造起到了一定的作用,但是作用时间和范围非常有限.因此,对低渗透油藏表面活性剂驱替及降压增注机理的研究,在低渗透油藏开发中意义重大.针对低渗透油藏降压增注用表面活性剂,本文详细介绍其驱油机理;此外,针对低渗透油藏注水井注水压力高、注不进的问题,提出采用注表面活性剂协同酸化解堵降压增注的措施,对低渗透油藏化学驱的现场应用提供了一定有利的帮助.应用表面活性剂驱,通过降低油水界面张力、增加毛细管准数,以达到提高驱油效率的目的.表面活性剂可有效改善岩心渗吸效果.但选择表面活性剂时.应在改变界面张力降低黏附功、提高洗油效率的同时,兼顾界面张力对毛管力的影响,不应一味追求过低的油水界面张力.
  • 摘要：在低渗透油藏中,表面活性剂主要通过降低油水界面张力和提高乳化速率达到降压增注的目的.通过宏观和微观方法研究乳化时间和动态界面张力稳定时间与驱油效果的关系,获取乳化和降低油水界面张力对驱油效果占据主导作用的条件.首先,通过测试乳化时间和动态界面张力时间筛选两种性能不同的表面活性剂.在此基础上,利用微观可视化手段分别研究乳化和界面张力在表面活性剂驱油过程中的不同表现.实验结果表明:乳化时间多于动态界面张力稳定时间时,表面活性剂驱油效果主要体现为提高洗油效率、增大水流通道面积;乳化时间少于动态界面张力稳定时间时,表面活性剂驱油效果主要体现为扩大波及体积、增多水流通道.
  • 摘要：针对低渗透油藏剩余油分布复杂、流场识别困难、注水开发效率低的问题,本文依据油藏静态、动态资料进行流线模拟,直观显示了流体在地层中的流动轨迹,并通过计算流线流动效率的方式识别了注水无效循环通道,为后续开发方案调整与深部调驱选井选层提供了依据.同时,将注水井与生产井之间通过流线相连接,能实现定量描述注入井对生产井的贡献率,从而为优化注水效率、提高波及体积提供理论指导.
  • 摘要：低渗透油藏,尤其是特低渗透、超低渗透以及致密油藏,由于常规水驱开发极其困难,渗吸采油技术的重要性越发凸显.渗吸采油机理有多种角度的研究,但各方面的研究都有其适用性和局限性.通过综述前人的经验及方法,结合实际实验过程中遇到的问题,对静态渗吸和动态渗吸两种渗吸方式进行了分析,重点总结了目前静态渗吸国内外研究现状;对渗吸实验中出现的同向渗吸及逆向渗吸两种现象进行了描述;对体积法、质量法、CT扫描法和核磁共振法四种实验方法的适用性、优缺点进行了系统的对比分析;最后对化学渗吸中黏度、界面张力、乳化稳定性、洗油效率和渗透力这五个重要因素的实验方法及影响规律进行了阐述,为后续渗吸采油技术的进一步研究提供参考.
  • 摘要：国内外低渗透高黏油田资源丰富,然而由于渗透率低,常规聚合物和化学复合驱体系注入困难,且原油黏度高,开发效率低.目前低渗透高黏油藏以水驱开发为主,采出程度仅15％左右,急需有效开发技术.黏弹降黏剂既可以解决低渗油田注入难题,又可以改善高黏原油流动性,是大幅度提高低渗高黏油藏采收率的有效技术.本文研制出具有自主知识产权的黏弹降黏剂NT-1,降黏效率可达80％以上,具有较强的剥离油膜能力;室内驱油实验表明,可在水驱基础上提高采收率15.3％;本文明确了其降黏机理.黏弹降黏剂溶液抗剪切性能良好,高速(5000r/min)剪切60s后,黏度保留率达86％;注入性良好,可有效通过0.2μm以上的核孔膜,且黏度保留率在90％以上;具有自适应能力,可以克服常规化学剂在低渗透油藏注入困难的问题.黏弹降黏剂分子在水溶液中可形成三维网络结构,具有较高的黏度;注入地层时随剪切速度的增加,三维网状结构破碎为单体分子,黏度下降,易于注入低渗透油藏;黏弹降黏剂溶液到达地层后,可再形成高黏度的三维网络结构,起到扩大波及体积的作用;遇到油后,降黏剂网状结构变为球形胶束,黏度降低;降黏剂溶液将原油中高黏胶质、沥青质包裹于液膜中,以水相中的分子间作用力取代原油重组分间的配位键、氢键、π-π缔合作用,形成水包油乳液来降低原油黏度.此新型降黏剂性能优异,可用于中低渗透高黏油藏提高采收率.
