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2016低渗透油田堵水调剖技术研讨会

2016低渗透油田堵水调剖技术研讨会

  • 召开年：2016
  • 召开地：西安
  • 出版时间： 2016-10

主办单位：中国石油学会

会议文集：2016低渗透油田堵水调剖技术研讨会论文集

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  • 摘要：针对春光油田开发生产中存在的含水上升快、高含水井多、产量下降快的问题,通过室内实验筛选起泡剂、稳泡剂和交联剂及其最佳浓度,确定了泡沫凝胶堵剂配方体系为0.5％GM-1+3000mg/L X-2+0.04％交联剂A+0.18％交联剂B+0.12％助剂.实验表明,在春光油藏地层水矿化度10×104mg/L条件下,该堵剂起泡能力良好,成胶性能较好,岩心模拟流动实验注入性好,封堵率达到90％以上.
  • 摘要：长庆油田目前进入稳产期，堵水调剖作为一项重要稳产手段，年工作量近500口。如何通过利用含油污泥进行调剖，改善注水井吸水剖面，找到含油污泥的处理技术是值得探索研究的问题。本文围绕新型油泥调剖体系研发、注入工艺优化、专用注入装备等关键技术开展研究.选取安塞油田杏河区块清罐油泥,通过室内大量实验,研发的SG-1体系油泥携带量由8％提升至15％～20％,成胶黏度提升至38000mPa·s,有效期延长至8个月.通过段塞组合及工艺参数的优化,控制压力上升速度,提高了单井油泥处理量.通过对全油田油泥调剖设备进行调研,对油泥调剖设备目前存在的问题进行了剖析,在原有设备基础上进行改进,使得油泥调剖检泵周期由0.5d延长至20d,有效的保证了施工的连续性,确保调剖效果.目前进行了十八口井的矿场试验,平均单井注入堵剂1700m3,单井处理油泥量达到150t,对应油井23口,见效7口,见效率31.2％,单井组日增油1.7t,取得了初步成效.现场试验表明,利用油泥调剖能较好地解决油泥利用问题,有显著的社会效益和经济效益.
  • 摘要：长庆油田第十采油厂见注入水水淹井235口,占高含水井数的82.2％.2015年该厂优选三个调剖体系,其中"交联聚合物冻胶类"体系施工的4口,目前日增油4.4t,累计增油279.06t,累计降水876.90m3.本文通过对4口井的产量、含水、动液面、含盐变化,以及这4口井调剖前后的吸水剖面对比、压降对比等进行分析,同区块其他体系调剖井进行对比评价.交联聚合物冻胶类调剖体系适用于第十采油厂华庆油田长63油藏,该体系可以较好地填充了高渗层及裂缝,对吸水剖面有明显的改善效果,产能恢复率较高,对华庆长63油藏有较好的使用效果,具有较强的推广价值.
  • 摘要：调堵施工设备的性能是影响调堵措施效果的重要因素之一.本文较为详细地介绍了信息化调堵施工系统的构成和性能改进情况.该系统主要由液压往复式调剖堵水泵、排量调节系统、配液系统和数据采集、传输系统构成.通过对多功能一体化配液站的建设,提高了设备的使用安全性和便利性;对冷却系统和配液系统的改进,提高了冷却效率和聚合物溶液配制水平;通过可视数据采集、传输系统,实现施工数据远程共享,提高了现场施工的决策水平.
  • 摘要：长庆油田早期开发的三叠系低渗透主力油藏已进入中高含水期,自然递减加大,平面矛盾突出.随着开发时间的延长,水驱状况和剩余油分布日益复杂,油田稳产难度不断加大.如何扩大注水波及体积充分动用剩余油成为改善水驱提高采收率技术的关键.针对传统聚合物驱技术中聚合物线性高分子应用油层渗透率下限高(100×10-3μm2)、耐盐性和抗剪切性差等问题,以深部调驱扩大波及体积为主要目标,提出了聚合物微球改善水驱提高采收率的技术方向.围绕油藏诊断、微球机理、产品研发、工艺决策等开展技术攻关,2010-2015年在五里湾一区长6油藏先导试验效果显著,自然递减由11.5％下降到8.3％,含水上升率由5.6％下降到4.2％,提高采收率5％,展示出该技术良好的应用前景.
  • 摘要：新疆彩南油田D区块八道湾组油藏平均孔隙度为20.5％,平均渗透率为138.6×10-3μm2,属于中孔中低渗透油层.受油藏层间、平面非均质等因素影响,导致油藏层间、层内以及平面矛盾突出,严重影响注水驱油效率.由于常规的调驱技术注入性能差、稳定性能差,导致调驱剂无法深入地层,调驱封堵半径小、措施有效期短.因此,针对区块的油藏发育特点及注水开发特征,采用体膨颗粒"堵"为辅,柔性转向剂SR-3"调"为主的深部调驱技术,利用柔性转向剂SR-3强粘连和形变性能,封堵高渗透水窜优势通道,改变水流通道,扩大注水波及体积.调驱后注水井油压上升,压降变缓,高渗透层得到有效封堵,累计增油达到了2486t,投入产出比高,经济效益显著,说明以柔性转向剂SR-3为主体的深部调驱技术能够适应中低渗透油藏的调剖要求,为低渗透油田中后期开发调整提供了一项新技术手段.
  • 摘要：依据鄂尔多斯盆地长6储层的地质特征,本文研制了均质、非均质及裂缝型等三类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱油实验.实验可知,长6储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10％以上.随岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12％.含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50％.
  • 摘要：大港南部油田下辖枣园、王官屯、舍女寺、小集、段六拨和乌马营6个油田,含油面积93.1km2,地质储量23910×104t,开发动用的主要含油层系为沙河街组、孔一段、孔二段、中生界.油藏具有断块小、流度低、层组多、非均质性强的特点.原油物性表现为高凝、高黏、高含蜡的特征.针对低渗透油藏注水见效单方向见效明显,单层突进严重的开发矛盾,进行多因素综合决策调剖选井,即首先确立多因素模糊决策因子,然后对储层渗透率、渗透率变异系数、流动系数、沉积相带、吸水百分数突进系数、水淹级别、井口压降、注入倍数、启动压力、吸水指数、剩余可采储量、地层压力等动、静态资料综合分析,确定调剖有效概率,作为依据进行调剖选井.2015年实施调剖治理48井次,累计增油5163t.目前,调剖治理完成的48口井平均注水压力上升3.57MPa,90min井口压降减缓了3.27MPa,受益油井日增油47t.该方法对低渗透油藏调剖选井和调剖治理治理提供了借鉴作用.
  • 摘要：新疆滴20井区八道湾组油藏为典型的低渗透油藏,采用注水开发后,注入水窜严重,油井含水上升速度快,储量动用程度逐年下降,急需通过调驱调剖技术改善油藏水驱油效率.在系统分析油藏生产动态的基础上,建立油藏数值模型,采用化学驱数值模拟新技术,进行油藏模拟和水驱预测,运用3dsl软件,进行流线数值模拟,通过改进流线法MSL技术、追踪流线,结合含水率定量表征优势渗流通道.在此基础上进行不同工艺技术条件下水驱效果比对,优化工艺设计.通过软件定量优势渗流通道描述,根据流线数值模型,计算出每个井组的优势渗流通道体积,从而定量计算调剖剂用量.利用化学驱数值模拟技术针对不同段塞进行方案优选及增油效果预测,优选出经济合理方案,为调剖调驱提供了一种全新的设计思路.
