油田调剖

油田调剖（精选八篇）

油田调剖 篇1

1 研究现状以及进展

油田深部调剖技术以及相关的配套技术在油田余油挖掘中具有重要作用, 目前, 该技术已成为了油田控水稳油技术以及改善水驱或者聚合物驱的一项重要措施。近年来, 该技术取得了较大的发展。

1.1 延缓交联型深部调剖技术

该技术的主要特点是延缓交联性, 其延缓交联调剖体系的主剂为聚丙烯酰胺, 与特制交联剂接触时不发生反应, 而当深入地层时, 可缓慢交联。目前, 常向该体系中加入除氧剂或缓冲剂等来延缓交联剂的释放速度, 以此延长交联的时间。国内近年采用的交联聚合物冻胶主要有胶态分散凝胶和弱凝胶两种类型。其中, 弱凝胶集调和驱于一体, 可有效深入油藏深部, 并且用量较少, 已成为目前应用最为广泛的一种深部调剖技术, 且在国内各大油田的应用中取得较为显著的开发效果。但该技术的抗温、抗盐性能较差, 因此, 在配制时需要注意交联聚合物体系与配用用水以及地层流体等之间的配伍性。90年代初, 美国TIORCO公司提出了胶态分散凝胶, 国内于1995年开始开始研究并应用该技术。

1.2 柔性深部调剖技术

深部调剖的机理主要是微观模型转向机理。柔性体具有任意变形的特征, 自由度是无限的, 因此, 柔性转向剂是最佳的深部液流转向变形剂。通过其粒径能够起到阻流和封堵等作用, 从而迫使注入的水转向, 进而扩大水的波及体积。该技术又包括聚合物微球、橡胶颗粒复合、纤维球颗粒、预交联凝胶颗粒深部调剖技术。

聚合物微球深部调剖技术是近年来新研发出的深部调驱技术, 具有体系黏度低、耐高温、高盐和受外界因素小等优点, 能够直接利用油田污水进行配置, 且可在线注入, 在岩石中能够有效进行逐级深部调剖效果。目前, 该技术在国内的青海、大港、胜利等油田取得了显著效果。

橡胶颗粒复合调剖技术是一种低成本调剖体系, 能够利用工业废弃物等进行调配, 虽膨胀性不佳, 但能够受压变形从而进入到地层的深处, 封堵性较好。

纤维球颗粒调堵剂是近年来新兴的一种调堵剂, 可利用纤维的弹性实现封堵作用, 且在高温条件下, 其膨胀速度以及膨胀度较低温时更高。

预交联凝胶颗粒是一种有效的吸水体积膨胀材料, 在水中分散以后, 具有较高的柔韧性, 当注入地层以后, 可有效驱油和封堵。

1.3 自生颗粒类调剖技术

该技术主要包括醇致盐沉析法和粘土絮凝两种。前者是一种基于盐的沉析理论来对地层吸水剖面进行调整的物理方法, 耐高温和耐高盐性能较好, 且适用性广、对地层伤害小、价格低廉, 但不适用于非均质性严重的地层。后者是上世纪90年代, 由中国石油大学与胜利油田一同研发的新技术, 目前已在胜利油田等大规模应用, 并取得了较为显著的效果。但该技术的调剖剂注入性差、自然选择性差, 且现场施工需要采用专用设备, 还有待进一步研发。

1.4 无固相颗粒类深部调剖技术

该技术的无固相颗粒类体系包括冻胶泡沫和三相泡沫深部调剖体系两种。前者具有用量少、机械强度高、具有一定的弹性、滤失较少以及对地层的伤害小等优点, 且调驱性能较好。目前, 该体系又可分为自生和外加气源两种。其中, 自生气冻胶泡沫深部调剖技术可有效简化施工工序, 在国内应用取得了明显效果。后者是一种可压缩性的非牛顿流体, 具有密度低、携砂能力强、漏失低以及对油层的伤害小等优点, 能够封堵高渗透层, 并提高低渗透层所具有的波及系数, 且还能够封堵水层, 在三次采油中具有可观的应用前景。

2 发展趋势

近年来, 随着油田开发的不断发展, 油藏的特征以及油藏环境环境均发生了较大的变化, 传统的深部调剖技术已不能满足油田开发的需要, 尤其是对于一些条件特殊的油田, 应有针对性研发相应技术, 以改善水驱或者聚合物驱。目前, 该技术的主要发展趋势可以总结为以下几个方面:

2.1 精细调剖技术

随着深部调剖技术同油藏工程之间的结合日益紧密, 应在充分认识我国油藏现状的前提下, 有针对性地开展各类层油余油的深部调剖技术, 以深化稳油控水技术, 并提高储量的动用程度, 同时改善油田的开发效果, 为高含水地层的后期挖掘余油提供技术依据。同时, 应有针对性地研究特殊油藏的深部调剖技术, 如水平井、深井油藏、高温高盐油藏以及海上油藏等调剖技术, 并研发其相应的配套技术。

2.2 组合调剖技术

由于油田高含水问题的日趋复杂, 而单一的技术自身存在一定的缺陷, 且应用范围以及推广均会受到一定的限制, 油田开发效果不佳。技术组合能够有效克服这类不足, 能够对高渗通道进行封堵, 且能够有效实现深部液流转向, 并可限制聚合物溶液的窜流, 还可提高聚合物驱效果。目前, 适用于严重非均质地层的技术有泡沫聚合物微球技术等。

2.3 特殊技术

目前, 基于分子结构的调剖剂, 例如具有HPAM双基团的交联剂;有机和无机高分子聚合物等均投入研究, 微胶囊类交联剂的可行性以及生物酶作为交联反应的催化剂等都是今后的研究新思路。同时, 堵剂定位放置技术堵剂的性能、最佳投放位置、定位、工艺以及参数优化设计等都还有待进一步研究。此外, 特殊材料的研发及应用也是未来研究发展的重点。如具有不规则外形和优良吸附性的天然沸石以及纳米材料等均具有广阔的研究、应用前景。