  • 摘要：吉林油田木146区块注水开发40年,目前综合含水97.4％,采出程度40.6％,已经进入“双高”开发阶段,水驱挖潜难度大,水驱开发进一步提高采收率的空间越来越小.通过区块剩余资源潜力评价及氮气泡沫驱机理、物理模拟和数值模拟研究,确定木146区块适合水驱转氮气泡沫驱开发.2016年6月,优选2个井组开展氮气泡沫驱先期试验,气驱1个月后开始明显见效,日产油由气驱前的15.1t上升至30.7t,试验见到了良好的效果,为改善吉林油田类似区块的开发效果、提高采收率开拓了一条新的技术路线.
  • 摘要：针对大港油田孑南地区高温、高盐、中低渗透等制约化学驱提高采收率的技术瓶颈问题,以官109-1断块枣V油组为目标油藏(温度78°C、注入水矿化度29585mg/L、油藏平均渗透率50～200mD),在优选适合缔合聚合物和表面活性剂基础上,进行二元驱室内实验和现场应用研究.结果表明,缔合聚合物AP-P7和表面活性剂BHS-01二元体系溶液与常规体系相比,具有较好的耐温抗盐性,拓展了常规二元驱适用油藏的温度和矿化度范围;注入性实验中,常规聚合物在该渗透率条件下注入性差,缔合聚合物能有效建立阻力系数和残余阻力系数;通过岩心驱替实验,二元体系能有效提高水驱后采收率,拓宽了聚合物驱适用的原油黏度范围;矿场单井试注后,注入井注入压力和启动压力升高,纵向吸水剖面得到改善,效果明显.
  • 摘要：针对新疆油田存在含油污泥产量大、成分复杂、处理成本高、安全环保风险大等问题,研制出适应新疆油田的2种调剖配方体系.通过对新疆油田含油污泥粒径分布和组成特征分析,研究了不同类型分散剂对含油污泥分散特性的影响,优选出分散剂fs1,通过流变性实验分析了4种悬浮剂对含油污泥悬浮性能的影响,筛选出悬浮剂xf2及其加量,研制出适合新疆油田的含油污泥悬浮调剖剂.性能评价实验表明,该含油污泥调剖剂悬浮稳定性大于120h,黏度小于50mPa·s,岩心封堵率大于98％,具有稳定性好,封堵能力强,耐冲刷性能好等特点.为了满足裂缝性和高渗透大孔道等地层的调堵需要,在含油污泥悬浮调剖剂的基础上,引入交联聚合物,筛选出聚合物、交联剂、稳定剂,研制出含油污泥有机凝胶调堵剂.封堵性能实验结果表明,该调堵剂岩心封堵率在99％以上,突破压力在10MPa以上,具有成胶时间可控,耐温性好,封堵能力强等特点.含油污泥调剖剂与地层配伍性好、成本低和便于大剂量注入的特点,不但适用于注水井浅调剖,还适用于裂缝性和高渗透大孔道地层的深部封堵.含油污泥用于调剖调驱,即解决了含油污泥处理成本高及伤害的环保压力,又显著降低了调剖调驱剂的成本,具有很好的经济效益和社会效益.
  • 摘要：调剖已经成为提高开发效益、支撑油田可持续发展的重要技术手段,目前长庆油田调剖平均有效期6～8个月,有效期有待进一步提升.针对目前所用主体体系弱凝胶、凝胶颗粒属聚丙烯酰胺类,在地层环境下易降解的问题,以延长调剖有效期、提升调剖效果为目标,自主研发了长效颗粒调剖剂WK-1.室内评价有效期达到12个月以上,强度大于1MPa和断裂伸长率大于1300％.在常规调剖体系难以见效的山156超低渗透储层水平井区开展先导试验效果明显.
