适于高温高盐油藏的聚合物性能指标评价

我国多数油田经过多年注水开发,综合含水已超过90%,而采出程度低于35%,如何提高油田采收率是高含水油田急需解决的难题。目前,聚合物驱油是工业化应用程度最高的一项提高采收率技术,但由于聚合物产品性能差异和油田现场对污水处理的需要,多数聚合物不适宜高温高盐油田的现场驱油试验。本文以胜坨高温高盐油藏的地质条件为依托,在对聚合物驱油效果影响因素分析的基础上,研究了适合于高温高盐油藏强化采油的聚合物性能指标,优选了具有梳形结构的KYPAM聚合物为胜坨油田的驱替剂。该性能指标的提出对国内外高温高盐油藏进行聚合物驱油具有重要的指导意义。     

交联聚合物调驱技术在高尚堡油田高浅北区的应用

为实现高尚堡油田高浅北区的持续稳产和提高采收率,把交联聚合物调驱技术应用到高浅北区。2008年根据高浅北区油藏条件及剩余油情况分析了高浅北区交联聚合物整体调驱可行性,并根据多方面因素确定了交联聚合物整体调驱的目标区,共设计了26口调驱井;设计了交联聚合物调驱体系配方和科学合理的注入方案。交联聚合物调驱技术在高浅北区的应用已经取得了显著效果,注入压力上升,日采油量上升,提高了原油采收率,表明该技术适用于边水油藏。     

用于锦州9-3油田驱油技术的聚合物评价

聚合物驱油技术适用于非均质的中质和较重质油藏,与其他提高采收率技术比较起来相对简单,更符合海上油田安全环保要求。根据渤海锦州9-3油田油藏特性和聚合物结构性能,结合海上平台特点,研制出具有高效增黏、较好的抗剪切性、良好流动性和驱油效果的高抗盐聚合物3640D。该聚合物首次用于海上油田单井聚合物驱先导试验见到了显著的增油降水效果,正在进行中的井组聚合物驱试验也已初步显示出增产效果,表明聚合物3640D作为锦州9-3油田的驱油剂在技术上是可行的,在海上类似油田的聚合物驱技术中具有广阔的应用前景。     

冀东油田高浅北地区交联聚合物调驱适应性评价

冀东油田G104-5区块浅层油藏储层胶结疏松,边底水活跃,随着采液速度的提高,边水沿高渗透带突进,油井含水上升速度快,油藏的复杂性给调剖调驱工艺带来一定难度。针对冀东油田地质和开发情况,通过深入分析、研究,在大量室内物模的基础上筛选研制了一种适合冀东油田浅层油藏调驱的交联聚合物体系并应用到现场,取得了良好的降水增油效果,两年来累计增油4.4×104t,有效地控制了该区块边水推进速度,改善了开发效果,为冀东油田夺油上产提供了技术保障,同时为其它浅层油藏区块提高原油采收率提供技术方法和参考依据。     

LD10-1油田调驱效果及影响因素实验研究

LD10—1油田具有高温、高矿化度、高原油黏度和非均质性严重等特点,水驱开发效果较差,应采取技术措施提高采收率。依据矿场实际需求,采用实验和理论分析方法,研究了抗盐聚合物及高分Cr3＋聚合物凝胶的黏度特性、分子结构形态、线团尺寸（Dh）、流动特性和驱油效果,并对两种调驱剂的调驱效果进行对比和机理分析。结果表明,在LD10～1油田注入水条件下,可以形成具有以分子内交联为主要结构特征的Cr3＋聚合物凝胶。与相同浓度聚合物溶液相比较,Cr3＋聚合物凝胶分子线团尺寸（Dh）变化不大,但阻力系数和残余阻力系数明显增加,且残余阻力系数大于阻力系数,表现出独特的渗流特性。在注入时机相同和药剂费用相近条件下,与抗盐聚合物溶液相比较,高分Cr3＋聚合物凝胶调驱增油效果较好,而且调驱剂用量愈大,注入时机愈早,调驱效果愈好。     

聚合物驱在渤海旅大10—1油田的应用

海上油田开发具有勘探投入大、采油平台使用寿命短、生产操作费用高和水驱采收率低等特点,如何提高采收率是油田开发面临的重大技术难题。从海上油田LD10—1开发实际需求出发,结合油藏地质特征和流体性质特点,利用理论分析和室内评价实验,开展了早期聚合物凝胶和聚合物驱增油效果及其影响因素实验研究。结果表明,早期实施聚合物驱不仅大大缩短油田开发时间、节省操作费用,而且最终采收率也比中后期实施时高。在化学药剂费用相同条件下,“聚合物凝胶＋聚合物”段塞组合驱的增油效果要好于单纯聚合物驱。A23井单井组聚合物驱矿场试验于2006年3月23日开始,矿场监测结果表明,注入压力大幅度提高,吸液剖面明显改善,部分油井已陆续见到“增油降水”效果。     