参考文献

[1]由庆, 于海洋, 王业飞, 等.国内油田深部调剖技术的研究进展[J].断块油气田, 2009, 1 (64) :68-71[1]由庆, 于海洋, 王业飞, 等.国内油田深部调剖技术的研究进展[J].断块油气田, 2009, 1 (64) :68-71

[2]张红静.浅析油田深部调剖技术的研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 32 (6) :111[2]张红静.浅析油田深部调剖技术的研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 32 (6) :111

氮气泡沫调剖优化实验设计分析论文 篇2

涉及到多因素时，各因素不仅各自独立起作用，而且还彼此影响，相互结合起来对目标变量起作用，即不仅各因素水平改变时对试验指标有影响，而且各因素的联合搭配对试验指标也有影响。因此必须在单因素分析的基础上，利用实验设计方法进行多因素分析。本文以西达里亚油田为例，在单因素分析的基础上，选定注入时机为77%，将主段塞分为三小段塞间隔30d注入。根据油田实际情况利用实验设计方法（DOE）选取表面活性剂质量和浓度、气液比、段塞PV数作为优化参数，选择增油量作为目标函数，段塞组合的基本注入参数，基于单因素分析法得到的的各变量范围确定了优化设计时各参数的取值范围。三变量三水平共27种组合，在DOE软件中通过选用高斯方法可以获取13种典型的方案组合，不同组合方案，模拟累计增油量和模拟截至时含水率下降值。由表3可以看出方案6的增油量最高，即为方案6的调剖效果最好，此时主段塞表面活性剂质量浓度为0.75%，气液比为1.5：1，注入PV数为0.15PV。因此在考虑多因素交互作用时，并不是某个变量值越高越好，必须利用试验设计方法得到多个组合方案后再从中进行优选。刚开始注气时进入地层的氮气对地层平衡产生了影响使得含水率出现波动，此时生成的泡沫质量一般，气体上覆至高构造部位后增加了油藏内部的弹性能，使得产水量增加，含水率上升。随着注气的继续，一部分气体随液产出，地层条件逐步趋于稳定，氮气与表面活性剂溶液混合形成的高质量氮气泡沫开始发挥主导作用，调剖封堵高渗透层使井组含水率下降，在停止注剂一段时间后，泡沫逐渐破灭，泡沫质量降低，调剖效果开始减弱，使得井组含水率开始缓慢上升，这些因素使得含水率曲线呈一“V”字形。

2增油量公式回归

利用DOE正交试验设计软件对不同参数组合得到的增油量计算结果进行回归分析，得到增油量计算公式为：Q=-692.4315+1425.7105×X（1）+8849.346×X（2）-5132.9525×X（3）-249.292×X（1）×X（2）-1915.98×X（1）×X（3）-4502.28×X（2）×X（3）-747.078×X（1）2-2742.1405×X（2）2+21174.05×X（3）2（1）数值模拟结果和公式回归公式计算结果关系曲线，数模结果和公式计算结果对比表，二者很接近。计算结果最大相对误差2.387%，13个方案平均相对误差1.154%，表明回归得到的增油量计算公式精确度较高，实用性较强。再次改变注入参数时不必利用CMG软件进行模拟

3参数显著性分析

方差分析法是利用数理统计中F检验法判断各因素对试验指标影响的显著程度和可信程度。利用F分布表确定的临界值，通过比较计算出各因素F值与临界F值，判定各因素对评价指标的影响是否显著：大于临界值时影响显著，小于临界值时影响不显著。进而确定影响评价指标参数的主次顺序。利用DOE试验设计软件对注入参数进行多因素方差分析，可以快速的得到各因素的F值。检验水平α取为0.05时，临界值F为10.13。因此可以看出表面活性剂质量浓度对累增油量有影响但不显著，气液比对累增油量影响高度显著，注入段塞尺寸对累增油量影响但显著性不大。根据F值的大小，判断出各注入参数对累增油影响的程度大小依次为气液比，注入段塞尺寸和表面活性剂质量浓度。

4结论及建议

（1）运用实验设计对影响氮气泡沫调剖的多参数进行优化设计，在考虑多因素交互作用时，并不是某个变量值越高越好，必须利用实验设计方法得到多个组合方案后再从中进行优选。

（2）优化设计回归的增油量方程有很高的精度，通过数值模拟结果和回归公式计算结果对比，优化设计所得到的方程平均相对误差为1.15%。再次改变注入参数时不必利用CMG软件进行模拟计算，可直接通过公式计算，这将节省大量工作时间提高工作效率。

油田调剖 篇3

为解决含油污泥的综合治理和开发利用的难题, 同时更好地改善注水开发效果, 提高注水效率, 根据高升油田地质条件, 开展了含油污泥深度调剖技术的应用研究, 并分别进行了两口井现场实验, 取得了较好的经济效益和社会效益。

1 含油污泥深度调剖机理

深度调剖技术采用段塞法等注入法, 将化学剂注入油藏深部, 封堵高渗透, 高吸水层段, 达到在油藏深部改善吸水剖面, 迫使液流转向, 从而扩大波及体积, 提高注水开发效果和水驱采收率。

含油污泥深度调剖技术是以含油污泥为原料的复合深度调剖技术。含油污泥是油田原油脱水处理过程中在污水沉降罐中伴生的工业废物。它来源于地层岩石的剥落物, 随着油井产出液进入联合站原油脱水系统。其主要成分是水、泥质、胶质沥青质及蜡质;其中泥质的粒径非常小, 一般为微米级。在含油污泥中加入适量的添加剂, 使之形成均一、稳定的乳状液, 注入地层, 封堵注水层注水冲刷形成的孔道, 迫使注入水改变渗流方向, 使之进入低渗层。调剖剂段塞在油藏注入水的作用过程中, 不断漂移, 在油藏多孔介质中连续运移分配, 不断增大作用半径, 使注入水在油藏多孔介质中多次绕流而增大水驱波及体积, 从而达到提高提高水驱效率和增油降水的目的。