  • 摘要：针对高温低渗透水淹井物性差、井温高常出现堵水封窜施工挤注困难和安全风险高的技术难题,本文研究开发出一种注入性好的耐高温堵水封窜剂,其浆体黏度小于20mPa·s,突破压力梯度大于1.5MPa/cm,具有颗粒微细均匀,浆体流变性好,析水少,可泵时间可据井况调整,更容易挤注到低渗透和窜槽部位的微孔隙,施工安全性好,措施成功率高,同时具有耐高温高盐的特性,现场应用20多井次,有效率100％,增油降水效果显著,为高温低渗透水淹井堵水封窜提供了有效的技术方法.
  • 摘要：聚合物凝胶微球深部调驱是一项近年开发的新技术，按照不同的反应机理，通过反相乳液聚合、分散聚合、反相悬浮聚合三种不同的方式，制备了不同初始粒径的聚合物凝胶微球。通过微球的结构成分设计，控制微球的膨胀速度和膨胀倍率、耐温抗盐性、可注入性；通过聚合方式设计，分类制备初始粒径从几百纳米到几十微米的微球：通过成分调控，实现微球之间黏结强度的改变，从而改变封堵强度：通过注入施工方式设计，实现自动化注入。聚合物微球完全可以适应长庆油田油藏地层地质特征，不同地质条件下，均可以应用。
  • 摘要：对于非均质油田提高水驱采收率,根据经典理论的做法是千方百计地扩大波及体积,通常采用精细分层、调剖堵水、压裂酸化、甚至聚合物驱等方法,但随着油田含水率的上升,剩余油高度分散存在于储层深部,这些传统方法的效果变差.为此业内提出了深部调驱提高采收率的概念,但这一概念的内涵一直未有定论.本文从孔隙尺度水驱矛盾的根本原因出发,对深部调驱的基本原理进行研究,提出和建立了一种新的技术方法——"分类分级调驱提高采收率技术",即以整个注采流场为研究对象,将由于储层非均质而形成的优势流动通道进行分类和分级,针对不同类型不同级别大小的优势流动通道研制和应用相应的调驱剂新材料,通过针对性的材料的准确放置封堵管流或接近管流的水流优势大孔道、有效抑制高速渗流的渗流优势孔道;对微观尺度的渗流优势孔隙则通过材料的注入、移动,持续地调整、改变水驱方向,将扩大波及系数落脚到有效波及上来,即实现对全水驱流场系统整体的波及控制,达到高效波及、高效驱动剩余油、提高水驱采收率的目的.开展的仿真孔隙结构和尺度的微观物理模拟实验、9m长岩心注入及运移实验研究,以及多个矿场试验结果证明了这一方法的科学性.
  • 摘要：使转向剂到达分布区域并实现后续流体最大限度地转向从而提高原油采收率的方法称为放置技术。本文以注水井周围地层中的某一区域的外边界到注水井井底的距离，即物理空间划分转向空间。依据地层流体流线形态建立了转向剂放置的椭圆数学模型,在平板可视岩心模型上进行了物理模拟实验验证.实验得到的提高采收率数值与数学模型计算的提高采收率数值十分接近,说明建立的数学模型是正确的,对矿场液流转向技术应用具有指导意义.
  • 摘要：在考虑启动压力梯度的情况下,利用保角变换与势叠加原理推导出低渗透油藏交错水平井的等势线方程,并以此为基础计算分析注采井间的渗流速度分布规律.研究表明,与常规直井井网不同,交错水平井注采系统不存在渗流速度始终最快的主流线.在注水井处,渗流速度最快区域位于注水井水平段端点附近;向生产井靠近过程中,流速最快区域逐渐向注水井水平段中线转移;在生产井附近,流速最快区域位于生产井水平段端点附近.通过流线模拟证实,井网流线变化特点与渗流速度理论分析结果具有很好的一致性,同时还发现随着注采井距的增大,水平井初期见水点逐渐向生产井水平段中部偏移.相关理论研究成果对于科学指导低渗透油藏水平井的堵水调剖工作具有重要意义.
  • 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,采用橡胶和树脂类材料，通过共混、挤出和切割等工艺，研发了长效颗粒调剖剂WK-1.室内评价有效期达到24个月以上,强度大于1MPa,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：油井出水层一般为高压层,出油层为低压层;针对笼统化学堵水时堵水剂会优先进入低压层造成堵塞污染的问题,提出了先暂堵油层,再封堵水层的选择性化学堵水做法.优选了一种微泡沫暂堵剂,双管并联岩心流动实验表明,暂堵剂优先进入低压低渗透岩心,封堵后突破压力梯度15MPa/m,动态水驱降解120h后岩心的渗透率恢复率98％,满足暂堵的需要.暂堵后再注入凝胶堵水剂,实现结合油水层地层压力测试,形成了一种通过地面控压实现暂堵剂和高强度堵水剂进入油水层的选择性工艺方法,产液剖面测试表明,实现了暂堵保护油层、选择性封堵水层的目的.
  • 摘要：本文简要介绍了现有堵水调剖剂材料,通过将低渗透油藏堵水调剖剂性能需求与纳米材料特点相结合,分析了纳米材料在调控堵水调剖剂性能及稳定堵水调剖用泡沫/乳液等方面的作用,纳米材料同样能够提高堵水调剖用乳液的稳定性，且不受盐成分与含量、温度影响。纳米材料比表面积大，界面吸附能力强，注入性好，以及在增强材料性能方面的良好潜力，有望实现低渗透油田堵水调剖剂所需的功能特性，在解决低渗透油田堵水调剖问题，创新研发新型堵水调剖剂方面必将发挥巨大的作用。
  • 摘要：介绍了一种无机凝胶泡沫调剖技术,该技术具有易注入、耐温、耐盐、封堵能力强的特点,现场实验取得较好的调剖效果,为解决低渗透油藏的水窜问题提供了新的技术途径.最终优选出凝胶泡沫体系的配方为：10%主剂+2.22%引发剂+0.4%助剂+0.4%表面活性剂SS-161，配方溶液胶凝后的产物确实为凝胶泡沫而非单一凝胶，体系胶凝后封堵性和耐冲刷性较好。在一定油藏温度范围内随温度的升高体系胶凝后强度是逐渐增大的，因此建议将该体系的适用范围定为90℃以上。无机凝胶泡沫体系在王58-斜2井组开展了矿场调剖应用，水井及油井均有明显的调剖效果。
  • 摘要：针对目前水平井出水段堵水作业的需求,研制出适合水平井堵水的触变膨胀型高强度堵剂及分段注入封堵工艺,堵剂性能评价结果表明,该触变膨胀型高强度堵剂具有较强的触变性,流动屈服值10～15kPa,适用温度30～120℃,抗压强度大于13MPa,稠化时间大于6h,固后体积膨胀1.0％～1.5％,有效解决了常用凝胶类堵剂强度低,堵水有效率低、有效期短的问题,克服了常用水泥类堵剂在水平段易混相坍塌及安全性差的问题,实现了对水平出水段安全可靠及长效封堵.研究配套了用于堵剂注入过程中保护堵剂段塞的自降解溶胶,有效防止堵剂注入过程中与压井液混相,研究优选了堵剂分段注入的配套工具,实现对出水段分段封堵.截至目前,该水平井分段堵水技术在大港、青海等油田完成水平井堵水现场应用5井次,施工成功率100％,累计增产原油5849t,天然气1.4×104m3,证明了该水平井分段堵水工艺的具有较高的可靠性和长效安全性.
