交替注入

摘要： 已有研究表明二氧化硅纳米颗粒注入储层,可以改变岩石和流体性质(如润湿性、界面张力和粘度),保护储层同时提高采收率.选择百21井区克下组油藏为研究对象,在储层温度压力下交替注入纳米颗粒、表面活性剂和低矿化度水,分析驱替过程中润湿性变化、提高采收率效果和微观剩余油.实验结果表明,在低矿化度水或者表面活性剂驱后注入二氧化硅纳米颗粒,二氧化硅纳米颗粒会沉积在岩心表面,使部分大孔隙被堵塞,二氧化硅纳米颗粒具有一定深部调剖的效果.二氧化硅纳米颗粒会增加低矿化度水和表面活性剂溶液粘度,从而提高流度比.交替注入二氧化硅纳米颗粒、低矿化度水和表明活性剂,使得润湿性呈现周期性改变,同时证明了不同注入方式对微观剩余油改变不同.分别注入纳米颗粒、表面活性剂、低矿化度水来提高采收率效果要优于将表面活性剂和低矿化度水与纳米二氧化硅复配后注入的效果.

摘要： 针对单一聚合物段塞驱存在低渗储层动用程度低、部分注入井注入困难以及油井受效比例低等问题,开展了高、低浓度聚合物段塞交替注入提高采收率技术研究.采用物理模拟的实验方法,评价了不同交替注入方案下低渗层的吸液比例、分流率以及聚合物驱的采收率.结果表明:与单独注入高、低浓度聚合物驱相比,不同浓度聚合物段塞交替注入能使低渗储层的吸液比例明显提高,并能有效改善低渗层的分流率,起到改善吸水剖面、延长低渗层聚合物驱受效时间的效果.渗透率级差越大,聚合物驱采收率达到最大所需的交替注入周期数越多,当渗透率级差分别为2和4时,最佳交替注入周期数分别为2次和4次,此时聚合物驱的采收率分别为24.9％和23.4％,比单独注入高浓度聚合物驱时采收率分别提升了3.3％和5.2％.矿场试验结果表明,P油田M区块采用高、低浓度聚合物交替注入开发的方式后,注入井的吸水厚度明显增大,生产井的日产油量明显提高,聚合物驱油效果得到了一定的改善.

摘要： 受平台寿命的限制,海上油田开发周期较短,油田早期注聚是海上油田一项不可忽略的探索技术.目前,渤海油田已实施了 3个注聚油田、44 口注聚井的注聚规模,取得了良好的增储上产效果.Z油田在早期注聚之后又面临井网加密的需求,在原来的注聚井排中穿插了注水井,使地层中出现了水聚干扰态势,生产井端也出现了含水回升现象.本研究借助油藏工程的分析方法,通过数值模拟的技术手段,模拟了该油田通过加密井网、缩小井距,从而在注聚后期改反九点井网为排状井网的全生产过程,再现了该油田二元复合驱后期水驱干扰的形成过程,分析了井网加密后水聚干扰形成的机理,设计并优选了能够改善水聚干扰现象的多种方案.最终得出了水聚干扰前缘的驱动方式及水聚干扰机理,并优选出改善水聚干扰效果最好的排状注聚及排内交替注入方案.

摘要： 为满足渤海油田高速高效开发的技术需求,利用生物显微镜和岩心驱替实验研究了分散调驱体系的膨胀性能和注入性能,以及注入速率对分散调驱体系运移性能和驱油效果的影响。研究结果表明,在渤海B油藏环境下,超分子型分散调驱体系初始粒径为3.9μm,水化膨化192 h后粒径膨胀了3.41倍,具有良好的水化膨胀效果。在注入过程中部分超分子型分散调驱体系会在岩心端面滞留产生端面效应,导致岩心渗透率降低。注入速率增加会使分散调驱体系更多地进入岩心内部,从而有利于调驱体系的深部运移和封堵。但对于非均质油藏,注入速率过高会导致部分分散调驱体系进入低渗层,造成低渗层的吸液压差降低,最终采收率降低。超分子型分散调驱体系与水交替注入可不同程度地提高最终采收率。

摘要： 为解决渤海D油田实施弱凝胶调驱后出现的剖面反转及优势窜流通道问题,抑制含水回升,从剖面反转形成机理及交替注入延缓剖面反转进程机理出发,以D油田油藏及地质特征为基础,借助物理模拟和数值模拟研究方法,选用调驱效果较好的Cr3+聚合物凝胶作为调驱剂,开展D油田剖面反转综合治理技术探索.研究结果表明:采用Cr3+聚合物凝胶与水交替的方式进行开发可得到较高的采收率;从技术、经济角度考虑,聚水交替注入体积比选用(4～6):1;采用最终采收率增幅较高的"解堵、调剖、堵水、Cr3+聚合物调驱剂与水交替注入"的综合治理技术,可更好地改善吸液剖面反转现象,更大程度释放油田潜能.