红岗油田复配聚合物溶液性能及作用机理

红岗113-3区块具有油藏厚度较大、平均渗透率较高和非均质性较严重等特征,比较适宜开展化学驱.针对油藏开发实际需求,利用仪器检测、物理模拟和理论分析方法,开展了对“复配”聚合物和“高分”聚合物增黏性、抗剪切性、耐温抗盐性、稳定性、分子线团尺寸分布、流变性和黏弹性等实验研究.结果表明,与相同条件下的“高分”聚合物溶液相比较,“复配”聚合物溶液增黏性、抗盐性和抗剪切性较强,相对分子质量分布较宽,阻力系数和残余阻力系数较大,扩大波及体积能力较强,与油藏孔隙间适应性更好.因此,推荐吉林红岗油田化学驱采用“复配”聚合物,其质量组成“超高∶高分∶中分”等于17∶60∶23.     

BZ28-2S油田Cr^3＋聚合物凝胶渗流特征及其调驱效果研究

渤海BZ28-2S油田具有油藏厚度大、平均渗透率高、非均质性严重、溶剂水矿化度较高和原油黏度较低等特点,注水开发过程中水窜现象比较严重,进而影响水驱开发效果,亟待采取调剖技术措施来改善水驱开发效果.针对BZ28-2S油藏储层特征、流体性质和及其井网特点,以黏度、阻力系数、残余阻力系数和采收率为评价指标,开展了Cr^3＋聚合物凝胶配方优选和调驱注入参数优化实验研究.结果表明,在目标油藏储层和流体条件下,交联剂Cr^3＋与聚合物分子链间可以发生交联反应,形成具有“分子内”交联结构特征、独特渗流特性和与储层适应性良好的Cr^3＋聚合物凝胶体系.与聚合物溶液相比较,在段塞相同条件下,Cr^3＋聚合物凝胶调驱效果较好.从技术经济效果考虑,推荐Cr^3＋聚合物凝胶体系组成：Cp=1 200 ～1 600 mg/L,m（Pol）∶m（Cr^3＋）=180∶1～ 270∶1,段塞尺寸为0.075 ～ 0.125 PV,预计采收率增幅1.6％ ～ 2.5％.在室内研究基础上,2012年12月开始在渤海BZ28-2S油田进行了矿场试验.目前矿场调驱施工正在进行之中,截止到2013年5月,由于调驱时间较短,部分油井已经见效.     

海上油田不同种类聚合物黏弹性能实验研究

随着三次采油技术应用规模的不断扩大,聚合物驱油技术己成为油田开发的必然选择。聚合物驱油方法是在注入水中添加一定浓度聚合物,从而改变注入水的黏弹性能来提高注水波及体积和驱替效率的一种采油方法。可见,聚合物驱油技术本质就是聚合物溶液的黏弹效应,依据油田开发的实际需求,通过室内实验和理论分析,对不同种类驱油用聚合物分子形态及其黏弹性能进行了系统研究与分析,结果表明不同种类聚合物溶液黏弹性和流变性差异较大,ZKY618—2和DQ—KY聚合物性能相对较优。     

调剖技术在埕岛油田的应用及效果分析

基于埕岛油田的油藏特征及海上条件限制,依据PI决策理论,选用酚醛树脂交联体系冻胶,高黏的聚合物乳液为过顶替液,通过分轮次注入对4口井进行了深部堵水调剖。堵水调剖后,油藏水驱效果明显改善。通过对堵水调剖效果的分析研究,对深度调剖技术实施过程中堵剂的用量、冻胶凝固时间及施工轮次进行了总结和探索,对其他海上油田开展堵水调剖具有指导意义。     

一种低成本耐高温阻垢剂的合成及性能评价

针对油田注热水开发过程中,温度升高结垢现象加剧,导致常规的阻垢剂失效的情况,在室内通过自由基聚合方式,合成出了一种低成本耐高温四元共聚物阻垢体系.经红外光谱分析结果表明,该共聚物阻垢剂含有羧酸基、膦基和磺酸基等阻垢分散基团.室内试验表明：该阻垢剂质量浓度60 mg/L,在温度95 cC、12 h测试条件下,对碳酸钙和硫酸钙的阻垢率分别为96.74％和96.91％,对低渗、特低渗透油藏在热水驱过程中起到了良好的阻垢效果,具有较好的应用前景.     

油田高含水期基于微观渗流机理的宏观岩心水驱油数值模拟研究

建立地层孔隙网络模型描述微观孔喉特征,利用逾渗方法计算基于微观渗流机理的相对渗透率曲线,并将之应用到数值模拟计算中,给出考虑微观渗流特征的方程,并进行数值求解,得到地层中流体分布特征。实例分析表明该方法可以得到基于微观特征的剩余油分布数量和形式,为调剖堵水、化学驱提供技术参数,实现微观渗流机理与宏观计算的结合。     

