颗粒调剖（精选3篇）
颗粒调剖 篇1
摘要：本文科学分析了实施颗粒类调剖在应用过程中存在的问题, 发现这些问题主要集中在选井、地质方案编制、调剖优化设计、调剖施工、调剖剂性能及调剖整体实施等方面, 就此提出相应的对策。
关键词：调剖,无机颗粒,问题
1、水井调剖存在问题分析
1.1 选井失调
在调剖井的选择过程中, 应在保证所选井具有一定注入能力及调剖必要性的同时, 对井组油水井的对应关系及剩余可采储量应有明确的认识, 多年来在选井分析论证过程中很多井对应关系并不十分明确, 在调剖地质方案提供的对应油井号与效果统计时真正见到调剖效果的油井号有一定出入, 从而影响了调剖工艺的正确性和可信度。
1.2 地质方案可用性差
在调剖优化设计过程中, 所需数据的准确与否非常重要, 它既是定性判断的依据, 也是定量计算的基础。在油田注水开发过层中, 地下的储层性质、流体性质、压力及流体分布状况随时随刻都在发生变化, 要想得到目前地层状况下的各类参数, 仅靠目前的监测资料是远远不够的, 而要想得到尽可能合理的计算结果, 就必须综合运用动态资料与静态资料、生产资料与各类动态监测资料, 在综合应用过程中, 对数据进行分析、判断、处理、去伪存真, 得到与实际情况相符合的数据, 进而编制相应的调剖地质方案。然而, 目前的地质方案, 一是过于简单, 二是所列数据过于原始与表面化, 可用性较差。
1.3 调剖优化设计不到位
调剖优化设计包括选井、选层、选剂、用量设计、段塞优化、施工工艺参数设计等多哥环节。在实际工作中, 选井、选层、选剂这三各环节, 特别是所选目的层与调剖剂的匹配关系实际都未能真正做到, 这终将导致后续环节的非准确计算。以渗透率级差为例, 室内实验表明, 对于渗透率级差不同的井, 为最大限度提高原油采收率, 所选用的堵剂强度不同, 渗透率级差大的井适用的调剖剂的体系强度要大于渗透率级差小的井。同时, 对于渗透率级差大的地层, 由于隔层状况不同, 调剖的目的不同, 对调剖剂的性能、用量要求及段塞设计也不同。
1.4 调剖施工不合要求
颗粒类调剖工艺作为注水开发油田高含水期提高采收率的一种重要手段, 所需调剖剂量大、成本高、调剖剂的特性对注入工艺的要求也高。目前在调剖施工中存在的主要问题:一是调剖泵的性能与设计要求不尽匹配, 二是施工过程中的实时监控未能有效解决。目前的调剖泵大都是由增注泵改装而来, 排量不可调或可调但是最低排量较大, 造成调剖剂的注入速度高, 在井筒及其附近快速堆积, 压力上升快, 难以达到大剂量注入的目的。由于基础数据的欠准确, 调剖剂性能参数的非定量评价及设计手段的局限性, 在施工过程中会出现压力无变化或上升过快等现象, 对此需要根据实际情况进行及时有效调整, 调整的延时会对调剖施工的顺利带来影响。
1.5 调剖剂性能较差
在颗粒类堵剂调剖施工过程中, 曾出现过埋油层、堵管等现象, 这一现象是施工工艺的影响, 另一方面也与调剖剂的性能相关。当调剖剂的悬浮性、流动性较差时, 往往会导致类似现象的发生。从调剖效果统计上也可以看出, 经过颗粒调剖后, 注水井上反映的有效率几乎是100%, 压力指数升高、启动压力增大, 主力层得到控制的同时, 启动了部分新层, 然而对应油井的增油效果不明显。这也说明在注入量无法控制的条件下, 造成调剖剂近井地带的大量快速堆积, 从而无法达到深调的目的。
1.6 调剖整体实施开展差
颗粒类调剖的整体性应体现在选井、选层、设计、施工及油水井协调等几个方面。从以往地颗粒类堵剂调剖井号排列看, 基本上每个区块上都有几口调剖井, 无论在选井、设计还是在施工上都是零零散散开展地, 因此根本达不到整体效果。而且, 从整体意义上讲, 在水井进行颗粒调剖地同时, 对应油井应做出相应地反应, 例如在水井启动新层地同时, 幽静应适当放大生产压差。