2 室内实验

2.1 含油污泥性能测试

(1) 污泥组分分析。称取一定量的样品, 置于蒸馏瓶中加热并收集馏出的水份, 至无馏出水后, 用石油醚和丙酮的混合液反复洗涤蒸馏瓶中的残余物, 用砂芯漏斗过滤, 至漏斗中残余物不含油为止, 最后将砂芯漏斗连同残余物烘干称重。其中1、2号样品分别取自于高一联1、2号污泥干化池。测试结果见表1。

(2) 污泥泥质分析。将上述实验中分离出的泥样, 用标准筛筛分称重, 结果见表2。

(3) 油分特性分析。将脱水后含油污泥样品加热至90℃, 逐步降温, 分别测不同温度条件的粘度, 结果如图1。

由上述实验可看出, 高一联合站所排含油污泥具有油组分含量相对较高, 粘度高的特点。针对这些特点, 我们有针对性的进行乳化含油污泥的配方实验。

2.2 配方筛选

含油污泥深度调剖技术实际是一种复合深度调剖技术, 调剖剂主要是由乳化含油污泥段塞、树脂段塞和弱凝胶段塞三种段塞构成。室内配方实验主要针对乳化含油污泥体系的配方筛选, 树脂体系配方实验和弱凝胶体系性能评价实验。

(1) 乳化含油污泥体系。乳化含油污泥段塞是含油污泥深度调剖剂的主段塞。含油污泥产自地层, 与地层有很好的配伍性, 因此乳化含油污泥体系室内实验主要是配方筛选实验。

(1) 含油污泥固化物含量:由于高升采油厂高一联合站所排含油污泥粘度大, 考虑到乳化处理含油污泥的成本及污泥的运输, 决定含油污泥固化物含量在3%～10%范围内。

(2) 乳化剂的筛选:添加乳化剂, 能使污泥中的油组分与水形成均匀的水包油型乳化液, 从而降低污泥粘度。通过室内实验, 当乳化剂使用浓度在3%～4%时, 乳化效果最好。

(3) 分散剂的筛选:通过大量的沉降实验, 筛选出浓度为0.1%～0.5%BJ分散剂, 拆散由凝聚作用而形成的较大、较强的油、泥、水结构, 使固体颗粒和油更好地分散于水溶液中;同时起到表面活性剂的作用, 从而形成均一、稳定的乳状液。

(2) 树脂体系。树脂体系由无机物微颗粒与有机树脂复配而成复合阴离子树脂。有机树脂包裹无机物微颗粒, 形成柔性微团, 从而能封堵由注水冲刷形成的大孔道, 改变注水水流方向, 起到调剖作用。并且柔性微团在注入水的作用过程中, 能够不断漂移, 在油藏多孔介质中连续运移分配, 不断增大作用半径, 使注入水在油藏多孔介质中多次绕流而增大水驱波及体积。树脂段塞与污泥段塞共同构成含油污泥深度调剖剂的主段塞。

(3) 弱凝胶体系。含油污泥深度调剖技术中弱凝胶段塞的作用是起到隔离调剖剂主段塞和后续注入水的作用。同时, 该段塞也具有近井地带的渗透率调整, 要求它具有适度的堵塞强度和耐冲刷性能, 并能做到该段塞在近井周围调而不堵, 堵而不死, 确保注水井处理后保持足够注入量, 以满足油藏稳产的要求[2]。弱凝胶体系的性能评价实验主要做凝胶的热稳定性的实验。实验所选弱凝胶体系为聚丙烯酰胺浓度0.5%, 胶联剂浓度0.1%。实验结果见图2。

由图2中可知, 弱凝胶有较好的热稳定性, 在60℃下保存90d后, 粘度保持率仍达87.5%, 能达到调剖剂的技术要求。

2.3 模拟实验

采用双路岩心夹持器化学剂评价模拟实验装置测试活化后的含油污泥的封堵性能。实验结果见表3。

由上述室内实验结果可得出结论:高一联所排的含油污泥经化学剂乳化后, 作为水井调剖剂, 技术上是可行的;从封堵实验来看, 乳化含油污泥对岩芯的封堵效果十分明显。

3 现场实施情况

该项技术分别在高2-4-72、高2-3-5井进行了现场实验, 取得了较好的效果。高2-4-72井投入资金28万元, 该累计增油达588.9吨, 创产值50.06万元, 投入产出比为1∶1.79;井组含水率下降了6.5%;注水压力提升了4.7MPa。高2-3-5井投入资金22万元, 累计增油达459.6t, 创产值39.07万元, 投入产出比为1∶1.78;井组综合含水率下降了6.4%;注水压力提升了7.3MPa。

时间, d

4 结论及建议

(1) 含油污泥深度调剖技术的研究为含油污泥的处理提供了一项切实可行的新技术, 解决了长期以来含油污泥外排造成的环境污染问题。

(2) 含油污泥深度调剖技术有效地解决了注水井组的水窜问题, 增油减水效果明显, 具有显著的社会效益和经济效益, 有很好的推广前景。

(3) 通过筛选与含油污泥配伍性好的处理剂配方, 解决了含油污泥用作调剖剂的注入性及悬浮分散等问题。通过室内实验优化处理剂配方配方, 解决了污泥在施工过程中的沉降问题, 使污泥体系的沉降时间达到了4小时30分钟以上, 从而保证了施工顺利进行。

油田调剖 篇4

本研究利用水溶液法使丙烯酰胺等聚合单体嵌入到蒙脱土层间, 经Co60γ-射线辐射引发聚合, 制备复合油田深层调剖剂 (FRC-D) 。本文主要针对FRC-D的制备, 分析方法和性能调控进行探讨。

1 实验部分

1.1 原料与试剂。

丙烯酰胺:河南焦作 (生化法) 大于98%;丙烯酸:北京东方化工厂 (一级品) ;蒙脱土:辽宁黑山 (工业级) ;甲叉基双丙烯酰胺:天津化学试剂厂 (分析纯) ;添加剂:均为分析纯。