  • 摘要：针对裂缝型低渗透油藏地层能量低、注入水沿平面单向突进、吸水剖面尖峰状较普遍、注采调控难度大等问题,用改性淀粉和丙烯酰胺研制了淀粉改性强凝胶堵剂.室内使用单管填砂管、并联填砂管和纵向非均质二维长岩心模型对堵剂的性能进行了评价.结果表明,堵剂性能最优配方为:5％改性淀粉+5％丙烯酰胺+0.05％交联剂+0.1％引发剂.堵剂在地层温度恒温放置12h后形成高形变不流动凝胶(成胶强度是F).堵剂对裂缝型高渗透填砂管的封堵能力良好,封堵率为99.2％.堵剂选择性较好,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.堵剂突破后,渗透率级差为74.9时,并联填砂管低渗透储层的分流率由2.4％增至89.3％,高渗透储层的分流率由97.6％降至10.7％;渗透率级差为4.3时,低渗透储层的分流率由33.3％增至96.2％,高渗透储层的分流率由66.7％降至3.8％.后续水驱使得中低渗透潜力储层得到了充分动用,提高采收率高达11.1％.同时进行了堵剂的抗剪切性、耐冲刷性和长期稳定性评价,为该类油藏的治理奠定了基础.
  • 摘要：枣园油田位于黄骅坳陷孔店构造带中部,由北向南由自来屯、风化店、沈家铺3个含油构造组成,内部被263条Ⅳ级断层切割,形成了构造复杂、数量众多的含油断块76个.突进系数7.90～10.30,变异系数0.70～0.88,油品性质以双高油为主,室内试验证实为非牛顿流体.枣园油田大孔道区域主要分布在枣1281块、枣1270块、枣1266-86等断块,其测试资料及生产状况已经得到证实,开发中油井水窜频繁,调剖治理过程中窜剂事故时有发生,如枣1275-6井在进行调剖时,受益油井见调剖剂.由于地层的非均质性、油水的黏性指进等先天因素,随着长期注水开发,形成大孔道的概率逐年增加,因此大孔道的治理显得很有必要.为此,首先通过油藏工程理论研究,定量计算大孔道区域的孔喉半径,并与生产动态监测通过软件计算的孔喉半径值进行对比,建立真实的孔喉半径与理论计算的孔喉半径的关系式.其次,在大孔道区域的孔喉半径明确的前提下,开展堵剂用量、堵剂粒径、段塞组合等工艺参数的确定,对存大孔道的水井实施调剖30口井,当年平均单井增油393t.该方法对类似大孔道油藏治理提供了借鉴和依据.
  • 摘要：L油田TⅠ油藏为层状边水背斜中低渗透砂岩油藏,纵向发育TⅠ2、TⅠ3两个含油小层.自2011年开始实施二次开发方案以来,该油田形成了较规则的五点法注采井网,随着开发的深入,TⅠ2、TⅠ3小层层间矛盾突出,注水效果较差,为了改善开发效果,与方案配套的深部调驱技术也相继在4个井组开展矿场试验,并取得了较好的增油效果,但在现场施工中,一度出现了注入压力上升过快逼近管线承压、注入液曝氧后变色现场检测粒径变大、调驱液体系中悬浮物粒径高于微球的平均粒径、个别油水井产吸剖面数据异常等一系列问题,针对矿场深部调驱施工中出现的问题,建立科学合理的跟踪评价流程和应急处置方案,为L油田TⅠ油藏全区下步的深部调驱工作有着重要的借鉴与指导意义.
  • 摘要：吉林油田低渗透"双高"区块深部调驱技术研究试验,按照先调后驱、深部放置、逐级挖潜的注水方案优化设计总体思路;形成了以地质认识、工程测试资料与软件模拟相结合的优势通道定性分析技术;结合室内静态、物理模拟实验优选出了微米微球封堵体系、纳米微球与驱油剂驱替体系;形成了在线规模化实施的地面—井筒工艺流程;建立了油井采出液浓度分析检测方法,通过该技术在吉林新立油田X区块18个井组的应用,有效地改善了注采关系,产吸剖面趋向均衡,区块各项开发指标得到了改善.
  • 摘要：H油田TⅠ油组为典型的层状边水背斜中低渗透砂岩油藏,纵向发育TⅠ2、TⅠ3两个含油小层.TⅠ2、TⅠ3小层由于层间矛盾突出致使注入水利用率低、无效循环现象严重、自然递减加快,稳产难度大.为改善开发效果,近年来在搞清井间剩余油分布和注水优势通道情况的基础上,采用耐温抗盐性能突出的纳米微球、体膨型颗粒、改性聚合物冻胶及改性聚合物凝胶等4种调驱剂,并根据油水井具体情况选择不同的体系组合,在油组优选剩余油富集、注水优势通道发育、连通性较好的4个井组开展油组下部TⅠ3高吸水层段深部调驱先导性矿场试验.试验区调剖后效果明显,调驱井单井平均视吸水指数由调前的20.2m3/(d·MPa)降至调后的8.7m3/(d·MPa),单井平均注入压力由调前的7MPa上升至18MPa,含水率由89.1％下降至85.4％,截至2015年12月试验区累计增油2.31×104t,区块整体递减减缓,大幅改善了层间矛盾.本文就此技术的配方、用量及应用效果等进行详细阐述,从而为中低渗透砂岩油藏提高采收率提供技术支撑.
  • 摘要：红河油田位于甘肃鄂南镇泾油气勘查区块中部,主力长8层平均渗透率0.48×10-3μm2,孔隙度10.07％,属于超低—特低渗透油藏,以水平井分段压裂开发为主.HH12P18井组为该井区第一个水平井注水试验井组,于2014年5月开始注水,初期见效增油快,但后期一、二线井5口井中有4口井因强水窜关井.室内测试天然岩心最小启动压力梯度0.0418MPa/m,临界压力梯度高达17.085MPa/m,目前条件下无法启动基质地层,窜流以人工加天然相互沟通的裂缝为主.针对这种复杂的网络水窜情况,提出了"不稳定注水+周期调剖"堵窜思路,即利用周期注水的毛细管渗吸效应,使得基质中剩余油渗流至裂缝中,然后利用周期小剂量调剖,逐级启动不同级别裂缝中的剩余油.2015年6月对HH12P18井进行调剖施工,采用分散相VEG黏弹体暂堵+连续相冻胶充填的堵剂组合方式封堵天然裂缝.通过调控压力,先后注入保护液40m3,VEG黏弹体6t,冻胶300m3.调剖后水井油压提高了3MPa,井组含水率平均下降14％,日增油近3t.该技术解决了复杂网络水窜的难题,是分段压裂水平井调剖的一次有益探索.