2、水井调剖过程采取的对策
2.1 科学编制调剖地质方案
生产单位要按照设计单位地要求。认真细致地填写地质方案, 对其中所给数据应结合多项资料进行必要地分析、处理, 以确保设计地科学性、准确性。
2.2 采取浅调作业方式
对于隔层较好、存在高渗透薄层的水井, 进行调剖的主要目的是封堵高渗透层, 进而启动其它渗透率相对较低的油层, 因此, 一般采取浅调作业方式即可, 所需调剖剂剂量少, 且调剖剂需具有较高的强度及较快的固化时间。而对于隔层条件差或根本不存在隔层条件的厚油层, 其调剖的主要目的是解决层内注入水的“短路循环”, 此时应采取大剂量调剖剂进行深调, 且为使调剖剂尽可能进入地层深处, 需要进行调剖剂注入参数的优化设计, 利用颗粒浓度差、颗粒大小、固化时间及强度等性能的差异, 进行多段塞组合达到深部调剖的目的, 另外, 对于段塞及工艺参数设计过程中存在的一些矛盾, 合理处理有利于发挥调剖的最大潜能, 如段塞设计中存在的一个主要矛盾, 就是究竟先注大粒径或高浓度的颗粒好, 还是先注小粒径或低浓度的颗粒好, 先注大粒径或高浓度的颗粒可以在一定程度上减少对低渗透层的污染, 但是又存在压力上升快甚至堵油层或堵管柱的危险;先注小粒径或低浓度的颗粒可以避免压力上升较快的问题, 但是又存在对低渗透层的污染或快速从油井窜流现象。
2.3 做好调剖优化设计
设计单位应在加强室内调剖剂性能参数定量评价研究的同时, 对优化设计软件进行必要的改进完善, 以使软件设计更实用, 更接近实际。在注水井调剖的同时, 对相应的采油井进行堵水措施, 以在改善吸水剖面的同时也改善油井的产液剖面, 提高对应油水井的注水和采油效果, 扩大见效范围, 提高产油量, 降低产水量, 改善油田区块的注水开发效果, 延长注水见效期。
2.4 施工单位应尽快优化调剖泵性能, 合理确定调剖剂的注入压力与注入速度。
用不同的注入方法, 如段塞法或大剂量法等, 将化学剂注入油藏较深部位, 其部位根据各油藏开发特点而有所不同, 例如, 对正常高含水区块, 其处理半径可采取1/3~1/4井距, 而对其具有明显的裂缝或大孔道的注水井可采用1/2井距或更大的处理半径, 以达到在油藏较深部位封堵高渗透吸水层段, 迫使液流转向, 扩大波及体积, 改善开发效果, 提高采收率。
3、结论与认识
(1) 以“近堵远调”为指导思路, 按照“分级、逐级、深部”原则, 通过注入复合调剖体系 (预交联颗粒、冻胶、氮气泡沫+聚合物微球) 的方式实现深部调剖, 最大限度的扩大波及体积, 从而实现提高低采出程度的幅度, 挑战高采出程度的极限。
(2) 在低渗透油藏利用聚合物微胶囊的耐温抗盐性能实现深部调剖, 可有效解决低渗堵剂注不进去的问题。
参考文献
[1]熊春明, 唐孝芬.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势[J].石油勘探与开发, 2007, (01) .[1]熊春明, 唐孝芬.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势[J].石油勘探与开发, 2007, (01) .
[2]吕广普, 郭焱, 蒲春生, 李昱江.低渗透油藏用深部调剖剂[J].油气田地面工程, 2010, (06) .[2]吕广普, 郭焱, 蒲春生, 李昱江.低渗透油藏用深部调剖剂[J].油气田地面工程, 2010, (06) .