1.2 实验方法。

分别配制丙烯酰胺 (或丙烯酸盐类) 和蒙脱土的混合液, 适量添加剂, 装袋并充氮, 在Co60γ-射线辐射聚合并测试性能。

1.3 性能测试方法。

1.3.1吸水倍数的测定。准确称取一定量的调剖剂于烧杯中, 加入大量的蒸馏水或自来水, 待充分溶胀后, 用100目筛网滤除多余的水分, 然后称出吸水凝胶的重量。按下式计算吸水倍数。

式中:WAC-吸水倍率 (g/g) ;G1-溶胀前FRC样品重量 (g) ;G2-溶胀后吸水凝胶的重量 (g) 。

1.3.2吸水速率的测定。将水注入G-3玻璃沙漏斗, 抽滤, 漏斗称重 (G1) , 准确称量FRC-D (G2) 置于漏斗中, 注入过量的水, 在不同时间间隔内 (t) 抽滤, 称量漏斗的重量 (G3) , 测定不同时间的吸水率, 即得吸水速率曲线。

吸水速率= (G3-G1) /G2×t

2 结果与讨论

2.1 交联剂浓度对FRC-D吸水倍率的影响。

依据Flory-Huggins理论, 调控交联剂浓度可以改变高分子网络中交联点的密度, 从而改变吸水网络的大小, 实现对材料吸水倍率的控制。研究表明, 交联剂浓度的范围以8×10-4 2.5×10-3mol/L为宜。

2.2 蒙脱土含量对FRC-D吸水倍率的影响。

蒙脱土含量对吸水倍率的影响见图1。当蒙脱土含量在15%以下时, FRC-D具有较高的吸水倍率。且当蒙脱土含量在5%以下时, FRC-D更较纯有机单体共聚物的吸水倍率有所提高。在辐照剂量率为2.5 Gy/min, 辐照剂量为20k Gy时, 研究不同交联剂浓度条件下, 蒙脱土含量对部分填充复合调剖材料的膨胀性能的影响, 结果见表1。当蒙脱土含量相同时, 随交联剂浓度的增加, 吸水倍率降低。其原因乃交联点密度增加使然。而当恒定交联剂时, 当蒙脱土含量为5%时, 各FRC-D的吸水倍率均较纯聚合物的吸水倍率高, 但又随蒙脱土含量的持续增加而降低。

2.3 水解度对FRC-D吸水倍率的影响。

采用调整丙烯酰胺和丙烯酸钠单体比例的方法, 可以制备具有不同水解度的FRC-D。当水解度 (DH%) 为70%时, FRC-D的吸水倍率达到最高。水解度高于或低于70%时其吸水倍率均降低。

2.4 辐射剂量率对FRC-D吸水倍率的影响。

辐射剂量率将影响交联点间分子链的大小。剂量率对吸水倍率的影响见图2, FRC-D的吸水倍率开始随剂量率增加而大幅度增加, 大于2.5 Gy/min后, 吸水倍率则下降。

2.5 辐照剂量对FRC-D吸水倍率的影响。辐照剂量对吸水倍率的影响 (见表2) , 研究结果表明, 辐照剂量以10 25 k Gy为宜。

2.6 FRC-D凝胶颗粒调驱性能。

采用填沙管进行凝胶颗粒调驱性能测定, 实验前预先用油饱和岩心, 再进行水驱, 当水驱至含水率为98%时, 再注入浓度为1000mg/L的FRC-D颗粒进行驱替实验, 结果见表3。用凝胶颗粒驱替可以明显降低残余油饱和度, 提高采收率。

3 结论

采用辐射聚合方法制备复合油田深层调剖剂 (FRC-D) , 并对制备过程中如交联剂浓度、原材料组分配比、辐射工艺条件等技术参数进行了研究。通过结构参数调控FRC-D初膨速度, 实现油田调驱作业现场由高压泵送向常压注入方式的转变。该FRC-D与水溶性聚丙烯酰胺复配性能良好, 可以明显提高原油采收率。

参考文献

[1]冯波, 章永化, 龚克成.蒙脱石-有机化合物的相互作用[J].化学通报, 2002, 7:440-445.

[2]刘嵩, 李磊.合成高吸水聚合物进展[J].高分子材料科学与工程, 2002, 17 (3) :11-14.

油田调剖 篇5

官74断块位于叶三拨油田叶三拨逆牵引背斜向东南倾伏斜坡带上, 受官74断层反向遮挡的单斜构造, 构造呈北东-南西方向展布, 油层分布受岩性和构造双重控制。主要含油层系为沙三和枣0油组, 该断块油藏具有一定的天然能量补给。

含油面积1.3km2, 地质储量169.16×104t, 可采储量69.06×104t, 采收率40.8%, 油层埋深2725-3057m, 孔隙度17%, 渗透率92×10-3μm2。原油物性具有中质、中粘度、中凝固点的特点, 原油物性较好。原始地层压力系数1.03, 原始油层压力27.83MPa。

开发历程:1993年-2004年, 天然能量开采阶段, 初期产能高, 日产油150t, 后期递减大。2005年-2012年, 注水开发完善井网阶段, 2005年结合产能建设, 完善注采井网, 采取低部位注水、高部位采油、靠近边底水方向注水的排状注水方式开发。区块日产最高达到141t, 含水29.2%, 但注采矛盾逐渐暴露, 含水上升较快, 递减较大。目前处于“双高”阶段。

二、论证依据

1. 开发面临问题

2013年精细油藏认识, 结合产能建设, 部署7口新井 (油井) , 同时老井补层转注分注4口 (已完成) 完善井网, 最终形成10注12采的注采井网, 注采井数比1:1.2, 年注采比0.9。已投产2口井 (官76-0、官76-3) , 预计全部投产后区块整体产量达到110t, 采油速度2.3%, 投产后区块面临着产量快速递减的问题。