  • 摘要：谷104长6油藏属于典型的低渗透裂缝性油藏,本文针对该油藏水驱矛盾突出,裂缝型水淹严重,含水率上升快,区块递减的大的问题.结合油藏地质特征,通过室内调剖体系研制和筛选,研究了适合裂缝型见水地层的以"聚丙烯酰胺-酚醛树脂交联堵剂+桥联剂"为主的复合冻胶类调剖剂(HPAM-1).通过前期先导试验取得较好的效果,2014年在该区实施整体调剖,完善井网6个,区块自然递减由21.9％下降到5.6％,取得了较好的效果,为此类油藏的控水稳油,提高最终采收率,提高整体开发水平具有重大意义.
  • 摘要：长庆油田是典型的低压、低渗透油藏.近年来,随着压裂工艺技术的不断突破,水平井已逐渐成为一项重要的开发方式.与此同时,压裂投产、注水开发也带来了含水上升快的问题,影响了水平井的正常开发,水平井堵水技术研究势在必行.通过几年攻关研究,在化学堵水方面取得了一些认识.长庆水平井受到人工裂缝和天然裂缝的共同影响，缝网空间难以估算，弱凝胶、颗粒等体系对于高压出水层封堵能力有限，依靠填充封堵堵剂注入量至少应在2000m3以上。高强堵剂注入风险大，虽然此次工艺上取得一定成功，但封堵深度不够，有效期有待观察。应该将低强度堵剂与高强度堵剂相结合，既进行深部填充，又提高封堵强度。
  • 摘要：C1储层微裂缝发育,注水且具有明显的方向性,容易造成注入水沿微裂缝发育方向快速推进,而使油井水淹,采油三厂大部分C1油藏已经进入中高含水期,受储层微裂缝、高渗带、初期压裂规模较大、超前注水等综合因素影响,水淹井数呈逐年上升趋势,甚至迅速水淹,产能损失严重.2011年以来持续开展水淹井治理,近两年来单井日增油量逐年降低,平均措施有效期越来越短,本文通过对近年来堵剂体系进行室内评价,对现场施工工艺参数等进行优化,并开展现场试验,形成了采油三厂低渗透油藏不同地质条件下的油井堵水技术体系,为后期油田高效开发提供一定的借鉴.
  • 摘要：超低渗透油藏储层渗透率低,天然裂缝较发育,加之水平井开发采用混合水压裂投产,改造规模大,人工裂缝发育,形成了天然裂缝与人工裂缝交织的缝网结构,复杂的缝网结构一方面有利于油藏的开发,另一方面加剧了储层物性的平面矛盾,给予注水水窜提供了有利条件,大大降低了地下存水率.在现有油藏条件下,调剖首先要解决裂缝封堵问题,由于原油启动压力梯度大,调剖时应采取以"堵"为主的调剖思路,提高封堵强度.注水井调剖最终目的是提高注入水的水驱波及体积,动用剩余油,超低渗透储层发育微纳米孔喉,喉道半径小,注入水主要以毛细管力吸入,过高的注水压力对提高水驱波及体积有限,但会提高对堵剂的冲刷能力,影响调剖有效期,调剖后合理的注水政策对措施效果的影响也是相当重要的.
  • 摘要：安塞油田经过二十多年的注水开发,目前已进入中高含水开发阶段,油藏平面、剖面矛盾日趋突出,油田稳产逐步从前期的注水调整向堵水调剖等扩大水驱波及体积、提高水驱效率方面转变.开展堵水调剖技术研究,对于提升油藏整体开发水平、实现降本增效,具有非常重要意义.本文结合安塞油田油藏特征及水驱渗流规律,总结安塞油田历年注水井深部调剖选井决策、堵剂体系及调剖工艺等方面取得研究成果,系统评价区块连片整体调剖技术应用效果,为提高油藏开发效果及持续稳产提供重要技术手段.
  • 摘要：低渗透油藏储层一般物性差,渗透率低,非均质强;经长期注水开发后,水洗层位渗透率增大,甚至出现大孔道现象;同时由于天然微裂缝的存在,地层中高渗透层位、大孔道及微裂缝会逐渐沟通,形成大的水窜通道;注入水极易沿着这些优先通道流至油井,导致部分油井水淹,而注采井组其他井难以注水受效,水驱波及驱油效率降低.在低渗透油田注水开发中,未动用部位油层物性一般相对较差,即使通过堵水技术可以封堵窜流通道,但如何有效动用剩余原油也是极不容易.化学微生物复合堵水调驱实践,目标既是先采用柔性颗粒、聚合物微球、凝胶等各种化学堵剂,对地层高渗带或微裂缝进行多段塞、多浓度交替封堵,改善水驱状况及吸水剖面,达到降低油井含水,恢复油井产能;同时注入微生物及营养液段塞,改变油藏岩石孔隙结构及表面性质、油藏原油性能,降低油水界面张力,从而提高注入水的波及系数和水驱效率.本文针对化学微生物复合堵水调驱工艺在现场的应用,进行总结分析,探索完善低渗透油田注水开发提高水驱技术,2015年现场实施4井次,注水井组对应水淹井含水平均下降44.5％,日增油8.36t,井组阶段性累计增油1119.38t,取得了显著成效.
  • 摘要：随着我国大多数油田都已进入高含水期，为改善注水剖面，提高原油采收率，深部调驱技术得到迅速的发展.在弱凝胶主剂HPAM相对分子质量为1600万及助剂条件下,CQ油田原弱凝胶体系胶体视黏度(强度)约20000mPa·s(HPAM溶液未剪切).但现场施工中,机械剪切及炮眼剪切会大幅降低聚合物溶液视黏度(约50％),使得原弱凝胶体系在油层成胶后封堵效果急剧变差,与室内封堵实验结果相差较大.室内实验表明,弱凝胶主剂HPAM溶液被剪切黏度下降一半后,原弱凝胶体系成胶强度约9000mPa·s,降幅达55％.本文在原配方基础上,考虑存在的机械剪切及炮眼剪切对弱凝胶体系强度的影响,通过体系配方优化进而增强了经过机械剪切及炮眼剪切后的弱凝胶体系的强度.研究结果表明,当配方组成为聚丙烯酰胺HPAM含量0.3％(经剪切黏度下降一半)、间苯二酚含量0.060％、甲醛含量0.60％及氯化铵含量0.045％时,60℃成胶6h的弱凝胶体系强度最大,达到45000mPa·s.封堵裂缝试验结果表明,剪切视黏度下降一半的聚合物溶液,利用改善新配方成胶后对裂缝的封堵能力明显强于原体系配方对裂缝的封堵能力.在裂缝宽度为0.43mm条件下,新弱凝胶体系在填砂管模型第Ⅳ段和第Ⅴ段(近出口端)具有比原弱凝胶体系更高的封堵压力梯度.新弱凝胶体系相比原弱凝胶体系也具有更长的有效封堵距离.由此表明,改善新弱凝胶体系能有效抵制聚合物溶液视黏度大幅下降对弱凝胶体系强度的不良影响,使得经剪切后成胶的弱凝胶体系仍能有效封堵裂缝.
  • 摘要：针对低渗透裂缝型油藏注水开发中存在的含水上升快,局部注水指进严重等问题,提出了以"聚合物交联弱凝胶+预交联强吸水凝胶颗粒"的复合深部调驱体系进行调驱.聚合物交联弱凝胶为乌洛托品、间苯二酚复合交联而成,在60℃、120000mg/L的条件下成胶黏度为8000mPa·s,且具有良好的长期稳定性;而预交联强吸水凝胶颗粒为丙烯酰胺、丙烯酸的共聚体具有较好的吸水膨胀性,在上述条件下可吸水膨胀约15.4倍,复合深部调剖体系对岩心的封堵率可达90％以上.现场应用后,注水井压力明显上升,相对应井组平均增油0.97t/d,平均含水下降近10％,起到了很好的降水增油的目的.