ST-1型颗粒调剖剂性能评价 篇2
1 调剖封堵试验
首先将岩心抽真空, 饱和地层水, 测定孔隙体积和孔隙度。在恒定的流速下水驱 (0.5m L/min) , 直至压力稳定, 测定岩心的水相渗透率。用同样的速度注入1PV的调剖剂混合溶液, 记录注入压力的变化。关闭流程, 水驱, 测定突破压力和封堵后水相渗透率, 计算突破压力和封堵率。
分别选取 (60~2 300) ×10-3μm2范围岩心十块、选取40~200目石英砂制成渗透率范围 (100~2 500×10-3μm2填砂管十个进行实验。
试验结果见表1~2所示。可以看出, 岩心用调剖剂封堵后渗透率明显下降, 随着渗透率增加, 封堵效果变好, 渗透率 (60~300) ×10-3μm2范围岩心封堵率在40.38%~81.18%之间, 渗透率 (500~2 300) ×10-3μm2岩心的封堵率都达到了96%以上, 岩心突破压力最低为1.25MPa, 最大可达到3.42MPa。填砂管渗透率 (100~300) ×10-3μm2范围封堵率在57.44%~91.48%之间, 渗透率 (500~1 900) ×10-3μm2的封堵率97.49%~98.94%, 用调剖剂封堵后渗透率明显下降, 随着渗透率增加, 封堵效果变好, 岩心突破压力最低为1.02MPa, 最大可达到2.96MPa。残余阻力系数RRF数据结果也表明该调剖剂对渗透率大的岩心有好的封堵作用, 能有效地降低大孔道岩心的渗透率。
故可得出结论:对于渗透率低于300×10-3um2岩心, 未能实现良好封堵, 实验结束后可以观察到调剖剂在岩心、及填砂管端面堆积, 未能进入岩心、填砂管深处。针对渗透率高于500×10-3um2岩心、填砂管时, 调驱剂有很高的强度和封堵地层的能力, 由此可知, 该调剖体系用于实际大孔道油藏中的封堵是可行的。
2 转向性测试验
在并联低、中、高渗透率的岩心的条件下, 调剖剂选择性进入高渗透岩心中并有效封堵, 堵塞率达到了94.62%, 比低渗透岩心高出了2倍, 结果见表3。
由实验结果可见, 调剖剂大部分进入高渗透岩心, 对渗透率较高的油层堵塞程度高;调剖剂基本不进入低渗透岩心, 对低渗透岩心的堵塞程度低, 堵塞率低。
3 调剖剂分流效果评价
按照最优方案, 对所确定的调剖剂的基本配方进行调剖剂岩心进入能力分流模拟实验, 实验主要选择了高、中、低不同渗透率3块岩心进行岩心平行试验。先用2.0%的KCl溶液饱和岩心;测不同岩心的渗透率;将三块岩心并联, 在同等压力, 同样排量条件下注入调剖剂溶液;在高突破压力的条件下进行驱替;记录不同岩心在相同时间、同样压力的条件下流出的液体数量, 计算出不同岩心的分流率。具体数据见表4。
岩心调剖后分流效果明显, 在相对高渗透部位形成有效封堵, 注入能力下降了94.62%, 调剖后低渗透岩心注入能力提高了13.2倍。在恒压下测定三块岩芯的流量, 大约68.5%水由高渗透岩芯通过, 28.5%由中渗透岩芯通过, 3.0%通过低渗透岩芯。注入调剖剂, 测定压力小于3.5MPa, 1.9%水溶液流过高渗透岩芯, 58.5%的水溶液流过中渗透岩芯, 39.6%的水溶液流过低渗透岩芯。说明该调剖剂对高渗透岩芯的堵塞率高, 具有明显的调驱效果。转向分流性良好。
4 破碎率测试
根据根据“三分之一架桥”或“三分之二架桥”理论, 一般要求颗粒型堵剂直径为地层的平均孔隙直径的1/3~2/3较为合适。首先对调剖剂进行粒度分析, 选取相应孔隙分布岩心切割成薄片, 装入岩心夹持器中, 注入调剖剂使其通过薄片岩心, 再测量通过后粒度分布。
从试验结果图1、图2中得出, 调剖剂通过岩心薄片前后粒度分布可以看出, 调剖剂通过薄片岩心后, 粒度分布变化不大, 粒度分布曲线向左微弱偏移, 说明调剖剂通过孔隙剪切后仍然能很好的保持粒度分布, 破碎率极低。
5 结论
耐碱大孔道颗粒调剖剂能对渗透率范围为 (500~2 300) ×10-3μm2岩心实现良好封堵, 综合封堵率、阻力系数、残余阻力系数、突破压力数据结果表明该调剖剂对渗透率大的岩心有好的封堵作用, 能有效地降低大孔道岩心的渗透率。耐碱大孔道颗粒调剖剂具有良好的转向分流作用, 有效封堵高渗透岩心同时大大提高低渗透岩心的波及效率。耐碱大孔道颗粒调剖剂强度、韧性好, 通过相应尺寸岩心薄片后破碎率极低。
参考文献
[1]李显斌, 李颖, 王民政, 等.高渗透、大孔道地层调剖剂研制与应用[J].石油地质与工程, 2009, (2) :123-125.