2005年投入注水开发后, 区块注采矛盾很快暴露, 层间矛盾严重, 注水易单层突进。油井含水上升速度快。2008年滚动扩边调整后, 在高部位投产新井 (官75-6、官74-10) , 初期含水上升速度快, 产量大幅递减, 稳产难度加大。

2013年已投产先导井官76-3井也存在相同的规律。新井投产后转注分注官75-4井、转分注官75-3井, 1注3采, 完善沙三枣0油组注采井网, 生产仅5个月, 新井含水上升快, 10月补层下电生产, 含水迅速攀升。

2014年区块计划投产5口新井, 根据老井和新井生产情况分析, 认为受层间矛盾因素影响, 区块面临着含水迅速攀升、产量快速递减的风险, 需及时综合治理, 控含水, 达到稳产效果。

2. 调剖可行性分析

(1) 区块平面及层间剩余油富集

官74区块油层分布稳定且连片, 连通性好, 注水方向性强, 也在平面上形成了潜力区。目前现状属于中高含水期 (80.6%) , 建议实施区块整体调剖, 控含水, 降递减, 提高注水波及面积。在区块稳产的基础上, 加强注水, 培植提液。

(2) 历次整体调剖效果较好, 控递减效果显著

2006年实施区块整体化学调剖, 抑制含水上升速度, 控制区块递减, 共实施4口水井调剖7井次, 平均有效期近51天, 累增油1314t。2009年, 官74断块以注水工程为依托。进行了4井次的调剖, 累增油851t, 调剖平均有效期为83天。

从调剖体系对比表可以看出, LC+延缓交联+体膨调剖体系有效期相对较长, 预交联颗粒+网状树脂调剖体系增油效果明显。

例:2009年整体调剖治理后, 井组初期日増油6t, 含水下降1.5%, 并有效地降低了区块自然递减4.1个百分点, 含水上升速度由10.2%↘1.5%。

综上所述, 官74区块历经两轮调剖效果较好, 具有整体调驱调剖的潜力。

结语

通过以上对官74断块调剖可行性分析, 认为在地质条件、开发形势、历史上调剖效果, 具备较好的调剖条件。因此, 2014年, 我们将在深化油藏开发规律认识的基础上, 以扩大波及体积、提高水驱效率为目的。全面改善注水水驱效果, 实现区块稳产。

通过治理, 叶三拨油田官74区块年产油1.72×104t提高到4.02×104t, 自然递减由21.8%控制在9.71%, 预计增加可采储量0.45×104t, 提高采收率0.5个百分点。

参考文献

[1]金勇, 刘红.小断块边底水油藏开发实践与认识.大庆石油地质与开发, 2006.

[2]马少妍.叶三拨油田沙河街组-孔店组有利圈闭综合评价.成都理工大学, 2013.

油田调剖 篇6

关键词：油层非均质性,存在问题,针对性,施工参数,酸调一体化,经济效益,取得认识

大港王官屯油田由官一、官三、官等多个断块组成, 属于中孔、中渗油田, 地质储量1.1*108吨。油井开井448口, 日产油1474 吨, 含水91.5%;注水开井196 口, 日注水量15331方;在注水开发过程中, 受储层的非均质性等因素影响, 层间、层内和平面矛盾突出, 注水存在单层突进现象, 油井含水上升快。近年来, 调剖调驱措施是油藏治理的主手段之一, 规模开展了治理工作。

1 存在的主要问题

1.1 油藏的生产井段长, 开发层数多, 层间差异大。据统计, 油水井平均井段长在30-200 米, 开发层数13 层, 开发厚度28 米, 不同层之间储层物性差异大。在实施驱措施时, 因储层具有多样性, 增加调驱体系选择和施工参数控制的难度。

1.2 油藏高温。官74、官39 等主力生产层段在2200-2800米之间, 平均埋深2560米, 温度在80-103℃之间, 油藏的高温是影响调驱措施实施的关键因素。

1.3 油藏产出水的矿化度高。根据水质分析结果, 储层产出水的平均矿化度在30000mg/l;同时水中存在硫化氢及硫离子, 含量16mg/;高矿化度和硫化氢都影响有机凝胶体系的成胶强度和稳定性。

因存在上述三方面的问题和技术难点, 实施调驱治理时存在较大难度, 为提高措施的可行性和治理效益, 技术人员通过技术研究和攻关, 摸索了复杂油藏的调驱治理技术。

2 调驱技术研究与应用

2.1 深化油藏研究, 提高调驱措施的针对性

依据官74、官29、官三和官38-28等不同断块的油藏特点, 以精细油藏描述为基础, 寻找油藏的水驱规律和剩余油分布;结合注水注采井网、生产动态变化和注水见效情况, 分析不同油藏或井组的注水开发矛盾, 搞清调驱挖潜的主要目的层和方向, 明确措施的挖潜目标, 提高措施的针对性。

在官三和官195 等溶洞性发育的生物灰岩油藏, 储层存在的注水优势通道, 选用高强度的无机堵剂+有机颗粒体系, 或者应用改性沥青体系, 以治理层间矛盾为主、层内矛盾为辅。在官29、官38-28和官74等断块, 属于中孔中渗油藏, 注水压力在15-20 MPa之间, 调驱治理以层内和平面矛盾为主, 主要应用成熟的“预交联+有机凝胶”体系。在多轮次调驱造成的近井堵塞油藏或井组, 采取先酸后调的“酸调一体化”治理体系, 先解除近井地带存的堵塞或污染, 再注入有机凝胶体系实施调驱。

2.2 研究施工参数, 提高调驱措施实施的成功率

为减小调驱施工期间, 注入排量高于正常注水强度对油井产量造成的波动;同时, 为避免调驱后注水压力高而发生欠注现象, 技术人员还研究了注入排量和爬坡压力参数。首先是确定了注入排量参数, 在应用预交联颗粒类堵剂时, 安全注入排量≥3 方/小时;在注入有机凝胶体系时, 注入排量为2.5-4 方/h。其次, 明确了合理的爬坡压力, 即以治理平面和层内矛盾为主时, 爬坡压力控制在2-3.5 MPa;治理层间矛盾为主时, 爬坡压力控制在4-7MPa。