  • 摘要：针对传统“交联聚合物冻胶+体膨颗粒”调剖技术多组分配液工艺复杂、调驱半径小、有效期短和无法动用储层深部剩余油等问题,采用反相悬浮聚合法合成了PEG单相凝胶调驱体系.该体系注入性好,成胶强度高,封堵率高(99.2％),热稳定性好(100.0°C),耐盐性强(10×104mg/L),主要性能优于常规堵水调驱剂.在裂缝性、裂缝-孔隙性见水油藏开展先导试验效果初显,经济效益良好,是现有堵水调驱剂升级换代的重要方向.
  • 摘要：随着油田开发难度的增大,以及化学驱实施过程中非均质问题的突出,泡沫驱越来越受到各大油田的重视.然而矿场试验大多应用于中高渗油藏,在低渗透油藏中的应用较少,且多数起泡剂难以满足高盐油藏的地层条件.针对高盐低渗透油藏,研发新型的耐高盐泡沫体系;通过非均质填砂管实验,优化最佳注入方式;研究泡沫体系在非均质可视化填砂模型中的调剖增油机理.结果表明:新型泡沫体系的最佳配方为0.4％羟磺基甜菜碱与0.1％多季铵盐BDT.泡沫体系可应用于矿化度10～150g/L的低渗透油藏.“聚合物(0.05％YG100)0.1PV+起泡剂0.1PV+泡沫0.5PV”为最佳注入方式,可提高采收率15.88％.微观实验发现,泡沫驱可以利用贾敏效应优先封堵高渗区,提高低渗透区的波及系数,且泡沫前缘因遇油消泡,产生稀表面活性剂驱和气驱,也可以明显提高洗油效率.
  • 摘要：二氧化碳具有黏度小、流动性强的特性,可以进入较小喉道形成驱替,对于低渗透油藏具有良好的适用性.但驱油过程中受储层非均质性的影响,容易产生指进、气窜等问题,造成波及范围达不到预期,制约了低渗透油藏二氧化碳驱的应用.纳米颗粒作为新兴的活性材料,具有良好的注入性,同时可以改变气水界面张力,在波及前缘形成泡沫层,封堵高渗通道,提高二氧化碳驱油效率.本文通过岩心驱替实验对二氧化碳驱中纳米颗粒的影响程度和应用方法进行了对比评价.研究中采用了CT扫描技术,可以对驱替过程中岩心内的二氧化碳分布情况进行实时观测,量化二氧化碳的波及体积,提高了实验精度.实验以2％(质量分数)纳米颗粒溶液为评价对象,通过改变注入流体及注入顺序设计了三组对比实验,分别对波及前缘、波及体积及岩心内二氧化碳饱和度等参数进行分析评价,实验表明:在进行二氧化碳驱替时预先注入纳米颗粒溶液可以有效改善指进等现象,形成波及前缘均匀推进;同时纳米颗粒溶液的应用,增加了岩心中二氧化碳的分布范围和饱和度,提高波及体积14％.研究结果表明,应用纳米颗粒溶液是提高低渗透二氧化碳驱效果的有效手段,通过先期注入纳米颗粒溶液,可以显著提高二氧化碳的波及体积和驱油效果.
  • 摘要：低渗透油藏面临注入困难和储层非均质性强的问题,为同时解决上述两个问题,基于表面活性剂的降压增注原理和乳化调驱机理,探讨了表面活性剂驱油体系在低渗透油藏的应用可行性.实验选取乳化能力不同,其余性能(降低油水界面张力能力、改变润湿性能力、吸附性能)相同的两种表面活性剂,通过室内洗油实验、岩心注入实验、新型渗流实验和驱油实验,评价了表面活性剂降压增注性能和低渗透条件下乳状液深部调驱性能,探讨了表面活性剂在低渗透油藏中的提高采收率机理.研究结果表明:乳化能力不同的两种表面活性剂具有相近的洗油能力;乳化能力强的表面活性剂在岩心中驱替原油的过程中会形成稳定的乳状液体系,这会降低表面活性剂的降压增注效果,但却可以起到深部调驱作用,可有效提升驱油剂的波及范围,提升低渗透油藏原油采收率.低渗透油藏表面活性剂驱油体系的筛选需综合考虑提高采收率效果及降压增注性能,根据油藏实际情况选取性能不同的表面活性剂驱油体系.