摘要： 为解决渤海D油田实施弱凝胶调驱后出现的剖面反转及优势窜流通道问题,抑制含水回升,从剖面反转形成机理及交替注入延缓剖面反转进程机理出发,以D油田油藏及地质特征为基础,借助物理模拟和数值模拟研究方法,选用调驱效果较好的Cr3+聚合物凝胶作为调驱剂,开展D油田剖面反转综合治理技术探索。研究结果表明:采用Cr^3+聚合物凝胶与水交替的方式进行开发可得到较高的采收率;从技术、经济角度考虑,聚水交替注入体积比选用(4~6)∶1;采用最终采收率增幅较高的“解堵、调剖、堵水、Cr^3+聚合物调驱剂与水交替注入”的综合治理技术,可更好地改善吸液剖面反转现象,更大程度释放油田潜能。

摘要： 长庆气田部分气井出现不同程度井筒积砂、混合脏物堵塞现象,对气井的正常生产和后期测试产生了一定的影响.针对这种情况,提出了连续油管胶液+氮气循环顶替+交替注入冲砂工艺.现场开展5口井试验,解堵作业成功率高,多储层伤害小,为关停气井复产措施提供了一种新途径.

摘要： 江苏油田在新一轮压裂会战中,针对油田低品位、致密油藏的改造难点,创新压裂模式,通过增大改造体积、提高裂缝复杂程度、进行油水置换等方式提高改造效果。针对常规注水受效差或注不进区块,采用压驱方式提高水驱波及体积,增大剩余储量动用。技术人员将这些创新思维运用到开发老井中,先后在庄13-17井采用正向混合水压裂,采用高低黏液体交替注入提高裂缝复杂程度。在高20-2井采用前置表活剂蓄能压裂工艺,并配合焖井,达到渗析洗油的目的。

摘要： 与矿场常用聚合物凝胶相比,聚合物微球具有堵大不堵小,粒径分布较窄等优点,由此表现出"封堵-运移-封堵"的独特渗流特性.同时,聚合物凝胶封堵效果好,液流转向效果明显,不过对低渗层有一定伤害,存在剖面反转现象.为满足矿场实际需要,本文初步研究了Cr3+聚合物凝胶和聚合物微球两种调驱剂类型及其注入方式对增油降水效果的影响.表征实验结果表明,AST聚合物微球初始粒径中值在2μm左右,水化240h后膨胀倍数大于8;同时,AST聚合物微球的粒径分布较窄,微观形貌为不规则球形;Cr3+聚合物凝胶分子线团尺寸粒径分布较宽,微观形貌为片网状结构.岩心驱替结果表明,在渗透率为Kg=500×10-3m2、1700×10-3m2和4500×10-3m2的三层非均质岩心条件下,段塞尺寸为0.1PV时,Cr3+聚合物凝胶与水交替注入采收率增幅为12.8％,好于单一注入方式;调驱剂注入顺序结果表明,先注微球后注凝胶的注入顺序的采收率增幅为9.4％,好于先注凝胶后注微球.

摘要： 二类油层物性差、渗透率低、水驱采收率低,化学驱存在注入能力低甚至注不进三元液的问题.为探索这类储层化学驱驱提高采收率、降低开发成本的有效途径,开展了二元、三元交替注入变化规律研究.物理模拟驱油实验结果表明,渗透率大于300mD的岩心,交替注入可提高注采能力,提高采收率,渗透率低于300mD的岩心,低相对分子质量三元体系可实现注入,碱/表面活性剂二元体系乳化形成油包水,大幅度降低注采能力.在碱/表面活性剂二元驱(AS)和三元(ASP)复合驱理论研究基础上,选取断西强碱三元示范区四口井进行AS/ASP交替注入,保持过程中注入压力水平,充分发挥聚合物扩大波及体积作用,同时使具有高效洗油能力的AS更多地进入到中、低渗透层中.与区块常规ASP复合驱对比分析发现,受油层条件限制和驱替液黏度影响,交替注入前期吸水指数、注入强度、动用程度和产液强度均高于全区,后期注入能力下降,这四项指标均呈下降趋势.交替注入的采出程度达到9.08％,略低于全区的9.64％,提高采收率效果较好,达到了稳注增油的效果.

