为了优选适用于渤海油田某水平井的调剖技术,利用自制水平井调剖流动规律模型,考察了粉末聚丙烯酰胺凝胶与乳液聚丙烯酰胺凝胶体系、降压增注体系和颗粒类体系的注入性、耐温耐盐性和长期稳定性,并研究了几种调剖体系组合注入的适应性,...为了优选适用于渤海油田某水平井的调剖技术,利用自制水平井调剖流动规律模型,考察了粉末聚丙烯酰胺凝胶与乳液聚丙烯酰胺凝胶体系、降压增注体系和颗粒类体系的注入性、耐温耐盐性和长期稳定性,并研究了几种调剖体系组合注入的适应性,确定了适合水平注水井乳液聚合物凝胶和自适应颗粒多段塞组合深部调剖技术(以下简称EPMSC调剖技术),并进行了矿场试验。研究结果表明,高分子量粉末凝胶体系的注入压力快速上升,高渗层的分流量高,而中低渗层的分流量极低,注入效果极差。乳液聚合物凝胶类、降压增注类及颗粒类体系的入井液黏度在3~50 m Pa·s之间,注入性良好。这3类体系耐盐为5×10^4~10×10^4mg/L,耐温为50~100℃,热稳定性为10~12个月。不同组合体系调驱后采收率为36.7%~43.6%,采收率增幅为13.6%~20.5%,降压增注体系可降低注入压力,但采收率增幅有限。EPMSC调剖技术具有良好的降压增注能力,在水驱基础上提高采收率幅度为20.3%。采用EPMSC调剖技术在渤海油田某水平井H井进行矿场试验,措施后注水压力稳中有升,视吸水指数下降幅度为36.5%;由霍尔曲线计算的视阻力系数和残余阻力系数分别为4.30和3.42,表明水流优势通道得到有效封堵,对应井组累计增油8414.5 m^3。EPMSC调剖技术的成功应用,对整个渤海油田水平井注水开发油藏增产稳产具有重要意义。展开更多
文摘为了优选适用于渤海油田某水平井的调剖技术,利用自制水平井调剖流动规律模型,考察了粉末聚丙烯酰胺凝胶与乳液聚丙烯酰胺凝胶体系、降压增注体系和颗粒类体系的注入性、耐温耐盐性和长期稳定性,并研究了几种调剖体系组合注入的适应性,确定了适合水平注水井乳液聚合物凝胶和自适应颗粒多段塞组合深部调剖技术(以下简称EPMSC调剖技术),并进行了矿场试验。研究结果表明,高分子量粉末凝胶体系的注入压力快速上升,高渗层的分流量高,而中低渗层的分流量极低,注入效果极差。乳液聚合物凝胶类、降压增注类及颗粒类体系的入井液黏度在3~50 m Pa·s之间,注入性良好。这3类体系耐盐为5×10^4~10×10^4mg/L,耐温为50~100℃,热稳定性为10~12个月。不同组合体系调驱后采收率为36.7%~43.6%,采收率增幅为13.6%~20.5%,降压增注体系可降低注入压力,但采收率增幅有限。EPMSC调剖技术具有良好的降压增注能力,在水驱基础上提高采收率幅度为20.3%。采用EPMSC调剖技术在渤海油田某水平井H井进行矿场试验,措施后注水压力稳中有升,视吸水指数下降幅度为36.5%;由霍尔曲线计算的视阻力系数和残余阻力系数分别为4.30和3.42,表明水流优势通道得到有效封堵,对应井组累计增油8414.5 m^3。EPMSC调剖技术的成功应用,对整个渤海油田水平井注水开发油藏增产稳产具有重要意义。