  • 摘要：调剖堵水技术一直是油田改善注水开发效果、实现油藏增产的有效手段.聚合物微球是一种改善油田注水开发效果、实现油藏增产的新型深部调剖功能性材料,该材料以丙烯酰胺及其衍生物的共聚物为主要成分,利用其亲水性基团在地层水中溶胀、凝胶化从而在裂缝或孔喉处形成有效封堵,进而提高原油采收率.鉴于此,本文采用分散聚合方法制备了核壳类粉末聚丙烯酰胺微球,并且建立室内评价体系对制备得到的丙烯酰胺共聚物微球的性能进行了评价.实验结果表明,粉末聚合物微球具有明显的核壳结构和较好的球形度,同时粒径分布均匀,微球平均粒径尺寸在10～30μm;在60°C条件下,随着吸水天数的增加,粉末微球发生明显的膨胀变大过程,膨胀倍数达到20～50倍;粉末微球具有出色的封堵能力,岩心封堵率达到98％以上,实际油田应用取得令人满意的调剖效果.
  • 摘要：超疏水纳米聚硅用于低渗透油藏注水井岩隙表面改性,可将润湿性由亲水转变为疏水,从而降低注水压力,增加注水量,但超疏水材料需以有机溶剂为携带剂,存在成本高、资源浪费等问题.本文介绍了一种具有强吸附-超疏水核结构的水基纳米聚硅降压增注剂,研究了疏水性纳米聚硅在水中的分散及其在砂岩表面的吸附行为,探讨了水基纳米聚硅分散液在低渗透油藏中的降压增注作用.结果表明:具有强吸附-超疏水核结构的水基纳米聚硅可以以澄清透明的状态均匀分散在水中,颗粒间无团聚,平均粒径为7nm,Zeta电位达-31.4mV,分散稳定,可适用于特低渗透油田.同时,利用地层高温、高矿化度及酸化后低pH值条件下,分散液注入地层后可实现强吸附-超疏水性核有效分离,并牢固吸附在岩石孔隙表面,将岩石表面润湿性由亲水转变为疏水,形成的疏水性孔道可以减小注水过程中水化膜厚度,阻止水垢的形成,从而可长时间保持微孔道的渗流能力,提高注采效率.水基纳米聚硅降压增注剂在江苏油田、延长油田等低渗透油田注水井现场应用时,能显著降低注水压力,增加注水量,有效率达95％以上,有效期一般大于10个月.
  • 摘要：在低渗透油田的开发治理过程中,通常会出现注不进、采不出、注入水沿压裂缝水窜严重、水驱波及体积小等问题.因此,建立一套低渗透油田扩大波及体积的配套技术,是实现低渗透油田高效开发的关键.本文以冀中坳陷饶阳凹陷蠡县斜坡低渗透油田为例,建立了一套低渗透油田改善水驱的配套方法.针对低渗透油田压裂后,注入水沿压裂缝水窜严重的问题,精细刻画水窜通道,建立了凝胶微球复合调驱、精细分注技术和微球调驱相结合的配套改善水驱技术.针对特低渗透油田注不进、采不出的问题,建立了水井多氢酸分层酸化与油井配套分层重复压裂的改善水驱技术,大幅提升了低渗透油田的水驱开发水平.
  • 摘要：安塞油田构造为一平缓西倾单斜,主力油层为延长组长6油层组.根据物性数据统计,长6储层各小层的平均孔隙度在9.6％至14.3％之间,平均空气渗透率为0.26～3.24×10-3μm2,属于低孔低渗透裂缝发育砂岩油藏,储层非均质性强、天然裂缝发育.经过30多年的注水开发,主力区块已进入中高含水开发阶段,油藏剖面、平面矛盾日趋突出,含水上升速度快,自然递减加大,水驱效果变差.自1997年开展注水井调剖以来,已累计实施714井次.近几年随着调剖工作量逐年增多,多轮次调剖井增加,提压空间受限,常规调剖效果逐次变差.通过对油藏渗流规律的深化认识,不断优化调剖工艺体系,探索聚合物微球改善水驱技术试验,注水井调剖调驱适用性不断提高,已成为老油田控水稳油的主体技术.