濮城油田沙一段油藏濮1—1井组二氧化碳驱研究及先导试验效果分析

根据沙一油藏的物性特点,开展了CO2驱研究,室内进行了地层原油相态、压力组分、注CO2压力等实验。为了确定合理的开采方式,进行了连续注CO2、水气交替注入等实验研究。室内实验表明,在沙一油藏进行CO2驱是可行的。在室内模拟和CO2驱替实验的基础上,在现场开展了矿场试验。通过在濮1—1井进行试验,井组取得了好的效果,日增油8．5t,累积增油1150t。这为下步濮城油田高含水油藏进一步提高采收率提供了新的途径。     

热水驱替开采Ⅱ类水合物藏规律研究

天然气水合物广泛分布于陆地冻土带和深海地层,资源潜力巨大,其中Ⅱ类水合物藏占有重要地位。为加强对Ⅱ类水合物藏开采规律的认识,结合实际水合物藏参数,使用数值模拟方法研究了热水驱替开采Ⅱ类水合物藏的动态规律,并与降压法的开采效果进行了对比分析。结果表明:①热水驱替开采Ⅱ类水合物藏时,产气速率和分解气速率首先快速上升,然后以较快速度下降至趋于相对稳定;累产气和累分解气上升较快;气体采出程度和水合物分解程度均处于较高水平(>60%)。②热水驱替对Ⅱ类水合藏的开采具有一定的适应性,与降压法开采相比,热水驱替方式下储层水合物的分解更彻底,气体采出程度、水合物分解程度也更优,但具有较低的累积气水比,产水量较大。     

低渗油藏采收率确定新方法

通过对油藏相渗曲线的归一化处理,利用达西定律理论,建立采油指数与含水率的关系;再通过油藏确定的单井经济极限采油量和油藏极限生产压差求出极限采油指数,从而得到极限含水率;最后以最终水驱体积波及系数与储层退汞效率计算出采收率。并以低渗透油藏为实例验证了该方法的正确与适用性,说明该方法对油田开发中确定低渗油藏采收率具有科学的指导意义。     

压裂防砂技术在南堡35—2油田大斜度井的应用

南堡35—2油田明化镇组储层为中高孔、中高渗疏松砂岩稠油油藏,需要压裂防砂来实现增产和防砂。根据端部脱砂压裂的原理,并结合南堡35—2油田A16井明化镇组储层特点,优选出适合该井压裂防砂的清洁压裂液、支撑剂和工具,针对井斜大的特点优化了压裂防砂工艺,采用一趟管柱对明化镇1油组和0油组成功进行了压裂防砂施工。压后油井产液量提高明显,且不出砂,证明压裂防砂达到了增产和防砂的双重作用,是开发疏松砂岩稠油油藏的一项进攻性措施。     

谱分解技术在文昌A油田油气储层预测中的应用

文昌A油田主力油组ZH1-2L油组储层以临滨滩、坝沉积为主,砂岩与泥岩多呈薄互层,砂岩中泥质杂基含量较高,常规方法无法对储层进行有效识别。利用连续小波的时频分解技术,在该区较为准确的圈定了有利储层的发育范围,与已钻井有很好的吻合度,为下一步的勘探开发提供了有利的技术支持。     

南海北部流花碳酸盐岩储层频域属性分析

生物礁碳酸盐岩油气藏储层具有丰度大、产能高的特点,一直以来是油气勘探重点探索的目标。南海北部大部分的油气发现均位于新近系,生物礁油气田也是该区勘探发现最大的亮点。其中东沙隆起区LH11生物礁是我国近年来发现的最大规模的同类型油气田。但其作为复杂的一类岩性油气藏,其非均质性和隐蔽性,使得在常规地震剖面上往往难以识别。本研究从地震频域属性角度出发,通过提取地震剖面频域图谱并结合测井孔隙度数据,分析生物礁储层频域特征,并结合正演模拟加以验证,认为研究区生物礁碳酸盐岩储层总体偏薄,导致了频率和衰减的异常,另外也证实薄层调谐效应方法可以较准确地估计层厚。     

Analysis of the Black Sea sediments by evaluating DSDP Leg 42B drilling data for gas hydrate potential

Many gas seepages, temperature, pressure, salinity, anoxic environment and high source gas potential of the Black Sea indicates that the Black Sea might have huge potentials for biogenic and thermogenic gas hydrates. However, the last important parameter to consider gas hydrate as an energy source is the type of sediments. Coarse marine sands are considered as good hydrate reservoirs because of high porosity and high permeability. Only very limited data is available related to the types of lithology of the Black Sea sediments. Hence, in this study, the literature data (especially the drilling and coring data of DSDP Leg 42B program) about gas seepages, temperature gradient, pressure gradient, salinity, anoxic environment and high source gas potential, and the types of the sediments in the Black Sea were investigated and analyzed. Although gas seepages, temperature gradient, pressure gradient, salinity, anoxic environment and high source gas potential of the Black Sea are appropriate for producible gas hydrate reservoirs, the sediments of the Black Sea appear to be generally fine grained with high clay content. Sandy-silt and silty sand layers in turbidites of the Black Sea might be potential producible hydrate reservoirs but these sediments are fine. As well as turbidites, separate thin sand layers might be potential gas hydrate reservoirs as an energy source in the Black Sea.