2.3 应用不同体系, 实施针对性治理

针对官29、官三等不同油藏特点, 主要应用“预交联颗粒+有机凝胶”、“改性沥青+有机凝胶”、酸调一体化等体系;其不同体系的应用情况见下表:

尤其针对油藏高温、高盐的油藏特点, 我们针对性地研究了高温有机凝胶体系, 以提高其适应性。通过攻关研究, 筛选出了稳定性好、强度高的树脂凝胶体系。在浓度0.3%-0.5%浓度下, 成胶后其粘度达到30000MPa.s以上;并且耐温达到95℃以上, 体系稳定性良好。为进一步提高体系的适用范围, 提高使用的经济效益, 把有机凝胶体系与预交联组合应用, 使两种不周类型的体系能够相互补充, 发挥协同作用。既保证对储层的封堵强度, 又提高了耐温性能, 扩大有效波及体积, 降低调驱措施的成本投入。

同时, 为解决近井地带存在堵塞的高压注水井的调驱问题, 技术人员还试验应用了酸调一体化治理体系, 确定了酸调一体化治理方法;即先注入15%地盐酸和土酸混合液, 解除近井地带的堵塞或污染, 然后再注入预交联+有机凝胶实施调驱, 扩大注水波及面积和体积。在官29、官29 等断块实施了15 个井组, 平均单井组实现增增油505吨。酸调一体化治理的关键:一是酸化过程中, 注入压力下降足够的空间, 为后续的调驱液的注入奠定基础;二是注入调驱液过程中控制好合理的强度, 控制合理的爬坡压力, 确保治理后注水井正常注水。

3 经济效益

3.1 治理效果。治理后注水井90 分钟压降减缓2.28MPa, 油压上升2.9 MPa;措施有效期11个月, 平均单井组实现增油量425吨。

3.2 效益。年治理40口井, 措施费用1400万元;增油量1.7万吨, 创效3570万元, 创造了良好的经济。

4 取得的认识

4.1 针对王官屯高温高盐的复杂油藏, 在开展调驱治理时要充分分析油藏特点, 应用适合的调驱体系, 控制合理的施工参数, 以提高油藏治理效果。

油田调剖 篇7

1 调剖剂的封堵机理

该调剖剂主要是以聚合物为主剂,以有机络合金属离子做交联剂而形成的冻胶类调驱剂,其主剂与交联剂在地层条件下发生交联反应,延迟生成冻胶体系而封堵高渗透或裂缝水流通道,迫使水流改向到剩余油较富集的部位或层位,从而有效地扩大波及体积,提高原油采收率[1]。

2 调剖剂性能评价

针对外围裂缝性低渗透油藏的地质特点,通过大量的配方筛选实验,得出了新型调剖剂配方及性能技术指标。

2.1 调剖剂基本配方

(1)聚合物:相对分子质量为1 600×104～2 500×104,有效含量为1 500～6 000mg/L。

(2)交联剂:有效含量一般为500～1 000mg/L。

(3)稳定剂:有效含量一般为800～1 500mg/L。

(4)pH值:在较大的pH值范围内调剖剂均可反应成胶,但最佳的pH值范围是中性或弱碱性。

2.2 主要性能技术指标

(1)适用井温范围:40～70℃碳酸盐岩、砂岩。

(2)调剖液地面黏度<200mPa·s,便于泵送及大剂量使用。

(3)凝胶时间可控:48～60h。

(4)凝胶黏度高:凝胶黏度≥5×104mPa·s。

(5)封堵效率≥95%。

(6)热稳定性、抗盐性、抗剪切性能好。

该调剖剂无论从技术要求上还是施工规模上都能满足裂缝性低渗透油藏调剖的需要。

2.3 温度对成胶时间和成胶黏度的影响实验

由于该调剖剂将对地层裂缝进行全封堵,应满足其近井地带到油层中部温度梯度的变化(40～70℃)要求,所以进行了温度对成胶时间和成胶黏度的影响实验,实验结果见表1。

注:调剖剂浓度为5 000mg/L

由表1可以看出,温度在40～70℃变化时,成胶时间的变化范围为48～60h,成胶黏度变化范围为5×104～15×104mPa·s,可满足外围裂缝性油田地层温度变化对调剖剂的要求。

2.4 热稳定性测定

为考察所筛选的调剖剂的热稳定性,将已成胶的调剖剂放入70℃恒温箱中,每隔30d以相同方法测定一次黏度,实验结果见表2。

由表2可以看出该调剖剂成胶后,性能稳定,360d后,凝胶黏度下降幅度较小。

2.5 抗剪切性测定

在调剖剂注入过程中,因其受泵、炮眼、地层孔隙的剪切作用,黏度必然有一定损失。为了考察剪切后调剖剂成胶性能的变化,开展了抗剪切实验,实验温度为70℃,由实验结果可以看出,剪切作用对调剖剂的成胶黏度有较大影响,但剪切后成胶黏度仍在5×104mPa·s以上(表3),可满足现场对封堵强度的要求。

2.6 矿化度对成胶黏度和成胶时间的影响

由于现场施工中,配制水的来源经常受到油田的地理位置和水站水质等因素的影响,为此进行了配制水矿化度对成胶黏度和成胶时间的影响实验,结果见表4。

由表4可以看出:配制水矿化度在2 000～6 000mg/L之间,对调剖剂的成胶时间和成胶黏度影响很小,因此,该调剖剂能够满足现场对矿化度的要求。

3 室内岩心模拟实验

将优选出的调剖剂进行岩心物理模拟实验,验证该调剖剂对岩心的封堵程度,考查驱替压力和岩心渗透率对封堵效果的影响,为现场施工压力的确定提供参考依据。通过岩心模拟实验确定调剖剂的阻力系数、堵塞率、承压强度和分流率等参数,对该调剖剂进行室内性能评价。