  • 摘要：新疆石西油田A区块清水河组平均孔隙度为14.6％,平均渗透率为12.9×10-3μm2,属于低孔低渗油层.由于长期注水开发导致油藏层间、层内以及平面矛盾突出,形成的低效无效注水循环场,低渗透层难以得到很好的动用,严重影响注水驱油效率.为了更好地挖潜低渗透层的油藏潜力,提高区块油层动用程度,采用以SR-3柔性转向剂为主、体膨颗粒为辅的多段塞深部调驱技术对水淹区域注水井实施调剖.利用体膨颗粒的强封堵性和SR-3柔性转向剂良好的注入性及形变性能,封堵强吸水高渗透层,改变注水水驱方向,扩大注水波及体积,提高低渗透油层动用程度,达到增油降水的目的.2013年6月在新疆石西油田A区块实施了5口井深部调驱,调驱后注水井油压上升,视吸水指数下降,吸水剖面单层突进明显改善,高渗透层得到有效封堵.调剖井组周围油井含水下降、日产油量上升,有效期时间长,投入产出比高,经济效益显著,说明以柔性转向剂为主体的深部调驱技术对有望成为低渗透油田开发调整的一项有效的技术手段.
  • 摘要：以AM、AMPS、单体R为反应单体,合成了梳型耐温耐盐聚合物CQS.确定了最佳合成条件,AM与AMPS质量比为4～5,单体R为6g,引发温度为15～20℃,引发剂用量为0.03％～0.04％,反应时间为4h.通过其扫描电镜图,证明了其在形态上满足梳型聚合物的要求.同时对其溶液性能及与柠檬酸铝及酚醛交联体系对的成胶性能与同类产品进行比较,发现其在耐温、抗盐、成胶等方面都具有优势.
  • 摘要：随着近年低渗透油藏调剖堵水措施重要性日渐突出,调剖井数逐年增多,年调剖500余井次,对应油井2000余口.现场质量监控和效果分析评价成为方案优化的重要基础工作.针对人工效率低,标准不统一,现场存在睡岗,堵剂质量等问题,开展了现场实时数据监控和效果分析系统的研发.最终目的,建立"选井—现场施工参数—堵剂配方—效果评价"的整体循环回馈机制,形成经验数字化,成果有形化的调剖辅助设计系统.目前,已完成现场压力、流量的实时监控,能够24h不间断远程监控数据.
  • 摘要：西峰油田属于典型的低渗透油藏,裂缝、微裂缝发育,2000年投入开发后注入水沿裂缝方向快速推进,造成油井含水上升速度快,油藏递减大,严重制约了该油田长期稳产.为有效降低西峰油田自然递减速度,提高油藏开发水平.2004年以来在三叠系长8油藏持续开展堵水调剖研究与应用,针对该油田见水方向复杂、注水压力高等问题不断优化调整调剖工艺,在对比同类油藏堵水效果的基础上,通过分析储层特点与裂缝水窜特性,采用室内评价与现场试验相结合的办法,优化形成了无机复合凝胶、有机复合交联两种调剖体系的堵剂配方,针对该油藏不同见水类型优选实施,提高了体系的适应性;在段塞设计上采用精细段塞组合模式,强弱反复交替注入,确保调剖过程中压力可调可控,平稳上升;在施工参数上通过总结分析不同类型堵剂的封堵原理及成胶特点,优化形成了分段塞堵剂用量计算方法,此外通过总结归纳施工排量、颗粒粒径与调剖效果的对应关系,确定了合理的施工排量及粒径范围,总体上形成了大剂量、小排量、小粒径的设计原则.通过近年来现场试验,调剖有效期逐年延长,深部调剖能力得到提高,油藏递减趋势减缓,形成了适合西峰油田长8油藏的堵水调剖技术,为该油田实现长期稳产提供了技术支撑.
  • 摘要：西柳10断块位于饶阳凹陷蠡县斜坡西柳北构造,具有高温、低孔、低渗透、原油物性差的特征,注水开发后层间、平面矛盾突出,含水上升较快,油井普遍高含水的问题.为实现断块的持续稳产和提高采收率,采取了深部调驱措施,在实施过程中,通过总结分析不同体系的驱油机理、见效特征和实施效果,系统评价断块深部调驱的适应性,提出了凝胶(封堵能力)与纳米微球(耐温性、深入运移)特性相结合的耦合深部调驱技术,矿场应用取得了显著的增油降水效果,说明该技术对高温低渗透油藏是适宜的,研究成果对华北油田同类型油藏改善开发效果具有重要的指导借鉴意义.
  • 摘要：低渗透砂岩油藏由于长期注水开发形成优势渗流通道,降低波及系数,使注入水低效、无效循环,形成剩余油富集区域,降低油藏开发效果.归纳总结了国内外利用井间动态监测、试井资料、测井资料、取心井资料以及与现代数学理论相结合的油藏工程等方法定性识别和定量描述窜流通道的研究现状,指出低渗透油藏在窜流通道类型划分标准、整体调剖决策、窜流通道定量描述等方面存在的问题,并提出在充分利用现有资料基础上,通过创新、改进和组合关联各种方法,发展低成本、高判识度、快速定量的窜流通道识别和定量描述方法,为堵水调剖决策提供依据,是主要的研究方向.
  • 摘要：安塞油田是典型的"三低"油藏,经过30多年的注水开发,已进入中高含水开发阶段.在受油藏类型、砂体展布方向及注采井网等因素影响下,同时在天然裂缝和压裂缝及局部高渗带的共同作用下,使注入水沿砂体展布方向单向突进,驱油效率降低,影响油藏开发效果,常规措施挖潜难以奏效.本文在精细刻画窜流通道基础上,建立了安塞油田堵水调剖综合选井决策方法,弥补了单一选井方法的技术缺陷,实现了选并的预见性、科学性,同时形成了一套适合安塞油田调剖的关键参数设计方法,即长周期、多段塞、小排量、大剂量、缓升压的施工工艺,并建立了适合安塞油田的堵水调剖评价体系.成果在现场应用效果显著,缓解了平面水驱不均问题,改善了水驱状况,同时解决了堵水调剖措施有效期短等问题,提高了油藏开发效果.此项技术现场可操作性强,具有广阔的推广应用前景.
  • 摘要：歧口18-1油田位于渤海西部歧口凹陷,油藏类型为多油水系统的构造层状油藏,孔隙度为16.8％,渗透率为35×10-3μm2,是弱挥发性低渗透油田.受限于海上作业复杂且成本高的特点,大段合采46个层,层间非均质性造成水驱动用状况极不均衡,且测试资料少,纵向动用情况不清,常规研究手段无法快速恰当选择堵水目标井和目标层.本文首先确定选井选层原则,并建立模糊数学优选堵水措施井层方法,得到含水率、产油量、井底流压三个生产指标为堵水选井选层主控因素,并结合数值模拟研究最终确定1井为先导试验井,沙二段Ⅳ、Ⅴ油组层是潜力层位.对1井沙二段Ⅰ、Ⅲ油组卡水后,油井产量由13m3/d增加至188m3/d,层间干扰减缓效果明显.对油田潜力挖掘、综合调整井部署、油田上产具有重要意义.