  • 摘要：西峰油田西41区长8油藏属特低渗透裂缝性油藏,2009年起采用480m×160m井网进行开发.投入开发以来,油藏表现出含水上升快、单井产能低等矛盾,整体水驱效果较差.本文结合区域裂缝发育特征,研究该区天然、人工裂缝展布规律,探讨储层裂缝对注水开发的影响,并总结合理的治理对策,为后期提高油藏水驱效率提供依据.
  • 摘要：J油田特低渗透W区块C6油藏历经21年开发,目前已进入中含水开发阶段,随采出程度的增加,平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况变差,平面水驱波及半径已达油井,水驱油效率下降,剩余油分布日趋复杂,一次井网改善水驱、控水稳油技术瓶颈日益突出.空气泡沫驱技术具有“封堵调剖、提高驱油效率、提高油层能量”的特性,因此在东部油田成功案例基础上,根据特低渗透储层特征结合室内实验评价,通过对15注63采井组现场先导试验到扩大试验为期7年的矿场试验效果表明,空气泡沫驱技术在改善水驱、扩大水驱波及体积,提高采收率方面效果明显,预测采收率提高5.0％以上,且现场试验安全顺利进行,具有较好的技术适应性.本文重点从空气泡沫驱机理入手,采取机理与动态特征、油藏工程、数值模拟相结合的方式,综合分析空气泡沫驱试验效果和合理的注入参数,评价特低渗油藏空气泡沫驱技术的适应性和推广应用前景,进一步完善丰富特低渗油藏提高采收率稳产技术体系.
  • 摘要：针对C_1低渗透油藏化学调剖次数增加后,部分注水井压力上升空间变小、调剖效果逐次变差的问题,在分析历年深部调剖矿场试验的基础上,明确了堵剂失效、治理方向、渗流通道改变、堵剂适应性变差是油藏多轮次调剖效果变差的原因,并对重复调剖下的堵剂体系、堵剂用量、段塞组合等施工参数提出了新的设计方法.现场多轮次调剖效果表明:对于水驱优势通道发生变化的孔隙-裂缝性见水区域,等效剂量法能够科学计算重复调剖堵剂用量,同时采用铝铬交联凝胶+无机凝胶以小段塞交替注入,可以有效控制压力上升幅度,提高堵剂注入性;对于堵剂失效、裂缝性见水的重复治理区域,改变堵剂类型,采用比前一轮封堵能力强的堵剂,简化段塞组合,分段塞计算堵剂用量,提高封堵强度,调剖效果较好.现场优化设计18井次,压力上升1.4MPa,当年累计增油3551.19t,累计降水7923.41m3,井组含水率由29.7％降至25.7％,投入产出比为1∶1.78,取得了很好的经济和社会效益.
  • 摘要：空气泡沫驱是一项重要的三次采油技术,在封堵优势渗流通道,提高水驱波及效率方面具有较大的潜力.新安边油田安83区长7油藏平均渗透率为0.2mD,且储层天然微裂缝发育,属于典型的非均质性较强的致密油藏.该油藏在注水开发过程中,油井含水上升速度加快,呈现裂缝性见水特征,注入水沿储层微裂缝突进,水驱油效率变差.为了进一步提高安83区长7致密油藏的开发效果,通过室内实验,对泡沫剂的发泡性和稳泡性进行了评价和优选.利用油藏数值模拟技术,优化了空气泡沫驱的注入方式、注入速度、气液比和注入周期等参数,并对空气泡沫驱的各项开发指标进行了预测分析.模拟结果表明:对于裂缝性致密油藏,采用空气泡沫驱能有效地改善水驱效果,降低油井含水,达到控水稳油和提高原油采收率的目的.在室内实验评价和油藏数值模拟的基础上,针对安83区长7致密油藏的高含水井组开展了矿场试验评价,取得了较好的试验效果,对同类裂缝性致密油藏改善水驱效果和提高原油采收率研究具有一定的指导和借鉴意义.