[2]唐孝芬, 刘戈辉, 李良雄.堵水调剖用暂堵剂ZDJ-98的研制与性能评价[J].油田化学, 1999, (2) :128-131.
颗粒调剖 篇3
三元复合驱可比水驱提高采收率18%以上,比聚合物驱提高采收率8%以上[1]。但部分井由于长期开发造成三元液无效循环问题非常突出,形成了高渗透带,只有通过深度调剖,才能更经济有效地调整、改善油藏的非均质性,从而提高三元液的波及系数,提高三元液采油阶段的原油采收率[2]。
1耐碱聚合物微球
耐碱聚合物微球为粒径可调的抗碱聚合物类颗粒调剖剂,其合成方式是增加了不可水解单体、疏水单体和2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸盐(AMPS)的用量,通过对丙烯酰胺的接枝聚合改性,使聚合物微球具有更强抗碱性能。
1.1耐碱聚合物微球性能
用清水配制不同粒径耐碱聚合物微球,熟化3—4 h后,放置在45℃烘箱,采用激光粒度分析仪测定粒径中值,结果见图1。
实验结果表明,耐碱聚合物微球的粒径随着水化时间的延长,粒径略有增大,这是由于随着水化时间的延长,分散介质水进入微球内部使其膨胀,粒径增大,溶胀5 h后颗粒的粒径变化不大(180—450 μm),稳定性好,膨胀后的溶液具有一定的黏度,黏度范围在5—25 mPa·s,膨胀倍数10—80倍。性能详见表1。
2 树脂凝胶调剖剂的性能评价
树脂类凝胶型调剖剂主要由聚丙烯酰胺、碱性交联剂、稳定剂、控制剂复配而成,在适当的温度和碱性条件下,在交联剂和控制剂的引发下,发生加聚、交联等聚合反应,生成网架结构的高强度聚合体,可有效地封堵高渗透层,达到改善吸水剖面、提高波及体积的目的。
2.1 树脂凝胶调剖剂性能评价
该配方体系以大庆生产的相对分子质量(1 600—1 900)×104的聚合物为主剂,配方组成及性能见表2。
2.2 pH值对成胶时间的影响
按照基本配方配制调剖剂,改变体系的pH值,对调剖剂的成胶情况进行了实验。从表3数据可知,pH值对成胶时间影响较大,随着pH值的增加,成胶时间延长;pH值对成胶粘度无明显影响,说明该体系具有良好的耐碱性。因此,无论在三元复合驱前和三元复合驱过程中实施调剖,都可以通过改变控制剂的用量,来满足现场施工的需要。
2.3 调剖剂在三元复合驱体系中的稳定性
调剖剂的稳定性是保证调剖效果的重要因素。为了模拟调剖剂注入地下后的地层环境,实验时,将已成胶的调剖剂浸泡在三元复合驱的注入液中,长期放置45℃恒温箱中。实验结果见表4。
由表4可见,该调剖剂在三元液中浸泡6个月后黏度无明显下降,说明其在三元液中有较好的稳定性。
3 聚合物微球颗粒调剖剂与树脂类凝胶调剖段塞组合调剖能力测定
为保证确定最优段塞组合考察调剖剂的调剖能力,采用平行三管实验装置进行调剖能力测定。实验方案:水驱→0.57 PV三元驱→0.3 PV 调剖剂段塞组合→水驱。
段塞组合:30%微球调剖剂+70%3 000 mg/L凝胶
从表5可以看出,通过在三元复合驱调剖过程中注入聚合物微球颗粒调剖剂段塞,再注耐碱凝胶深度调剖剂的段塞组合封堵方式,对高渗透岩芯的堵塞率较大,具有较好的调剖能力。
4 三元驱后调剖剂段塞组合驱油实验
为了考察复合耐碱调剖体系对油藏纵向非均质状况的调剖作用和提高采收率效果,采用4.5×4.5×30.0 cm长方岩心3块,以并联的形式模拟正韵律油层,渗透率变异系数为0.7,实验温度为45 ℃,高渗透层渗透率为1.875 μm2,中渗透层渗透率为0.682 μm2,低渗透层渗透率为0.214 μm2。调剖剂组合方式:30%微球调剖剂+70%3 000 mg/L凝胶的组合方式。
实验方案:模型水驱至出口含水98%→注入0.57 PV三元注入液→0.3 PV调剖剂→水驱至含水98%。