  • 摘要：F油田D1区为典型的低渗透区块,储层非均质性强,裂缝发育、大孔道分布复杂,受"三低"特性的影响,初期经过压裂改造后开发良好,但随着注水开发的不断深入,油藏开发面临注入水沿主应力方向窜流、油藏储层非均质性强,造成主向井水淹侧向井见效差、剖面水驱不均、主侧向生产压差差异大三大矛盾.2003-2015年测试吸水剖面518井次,单层不吸168井次,尖峰状、指状吸水94井次、不正常井占50.5％,水驱动用程度仅为62.8％.区块东北部、西南部压力保持水平51.8％、71.4％;主侧向压力差达2.37MPa.示踪剂监测显示主向井前缘水线推进速度达54.5m/d,示踪剂突破时间不足10d,侧向井前缘水线推进速度15.4m/d,示踪剂突破时间24d.本文在PI决策和RE决策的优势上,结合油藏工程理论,将影响因素分为注水井吸水能力参数,油层非均质性参数和对应周围油井动态参数三个指标,每个指标中的因素均采用劳伦兹曲线法、灰色关联法、隶属函数法、模糊评判法等数学算法求解而得.对每个因素采用专家系统知识的隶属函数方法,求出这些因素决策因子的值,并通过模糊评判的方法对这些决策因子进行综合评判、筛选出急需调剖的注水井,对指导油藏区块整体调剖选井具有一定的指导意义.
  • 摘要：高含水油田长期水驱过程中，导致地层非均质进一步恶化，注水低效、无效循环日趋严重，堵水调剖技术是提高油田水驱采收率的主要措施，所用的化学剂笼统称为堵水调剖剂。本文介绍了柔性转向剂的性能、评价方法及技术特点.柔性转向剂是通过将柔性单体、特种共聚单体、增韧剂等在一定条件下聚合反应、造粒得到的一种柔性可变形颗粒,其具有柔性好,在地层孔喉中能变形通过的特点,能够实现深部调剖和封堵的目的;并且其耐温耐盐性能优良,环保无污染,既克服了常规堵水调剖剂在高温高盐油田应用的局限性,又满足了对油田化学剂日益关注的环保要求.近年来随着对柔性转向剂产品性能的不断完善及产品的系列化研发,柔性转向剂即可单独使用,也可通过和其他常规堵水调剖剂进行复合使用,能够有效扩大波及体积,又能达到深部封堵和适当降低成本的目的,扩大了使用范围.
  • 摘要：针对长庆油田储层渗透率低、非均质性强、裂缝发育等特殊性和复杂性,以扩大波及体积为目标,围绕机理研究、调剖体系、配套工艺等持续攻关,技术体系初步建立.年调剖工作量达到600井次以上,对应治理油井达5000余口,当年累计增油10×104t,降水15×104m3,水驱效果显著改善.随着油田开发的不断深入,油藏特征及环境不断变化,尤其是进入中高含水开采期后,开发矛盾更为复杂.针对特低渗透油田,堵水调剖技术表现出有效期短的问题;针对超低渗透油田,堵水调剖技术还不能有效解决裂缝型见水问题,还需进一步从油藏、新型材料、施工工艺等方面深入研究,为提高油田开发效果提供有效的技术保障.
  • 摘要：调剖堵水剂经历多年发展,为解决油层非均质性差异及开发后期高含水产生的窜流等问题,已由早期的近井地带调剖堵水用化学剂升级为大剂量油藏深部调剖/调驱用化学剂,对高渗透层或裂缝产生进行封堵,发展到现在的改变注入流体流向的深部液流转向剂.现大量种类繁多功能各异的化学用剂,其自身性能及应用性能的评价方法也各不相同.目前在用的强度评价方法没有一种可以统一衡量地层条件下的强度表达,如黏度、G'与G''、硬度、拉伸压缩、柔性、吸附能力等与封堵能力的关系.在相同材料或体系条件下,具有一定的可比性,但在不同材料或体系条件下,完全没有定量可比性.通过岩心流动实验、平行砂管实验等方法测封堵性能,其驱替及封堵在多大的压力下进行,并无具体的值可进行判断,每次测试的结果变化较大且不可重复,无法进行有效的比对.本文对调剖堵水剂强度评价方法进行了归类分析,认为将食品行业的质构测试方法引入调堵剂的强度评价中,可直接定量描述样品的综合特性,以力的大小来表征强度,易于比较且更为直观实用,建议开展相关新方法的探索研究.
  • 摘要：腰英台油田CO2驱油先导试验中CO2过早气窜,降低波及体积,影响区块产能.采用岩心切割技术制作了低渗透裂缝性岩心模型,通过岩心驱替实验研究了CO2泡沫注气速度、注液速度、泡沫质量等因素对低渗透裂缝性岩心封堵能力的影响以及水驱或气驱后CO2泡沫驱提高采收率的效果.基于数值模拟方法,分析了CO2泡沫中各组分的作用机制以及泡沫调驱提高低渗透裂缝性油藏采收率机理.研究结果表明,CO2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,泡沫阻力因子在46～80之间;泡沫在裂缝中的渗流存在启动压力,它将影响泡沫在起始阶段的流动;泡沫质量一定时,渗流阻力随着总流量的增加近似线性增加;对于水驱和气驱之后采用泡沫驱的岩心,采收率分别提高了26％和35％,揭示了泡沫提高低渗透裂缝性油藏采收率机理主要是裂缝中的泡沫产生一个横向的压力梯度,它促使起泡剂溶液进入基质中,降低油水界面张力,并取代出基质中的原油.
  • 摘要：目前,我国大多数油田已进入注水开发的中后期,由于地层非均质性的存在,其产水率逐年上升,产油率逐年降低,调剖堵水工作的进行已成为提高原油采收率的关键.其中,聚合物微球调剖堵水技术是油田改善注水开发效果、实现油藏增产的有效手段.为此,本文采用反相悬浮聚合方法制备了一种新型百微米级初始粒径可控的核壳结构聚丙烯酰胺共聚物微球,并对该核壳微球的性能进行了室内评价.实验结果表明,核壳聚合物微球具有明显核壳结构,平均粒径尺寸为50～600μm;在60℃的条件下,核壳微球在50000mg/L的矿化水中表现出规律性的膨胀行为;核壳聚合物微球具有出色的封堵能力,针对初始水相渗透率为6000×10-3μm2的填砂管封堵率可达88％以上.
  • 摘要：针对高温、低渗透、碳酸盐岩气藏堵水需求,自主制备出一种地下交联高强度自修复凝胶堵水剂.该堵水剂配制方便,易于注入低渗透储层的深部.在储层高温条件下,堵水剂发生交联反应,生成凝胶体.在室内对交联后的堵水剂进行了流变性测试、光谱分析和扫描电镜等实验,实验结果表明:交联后的堵水剂黏弹性好,对固体物表面黏附力强,具有很强的拉伸强度和自修复能力.