3.1 单管岩心实验

3.1.1 阻力系数测定

由表5可以得出:该调剖剂在岩心中的阻力系数为30～50,达到调剖剂检测指标。

3.1.2 突破压力、堵塞率及耐冲刷性测定

由表6可以看出:该调剖剂在长度为30cm和40cm岩心中的突破压力均在15MPa以上,岩心堵塞率都大于99%,20PV水驱后,堵塞率仍在97%以上,说明该调剖剂的耐冲刷性能很好,可以满足现场施工中对裂缝封堵强度的要求。

3.2 双管岩心实验(调剖剂分流率的测定)

进行双管岩心实验可以考察调剖剂对高渗透层或部位的封堵能力[2],以及对低渗透层或部位的污染程度,更好地评价调剖剂调剖的性能,其实验结果见表7。

由表7可以看出:驱调剖剂过程中,高采出程度提高了2.4%;在后续水驱过程中,采出程度提高了7.9%,且分流率达到了100%。通过这些数据可以得出,该调剖剂达到了封堵高渗透层(裂缝)、提高低渗透层吸水能力的目的。

4 现场应用及效果分析

2009年至2010年,该技术在大庆朝阳沟油田和新站油田对10口井进行了调剖施工。通过10口井的现场试验,总结出裂缝性低渗透砂岩油田调剖情况具有以下特点:

4.1 水井注水压力上升

10口试验井在配注量保持不变的基础上,注水压力均有较明显的提高。截止2010年7月,平均注水压力由调剖前的11.6MPa上升至12.8MPa,上升了1.2MPa。先期施工的5口井有效期均达到14个月以上,而且继续有效。

4.2 水井视吸水指数降低

调剖前平均视吸水指数为2.59m3/(d·MPa),调剖施工后下降到2.16m3/(d·MPa),下降了0.43m3(d·MPa)。由此可见,调剖施工有效地降低了裂缝的吸水能力,限制了注入水沿裂缝的突进,达到了对裂缝封堵的目的。

4.3 连通油井含水下降和产油量上升

与调剖井连通油井调剖前后含水和产油量的变化虽然存在选井、选层、地层剩余油分布等诸多影响因素,但仍然是验证调剖效果的重要内容和最终目的。由2009年施工的5口调剖井相连通的14口油井可知:调剖前平均日产液5.16t、日产油2.18t、含水57.7%;调剖后平均日产液6.99t、日产油4.39t、含水率37.2%。平均日产油增加2.21t,平均含水率下降20.5%,累计增油5 861.2t。裂缝性油田的注水井的调剖施工,取得了较好的增油降水效果。

注:调剖剂浓度为5 000mg/L,实验温度为70℃

4.4 典型井分析

大66-66井为新站油田的注水井,砂岩厚度5.8 m,有效厚度2.4m。该井于2007年进行3次地应力测试,具体情况如下:

第一次测试:注入压力11.8MPa,排量12m3/d,储层出现北西46°的天然裂缝,缝长约300m。

第二次测试:注入压力12.1MPa,排量86m3/d,北西的天然裂缝没有多大变化,但在井孔西又出现较短的缝。

第三次测试:注入压力12.2MPa,排量120m3/d,北西46°天然裂缝缝长约400m,但这时北东出现2条较短的人工裂缝,其方向为北东45°左右,缝长均约100m。

大66-66井从开发初期到2007年11月注水压力均低于11.8MPa,此时裂缝没有明显开启。裂缝方向5口采出井的生产数据见表8。

在2007年11月之后大66-66井注水压力有所上升,注水压力超过11.8MPa,保持在11.8～12.2MPa之间。沿裂缝方向的5口采出井的生产数据见表9。

大66-66井2010年注水压力均高于12.0MPa,此时又有2条新裂缝开启。裂缝方向采出井含水6个月内迅速上升。裂缝方向采出5口井的生产数据数据见表10。

由表8、9和表10可以看出:随着大66-66井注水压力的提高,地层裂缝开启,连通油井中裂缝方向采出井含水明显上升,从2010年1月至2010年6月,平均含水由15.98%上升到56.68%,上升了40.7%,说明裂缝是导致油井含水上升的最主要的原因。

2010年6月对大66-66井进行了调剖施工,对主要见水裂缝进行了封堵,共挤入新型调剖剂96m3,施工现场注入压力上升1.2MPa(扣除摩阻),注入排量由0.3m3/min下降到0.12m3/min,替挤清水18.2m3。

调剖施工后,注水压力明显升高,由调前的1 2.8 MPa上升到15MPa,上升了2.2MPa。调剖施工后,连通油井含水不同程度得到降低,见到了很好的效果,含水由56.68%下降到35.76%,下降了20.92%(表11)。

通过对大66-66井调剖前后数据的分析(表11),可以看出:裂缝的开启以及开启程度的大小,对裂缝方向连通油井的含水影响很大,注入水沿裂缝的窜流是连通油井受效差、含水上升速度快的主要原因;对裂缝的有效封堵可在较短的时间内获得较好的增油降水效果。

5几点认识

注水井堵水调剖可以有效改善吸水剖面,扩大注人水波及体积,提高注水开发效果和水驱采收率,是解决油藏剖面矛盾的一项有效措施。根据措施效果总结分析得出以下几点认识:

(1)大庆外围朝阳沟油田、新站油田储层裂缝发育,注入水沿裂缝窜流是此类裂缝性低渗透砂岩油田油井见水过早、含水上升速度快的主要原因。

(2)该技术针对裂缝性低渗透砂岩油田的地质特点而研究开发,其调剖剂具有性能稳定、适应温度范围广、成本低等优点,能够满足对裂缝性低渗透砂岩油田储层裂缝调剖的需要。

(3)该技术现场试验10口井,成功率100%,有效期较长(先期施工5口井均在14个月以上),见到了明显的增油降水效果。

参考文献

[1]何曼如,王江波,李洛锋,等.延缓交联聚合物深度调驱技术在靖安油田长6油藏的应用[J].中国西部科技,2011,10(18):37-39.