由表6可知,调剖剂驱后三管岩心综合采收率达到 65.92%,比三元驱采收率56.50%提高了9.42%,比水驱采收率38.20%提高了27.72%。调剖剂驱后再后续水驱时,驱替压差波动升至4.6 MPa,高、中、低各渗透层的采收率分别为83.55%、67.98%、31.96%,比三元驱分别提高了4.24%、22.41%、9.40%,由此可见,复合调剖体系在高渗透层形成有效堵塞,使得后续水驱大部分转向中低渗透层,达到了后续液流转向,扩大波及体积,取得较高驱油效率的目的。
5 现场试验
大庆油田北1—50—SE67井射开砂岩厚度9.3 m,有效厚度7.6 m,有效渗透率0.80 μm2,河道砂厚度比例为84.0%,三方向以上河道砂一类连通厚度比例为85.9%;北1—43—E66井射开砂岩厚度9.3 m,有效厚度7.6 m,有效渗透率0.90 μm2,该井未钻遇河道砂,但该井多向连通厚度比例达72.6%。两口井动静态资料显示注入压力上升缓慢,吸水剖面动用较差,同时,周围采出井采聚浓度较高,含水回升快,受效效果差,因此选择2口井进行深度调剖。
5.1 施工效果
试验区注采井距平均为125 m,调剖深度确定为60 m。两口井的平均注入压力由试验前的9.1 MPa逐渐上升到10.3 MPa,从调剖前后注入压力上升1.2 MPa,施工后高渗透调剖层段部位的吸水能力得到控制,动用差的层段吸水能力增强,层间矛盾得到明显改善。如北1—50—SE67井的萨II7—8层内,高吸水部位萨II8a的底部吸水量由调剖前的73.12%下降到25.75%,下降了47.37%,萨II7层、萨II8a层顶部的吸水量分别由调剖前的8.82%、18.06%,上升到26.0%、48.25%,分别上升了17.18%和30.19%。
从调剖井组的相带图和6口油井的开采曲线看,能见到措施效果的有3口(中心井北1—61—E65、北1—55—JE66、北1—55—E65 )与措施前对比,3口油井日产油由11.6 t上升至20.2 t,日增油8.6 t;平均单井综合含水由93.1%下降至88.1%,下降了5.0%,平均有效期8个月,油井累计增油3 299 t,投入产出比 1∶6.28。中心井北1—61—E65日产液,由调剖前的60.2 t下降到34.1 t,日产油由2.5增加到3.4 t;含水由97.7%下降到89.9%,中心井含水最低下降7.8%。
6 结论
(1) 将微球颗粒调剖剂和凝胶组合段塞组合方式注入地层,形成以颗粒调剖为支撑体,通过有一定粘度的凝胶调剖剂将其黏附于底层孔壁上,增加了段塞的封堵能力,提高了段塞封堵有效期和后驱注入液的波及系数。
(2) 现场试验证明,使用两种调剖体系在强碱环境下采取措施后的井吸水剖面得到改善,含水率明显降低,能够达到增油降水的效果,有较低的投入产出比,适合大范围推广。
摘要：长效复合凝胶微球颗粒调剖技术是将微球颗粒调剖剂和凝胶组合以段塞组合方式注入地层,形成以颗粒调剖为支撑体,通过有一定黏度的凝胶调剖剂将其黏附于底层孔壁上,增加了段塞的封堵能力,提高了段塞封堵有效期和后驱注入液的波及系数。实验结果表明:凝胶体系在30—80℃条件下,成胶时间在2—15 d可控,pH值范围在7—14之间,成胶黏度0.3—2.3×104mPa.s,突破压力梯度(4 MPa/m。2008年在采油一厂进行了2口井的现场试验,3口见效井日产油由11.6 t上升至20.2 t,日增油8.6 t;平均单井综合含水由93.1%下降至88.1%,下降了5.0%。油井累计增油3 299 t,投入产出比1∶6.28。
关键词：耐碱,凝胶,凝胶黏度
参考文献
[1]王克亮.三元复合调剖剂驱油效果物理模拟实验.大庆石油学院学报,2005;29(1):30—34