  • 摘要：针对高温高矿化度油藏的调剖堵水作业,研制了一种耐高温耐盐调剖体系.该体系是一种聚合物凝胶体系,由三元共聚聚合物、复合酚醛树脂交联剂、复合热稳定剂组成,具有耐温抗盐性能,可在温度80～120℃、矿化度大于50000mg/L的油藏条件下使用.通过实验确定,该体系的聚合物使用浓度范围为0.8％～1.0％,交联剂使用浓度范围为0.6％～0.8％,热稳定剂使用浓度范围为0.10％～0.12％.该体系的成胶时间为12～48h,成胶72h黏度随温度和矿化度的升高而降低,在120℃、矿化度50000mg/L条件下,成胶72h黏度不小于4500mPa·s.通过填砂模型实验考察了该体系的封堵性能,实验结果证明,该凝胶体系可选择性封堵高渗透层,增大波及效率,显著提高总采收率.
  • 摘要：中低渗透油藏暴露出的层间、层内和平面矛盾,单一应用调剖工艺抑制强吸水层,或者酸化工艺降低中低渗透层的启动压力,都不能有效解决此类油藏开发问题.通过酸调一体化技术对中、低渗透层同时进行改造以达到改善水井吸水剖面与提高水驱动用程度的目的.在南部中低渗透油藏应用过程中采用酸化—调剖、暂堵酸化—调剖、酸化—暂堵—酸化—调剖三种治理方式,取得了显著的增油降水效果.
  • 摘要：新疆雁木西新近—古近系油藏地层水属CaCl2型,总矿化度115500～191800mg/L,Ca2+含量6000mg/L,为特高矿化度CaCl2型原生地层水.普通聚合物凝胶调剖剂在高盐条件下易发生降解,从而失去调剖地层的作用.本文根据调剖剂对聚合物的要求,优选了合成单体,以丙烯酰胺为基础单体,引入对二价金属离子具有良好屏蔽作用的抗盐单体,通过自由基溶液聚合的方法,合成出了抗盐共聚物凝胶调剖剂.采用新疆雁木西油田特高矿化度CaCl2型原生地层水对共聚物凝胶进行了抗盐性能评价,试验结果显示:35℃下0.3％的共聚物凝胶在雁木西油田特高矿化度地层水中放置240d出水量仅为4％～6％,凝胶连续完整,黏度达到10000mPa·s,明显优于目前常用抗盐聚合物凝胶,适用于低渗透高矿化度油藏的调剖.
  • 摘要：阿尔油田位于二连盆地巴音宝力格隆起东北部,油藏主要受岩性控制,属于中温(75℃)、低孔隙度(10.6％)、低渗透率(3.5×10-3μm2)构造—岩性油藏.地质储量采出程度低(1.36％),采油速度低(0.39％),其中阿尔3井区采出程度2.1％,断块开发状况不均衡,水驱动用程度低.根据酚醛树脂可动凝胶深部调驱特性,针对阿尔油田生产层系单一、储层非均质性强导致见水后含水快速上升,造成水窜和水驱波及体积小,注水指进导致水驱效率低的突出矛盾,根据储层温度、流体性质等因素,对中温条件下酚醛树脂凝胶调驱配方开展室内评价,提高聚丙烯酰胺浓度和交联剂浓度的方法来提高凝胶交联后的黏度,通过加入添加剂,来延长成胶时间,保证凝胶流动性提高其可注入性.
  • 摘要：大庆喇嘛甸油田进入特高含水开发阶段后,各类油层无效循环比较严重,制约油田的开发效益.为此,开展水驱深度调剖技术研究,采用聚合物微球柔性转向剂及体膨颗粒段塞组合,发挥聚合物微球封堵速度较慢优势,在油藏深部大孔道建立一定的阻力,给主段塞提供聚集停留时间;发挥柔性转向剂形变和粘连能力超强优势,在油藏深部大孔道形成动态沿程调剖机制;发挥体膨颗粒封堵速度较快优势,防止主段塞被后续注水冲散.通过多段塞组合室内岩心实验研究表明,前置段塞注微球,主段塞注柔性剂,后置段塞注体膨颗粒,可以很好地封堵无效循环部位,提高驱替效果,提高采收率可达到3.12个百分点.2013年10月16日大庆喇嘛甸油田开展了现场9注16采水驱井组深部液流转向试验研究,区块受效油井综合含水下降7.8个百分点,阶段累计增油5435t,提高采收率2.7个百分点,投入产出比达到1∶4.0,取得了较好的矿场效果.
  • 摘要：针对低渗透油藏微裂缝或压裂裂缝引起的水窜问题,提出了"两段式"深部调剖技术,满足了调剖剂"进得去、堵得住"的需求,达到了封窜的目的.第一段塞是使用有黏度的连续相携带封堵物解决"进得去"的问题,同时利用封堵物膨胀和物理堆积架桥作用解决大孔道"堵得住"的问题;第二段塞是利用强度可变连续相修补调整注水剖面,解决均衡驱替的问题.在体系配套方面,连续相为悬浮分散液,封堵物为聚合物微球等弹性微球;强度可变连续相为交联聚合物弱凝胶.通过室内实验对体系进行了配方优化及性能评价,该技术在中国石化东北局彰武油田进行了矿场试验,实施后水井压力上升、油井增油明显,投入产出比达1∶10.该技术的提出为低渗透油藏深部封窜提供了技术支撑,具有良好的推广应用前景.
  • 摘要：近年来注水单元陆续开始发生有水窜现象,致使注入水沿高渗透条带突进,造成油井含水率上升快,产油量下降快,直接影响到油田高效开发.针对公司低渗透暴露出的问题,技术人员通过开展调剖堵水驱油一体化决策技术、优化方案设计、堵剂系列化研究技术、注入工艺配套技术和效果分析评价技术等方面的研究应用,使水井调剖技术成为东胜公司控水稳油改善开发效果的工艺之一.辅以PI决策技术、RE决策技术为指导,示踪剂监测、吸水剖面测试等为手段,开展了堵剂优选实验评价、施工参数优化、经济评价及调剖效果跟踪评价,推广应用多元活性分子膜堵水调剖剂,预成胶暂堵剂,球型颗粒微观流向改变剂,冻胶微球体系,两性聚合物选择性堵水剂以及气火吞吐、自扩散活性体系,使得东胜公司低渗透油藏堵水调剖技术也从过去的单一的无机堵剂调剖封堵为主发展形成了大芦湖油田高温高盐油藏压裂裂缝水窜调剖与堵水联作工艺,昌3块大孔道冻胶微球深部调剖封窜技术,东风港油田球型颗粒微观流向改变技术,尚店油田自扩散复合体系调驱一体化技术,孤东九区空气复合驱堵调技术,低流度油藏调驱后降压增注技术等6大调剖堵水评价一体化技术序列,真正实现低渗透油藏"堵得住、调得开、驱得走",有效控制水线的推进速度,控制含水上升率,从而实现较长时间油田稳产,提高注水开发阶段(二次采油阶段)的采收率,探索了适合胜利油田特低渗油藏的调堵驱一体化技术成功之路.