  • 摘要：随着勘探开发的不断深入,超低渗透油藏产量比例逐步增加,并占据了主导地位.注水开发过程中,油藏受储层非均质性强、裂缝发育等特征影响,注入水沿裂缝和高渗条带等优势渗流通道窜流和突进,水驱波及体积低,有效驱替压力系统难以建立.探索有效的水驱治理技术,对于油藏稳产具有重要意义.本文以姬塬油田G271长8油藏为对象,开展了深部调剖、聚合物微球驱、空气泡沫驱等三项主要水驱治理技术研究,以扩大水驱波及体积,促进有效驱替压力系统建立.通过现场实施,油藏水驱治理技术体系逐步完善,油藏含水上升率大幅下降,在超低渗透油藏水驱治理方面具有重要的指导意义.
  • 摘要：安塞油田是中国陆上开发最早的特低渗透亿吨级整装油田.近年,随着开发时间延长,地下渗流场日趋复杂,含水上升速度加快,平面剖面水驱不均,开发效果变差.以探索形成特低渗油藏加密区、提高采收率主体技术为目标,在王窑加密区开辟了23个井组深部调驱试验区.目前现场注入进度过半,平均单井注水井注入压力为0.17MPa/1000m3,远低于常规调剖的2.2MPa/2000m3的水平,为调驱剂深部运移和油层深部动用提供了有利条件.试验区总体见效较好,含水上升速度得到明显控制,自然递减由11.7％下降至3.7％,含水上升率由2.9下降至1.4.油藏平面水驱改善,剖面动用程度提高,开发形势变好.
  • 摘要：低渗透油藏在注水开发过程中存在渗流阻力增大、单井产量降低,递减速度加快、稳产难度加大的现象,最终采收率较低.超前注水可提高驱动压差,减小压敏效应对低渗透油藏开发的不利影响.超前注水时渗透率低的油井产能下降幅度小,具有较好的增油效果.超前注水需选择合理的注采井距,井距过大、过小都不能取得最佳的驱油效果.超前注水需计算水井累计注水量及水驱波及半径,油井选择合理的补孔时机,才能取得最佳的开发效果.正常压力和异常低压油藏适合超前注水,异常高压低渗油藏建议采用滞后注水开采.该技术在现河油区应用38井次,取得较好的开发效果,提高单井产量15％～20％.
  • 摘要：目前低渗透注水开发油藏普遍进入中高含水期,现河庄油田河**单元以三角洲前缘滑塌浊积砂体为主,储层物性差异大,非均质性较强,使得井组出现油井供液不足与水淹水窜共存的注采不均衡现象.为缓解这一矛盾,在了解井区剩余油分布的基础上,通过日常单元、井组动态分析,结合动态监测结果,分清井组主、次流线,提出了油水联动调流线的做法,并总结出多种油水井联调注采技术管理模式,实施了以“油水联动、流线调整、均衡驱替”为技术理念的配产配注方式.针对每个井区的开发特点选定合适的油水联动调流线模式,结合达西公式进行试凑,并利用油藏数值模拟技术进行多套调参调配方案的模拟计算,从中选出最优方案.通过调节油水井参数使其交替变化,主流线方向降参控流线,次流线方向提参引流线,不断扩大水驱波及,最终实现剩余油的均衡驱替.该项低成本技术率先在河**单元多个注采井组实施,在弱化主流线、强化次流线方面实现了有效治理,取得了较好的效果,带动了低渗透油藏开发管理水平的不断提升,并得到了明显的经济效益及社会效益.
  • 摘要：论文探讨了聚合物凝胶微球在王集油田东区复杂断块油藏调驱矿场试验及取得的认识.根据复杂断块油藏特点及水窜大孔道的认识,开展了聚合物微球尺寸设计、段塞设计、用量设计,并配套设计应用了橇装式在线注入设备.从调驱剂注入压力、地层充满度、油层吸水剖面改善以及油层平面液流转向四个方面分析了试验井效果.矿场试验结果表明,聚合物微球能够实现“注得进、堵得住、可移动”的目的,有效减缓了油藏平剖面矛盾,改善了中低渗透油藏水驱开发效果.配套设计应用的橇装式在线注入设备,能够有效降低调驱技术施工成本,满足了低油价期油藏对低成本调驱工艺技术的需求.

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