油田调剖 篇8

杏河西部区块由于天然裂缝发育, 加上人工压裂改造等, 初期实行超前注水政策, 此后强化注水, 地层压力保持水平较高, 注入水沿砂体主向单向突进, 主向井迅速见水甚至水淹, 而侧向井见效程度差, 主要表现为低产。随着注水时间延长, 裂缝线逐渐贯通延长, 主向井水淹随之增多, 且呈多向性。仅依靠调整配注难以控制含水上升, 因而需要对注水井剖面进行调整来改善水驱效果, 进而提高油井采收率。

1 地质及开发简况

1.1 地质特征

杏河区是陕北三角洲前缘地带, 本区长6储层主要为三角洲前缘水下分流河道相、河口坝沉积, 主河道走向为NE～SW向, 整体上呈薄厚相间。砂体宽度2～3km, 厚度10～25m, 呈带状展布, 构造上为一平缓的西倾单斜。

杏河区沉积微相以酸敏为主, 水敏矿物甚少。通过统计杏河西长63注水单元平均渗透率1.61×10-3μm2, 平均孔隙度12.24%, 平均含油饱和度46.74%, 渗透率级差10.19, 渗透率变异系数1.00, 油层非均质性较强。

1.2 开发方式及储层改造

杏河西自1997年投入注水开发以来, 采用500m×150m, 井排方向NE60°菱形反九点井网, 油层平均厚度23m, 射孔厚度约10m, 射开程度约43%。初期采用水力压裂方式投产、投注, 超前注水方式开发, 平均加砂35m3, 加砂强度约3.5m3/m, 排量2.0m3/min。

1.3 开发矛盾及主要问题

杏河区西部注水单元是杏河区2006～2008产建的主力区块, 截至2009年12月共有油井185口, 见水井38口, 其中高含水地关18口, 见水速度快, 平均见水周期397d, 见水方向多向性, 为NE32°、NE60°和NE90°, 经过近几年动态监测结果显示该区块地层存在大孔道及水驱存在绕流现象, 针对此现象, 2008年起在该区域实施注水井深部调剖措施。

2 深部调剖试验情况

2.1 调剖井组概况

杏河西部2008～2009年共实施3口井调剖试验。2010～2011年分别对2个小区块进行连片堵水, 共实施水井调剖11口, 对应油井44口。

调剖试验井组平均油层厚度20.56m, 平均渗透率1.91×10-3μm2, 平均孔隙度12.93%, 平均含油饱和度43.69%。

2.2 调剖效果分析

通过对2008年～2011年堵水效果综合分析, 注水井深部调剖, 有效地改善了地层水驱状况;降低了注水优势方向油井含水, 促使侧向油井提前受效, 有效地减缓了区域内递减趋势。

(1) 改善水驱

调剖前测试吸水剖面6口, 均匀比例33.3%, 水驱储量动用程度59.9%, 调剖后吸水剖面测试7口, 吸水均匀5口, 均匀比例71.4%。调剖措施有效地改善了地层水驱状况。

(2) 降区块内递减

堵水井组堵水后递减率相比堵水前下降了近4个百分点, 有效地减缓了递减趋势。

(3) 增油效果

14口堵水井组对应油井61口, 见效27口, 平均日增油2.79t, 年累积增油4375t, 增油效果较好。

2.2.1 单井单点调剖

2008～2009年对杏71-1、杏73-1和杏75-1实施深部调驱措施, 措施后, 剖面吸水状况改善不明显, 个别油井含水下降, 但整体效果不理想。

裂缝监测该区块存在微裂缝, 堵水井组对应见水油井平均见水周期在150天以内, 但是堵水时排量大、施工周期短且无候凝阶段, 导致堵剂进入裂缝后随注水前移, 进而导致主向油井降水效果及侧向油井见效不明显, 加之单点调剖对应油井单向受效, 堵水未达到预期效果。

2.2.2 连片调剖

2010～2011年分别对2个小区块11口注水井实施连片堵水, 共对应油井44口, 有效23口, 其中2口水淹地关井复产后含水由100.0%下降至50.0%左右, 产能在1.5t以上, 堵水井组年度累积增油2907t, 整体效果较好。

连片堵水在施工工艺和堵剂选择上都做了改进, 堵剂用量及实施工序也做了调整, 施工过程设计了候凝阶段, 延长堵剂在地层中存留时间;另外堵水时机也做了调整, 从整体效果分析, 在油井见水18个月至45个月左右堵水效果较好。

以杏72-02为例 (图1) 。杏72-02投产于2007年9月, 与杏71-02和杏73-02注采对应。2010年4月含水上升, 由17.5%上升至6月的52.1%, 当月对应注水井杏71-02实施调剖措施, 堵剂杏72-02含水居高不下, 同年8月对应注水井杏73-02实施堵水调剖措施, 两口井堵水时排量均控制在2.0至2.5m3/h之间, 压力爬坡在3.0MPa以内, 堵剂进入高渗带充分候凝, 9月其含水大幅下降至15.2%, 10月含水再次下降至7.9%左右, 目前一直稳定, 效果较好。

注水井连片堵水可以使对应油井多方向受效, 有效地缓解了绕流和多方向水驱带来的见水现象, 起到了封堵高渗带促使侧向油井见效的目的。

3 深部调剖适应性探讨

由以上分析得知杏河西储层非均质性较强, 投注时采用水力压裂方式, 加之初期改造规模较大, 导致注水井投注后水驱不均, 且存在绕流现象, 油井投产后多方性见水, 单一的注采调整不能缓解这一矛盾, 通过2008年～2009年注水井深部调剖试验, 证明杏河西部注水井深部调剖对控水稳油起一定作用, 而2010年～2011年连片堵水取得了较好的效果, 证实注水井深部调剖技术适合杏河西部单采区目前开发要求, 可以继续开展实施堵水措施。