  • 摘要：扶余油田是典型的三低油田,目前已进入特高含水开发阶段,综合含水达到94.5％,无效水循环严重,开发矛盾突出,但采出程度仅有25.1％,剩余油潜力较大,开发对规模堵水有技术需求.2014年以来扶余油田将堵水作为减缓自然递减的主体措施之一,打破常规,更新认识,通过找水实现找油.将高产液高含水井通过机械方式封堵主河道砂体见效方向,改变注水受效方向,堵掉的水转向邻井驱油,提高了本井单井产油量的同时邻井递减得到了减缓.两年来累计实施油井堵水643口,平均单井减水1129m3,增油29.7t,堵水邻井递减由8.4％变为递增,开发形势明显好转.在做法及认识方面形成以下成果:一是堵水降液增油是特高含水开发期改善水驱、控制递减的有效措施;二是更新观念,视堵水为找水和深化油层认识的手段,通过找水实现找油,发现了油藏新潜力;三是践行"五个不等于"理念,对2010年以前实施的堵水井重新分析,发现了新潜力层;四是围绕"可堵、可找、可调、可控、可解"开展堵水工艺创新完善,形成了机械堵水、化学堵水、物理法堵水三大类13种工艺,为堵水规模实施提供了强有力的技术保障.
  • 摘要：油田开发进入中、高含水期后,开采的技术难度越来越大.由于长期的水流冲刷,同时受油藏沉积环境及非均质性的影响,层间、平面矛盾越来越突出,单层注水突进现象严重,导致低渗透层难以得到有效动用.新疆风城油田X区块八道湾组油藏平均孔隙度为16.6％,平均渗透率为14.71×10-3μm2,属于低孔低渗透油藏.随着油田不断注水开发导致油藏层间、层内以及平面矛盾突出,低效无效注水循环严重,区块已大面积水淹.为了控制区块的含水上升、降低产量递减幅度,采用聚合物凝胶+柔性转向剂SR-3+体膨颗粒的复合段塞对9口注水井的高渗透水窜优势通道进行封堵,克服了单一段塞调剖的不足.调剖后,注水压力上升,吸水状况得到改善,增油降水效果显著.采用柔性转向剂SR-3为主导的调剖体系可以有效封堵低渗透油藏水窜优势通道,迫使水驱液流转向,有效缓解区块含水上升速度,提升水驱开发效果.
  • 摘要：水平井由于井身轨迹的特点,在生产过程中遇水层便很容易大量产水,甚至导致整个水平井"水淹",影响了水平井开发效果.从生产动态看,水平井含水变化主要呈现投产即高含水、缓慢爬升型和急剧跳跃型3种典型特征,同时具有裂缝大孔道及见水周期短、来水多样性等特点.很多学者研究过水平井水淹层的识别,但研究对象多为中高含水期的油田,而判断来水方向则多利用生产动态验证、示踪剂测试等方法,周期较长,治理措施效果受限.本文重点利用注水动态指标、找水工艺、氧活化测井等技术对低渗透油藏低含水期水平井水淹类型进行识别.针对不同的水平井水淹类型,开展不同水淹类型的堵水调剖技术研究.根据油藏储层物性、改造措施类型、渗流特征、见水类型等基础资料建立油藏特征模型,通过模拟计算确定堵水最佳时机、堵剂用量、调剖体系以及施工参数.严密跟踪现场实施效果,评价堵水调剖在不同层位水平井不同水淹类型的堵水调剖适应性,不断优化堵水调剖工艺参数,筛选出低渗透油藏中低含水期水平井水淹的堵水调剖工艺体系.矿场试验表明水平井水淹类型的识别方法及堵水调剖工艺在一定程度上取得较明显的应用效果.
  • 摘要：随着D1区块C1油藏化学调剖次数增加,部分注水井压力上升空间变小,调剖效果逐次变差,有效期逐年变短,直接影响了油藏开发效果的进一步提高.在分析历年深部调剖矿场试验的基础上,确定了D1区块C1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及施工参数提出进一步优化,2015年现场多轮次调剖效果表明,堵剂用量提高12％～15％、有机与无机堵剂比例为1∶1、凝胶颗粒+复合无机堵剂+硅酸盐凝胶混合后以小段塞交替注入,能够有效控制压力上升幅度,调剖效果最好,现场实施7井次,压力上升1.4MPa,当年累计增油1406.7t,含水率由29.7％下降至25.7％,投入产出比1∶1.38,取得经济效益213.15万元,取得了很好的经济和社会效益.
  • 摘要：为解决姬塬油田罗1区块低渗透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3.62t,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2MPa,调堵结束后两个月井组累计增油196t,取得良好的降水增油效果.该技术为解决低渗透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.
  • 摘要：近年来,水平井作为长庆油田提高单井产量的主要技术手段,在超低渗透和致密油田难动用储层规模应用,受储层特征及开发方式影响,生产过程中暴露出见水快,见水井多的突出矛盾.但目前水平井找水技术在高渗透高产井上相对成熟,对低渗透低产水平井难以适应,一方面是由于单井产液量低(平均单井液量9m3/d),另一方面是水平段改造段数多(水平段长800～1200m,改造段数8～10段),针对上述难题提出不受流量限制"分段封隔、逐段生产"的机械工艺管柱找水思路,形成不动管柱分段生产找水工艺、拖动管柱分段抽汲找水工艺等多项适合不同井况的找水技术系列,实现了低渗透低产水平井测试找水,能准确找到出水位置;同时设计了封堵趾部、中部、跟部不同出水层段的机械堵水工艺,实现高含水及水淹井的产能恢复,根据找水结果实施机械堵水取得了较好的增油效果,为低渗透低产水平井高效开发提供了技术手段.
  • 摘要：靖安油田三叠系油藏含水逐年上升,水驱储量动用低、产能损失严重等矛盾,急需通过化学调剖改善吸水剖面,恢复水淹油井产能,提高侧向油井水驱储量动用程度,提高最终采收率.通过对在用两种调剖体系进行室内评价,优化堵剂体系,段塞体系结构,完善注水井深部调剖体系的适应性,进一步提高调剖措施效果,改善区块整体开发效果.并在现场进行了试验推广,取得了良好的经济和开发效益,为今后治理三叠系裂缝性见水油藏及开发中后期含水上升油藏储备技术和积累经验.
  • 摘要：长庆采油六厂砖井作业区长7油藏平均孔隙度为10.99％,平均渗透率为0.22×10-3μm2,属于特低渗透油藏.受裂缝发育影响,注水沿着裂缝发育方向突进严重,导致油并暴性水淹,形成的低效无效注水循环场,严重影响注水驱油效率.由于常规的深部调驱技术注入性能差、稳定性能差,调驱剂无法深入地层,导致调驱封堵半径小、措施有效时间短,增油降水效果不理想.因此,为了探求适合特低渗透且裂缝发育油藏的深部调驱技术,2013年6月对安239-33井进行了3S深部调驱试验.调驱后注水井油压上升幅度大,对应油井增油降水效果明显,取得了较高的经济开发效益.试验证明了以柔性转向剂SR-3为主体的3S深部调驱技术可以有效封堵高渗透或裂缝水窜优势通道,提高原油采收率,有望成为低渗透油田中后期开发调整的一项新的技术手段.
  • 摘要：低渗透油气储层开发过程中会存在天然裂缝、人工裂缝，这使得水驱开发矛盾突出、油藏采出程度低。通过改变岩面贴合垫片厚度来模拟油田裂缝宽度;改变弱凝胶注入量以模拟弱凝胶封堵半径,研究其对提高采收率的影响.驱替试验表明,当裂缝宽度为0.43mm,随着弱凝胶封堵裂缝半径比例由25％增大到100％,弱凝胶的封堵能力增大、综合采收率增大、综合采收率增长斜率出现先增加后降低的趋势,并得出最佳封堵半径.

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