摘要： 室内实验及现场数据证明,非均质油藏聚合驱过程中存在剖面返转现象,使油藏的非均质性增大,影响原油采收率.针对该现象,研究了一种通过驱油体系交替注入改善油藏非均质性及采收率的方法.通过室内物理模拟实验,开展了不同渗透率级差下不同驱油体系交替注入对高、低渗透率层分流率,吸液量及采出程度的影响.结果表明,对于不同的渗透率级差,需要选择不同的驱油体系进行交替注入.渗透率级差为3时,同等聚合物用量下,高/低浓度聚合物交替注入能够有效改善剖面返转,浓度为1400mg/L和800mg/L的聚合物交替注入较1100mg/L聚合物连续注入提高采出程度3.5％;而对于级差较大的储层,采用高黏驱油体系(凝胶、微球、泡沫等)封堵高渗透层后再注入聚合物的方式较不同浓度聚合物交替注入改善剖面返转的效果更好,渗透率级差为6和10时,凝胶/聚合物交替注入较同等用量的聚合物连续注入采出程度分别提高14.6％和20.3％.合适的驱油体系及合理的交替注入方式为有效地改善储层非均质性、提高化学驱采收率提供了一种有效方法.

摘要： 为进一步提高聚合物利用率并提升注聚合物效益,实现精细注聚合物,开展了海上多层稠油聚合物驱剖面返转及交替注入增效研究.通过构建基于线性稳态流Buckley-Leverett公式的非均质油藏吸液剖面数学模型,研究了剖面返转机制及规律;随着原油黏度增大、地层非均质性增强,连续注聚合物的吸液剖面形态趋于"V"形,返转时机提早且返转幅度降低,较低渗透层吸液量下降,易造成聚合物在高渗透层低效循环.聚合物交替注入方式(特别是不同相对分子质量交替)可以有效抑制剖面返转,可使稠油吸液剖面改善为"U"形,低渗透层吸液能力及剩余油动用程度得到加强,取得了更好的增油降水效果,有利于聚合物驱油作用的充分发挥.

摘要： 二类油层物性差、渗透率低、水驱采收率低,化学驱存在注入能力低甚至注不进三元液的问题.为探索这类储层化学驱提高采收率、降低开发成本的有效途径,开展了二元/三元交替注入变化规律研究.物理模拟驱油实验结果表明,渗透率大于300mD的岩心,交替注入可提高注采能力,提高采收率,渗透率低于300mD的岩心,低分子量三元体系可实现注入,碱-表面活性剂(以下简称碱-表)二元体系乳化形成油包水,大幅度降低注采能力.在碱—表二元驱(AS)和三元(ASP)复合驱理论研究基础上,选取断西强碱三元示范区4口井进行AS/ASP交替注入,保持过程中注入压力水平,充分发挥聚合物扩大波及体积作用,同时使具有高效洗油能力的AS更多地进入到中、低渗透层中.与区块常规ASP复合驱对比分析发现,受油层条件限制和驱替液黏度影响,交替注入前期吸水指数、注入强度、动用程度和产液强度均高于全区,但后期随着注入能力下降,这4项指标均呈下降趋势.交替注入的采出程度达到9.08％,略低于全区的9.64％,提高采收率效果较好,达到了稳注增油的效果.

摘要： 本文在通过层内非均质岩心驱替实验发现“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入工艺较“整体段塞”注入工艺增油降水效果好后,首先运用并联岩心驱替实验从驱替过程动态特征和驱油效果两方面详尽探讨了交替注入增油机理,随后通过机理模型确定了数值模拟技术所需相关物性参数并优化了LD10-1油田A23井组交替注入施工工艺参数.LD5-2油田A22井组实施“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入调驱工艺后,含水率下降,产油量增加,取得了良好的增油降水效果.

摘要： 为进一步提高聚合物驱效果与效益,实现精细注聚,开展了海上多层稠油聚合物驱交替注入增效矿场试验方案研究.首先筛选出渤海J油田4个注聚井段作为交替注入试验井组;鉴于注聚井段储层物性差异较大,所需优化参数多12个(包括4个井段的交替周期数、交替介质与聚合物浓度、交替段塞长度),引入层序均匀设计的多参数全局优化方法,获得了精细交替注入增效试验推荐方案;在相同聚合物用量条件下,推荐交替方案预测采收率在连续注入基础上提高0.53％,吨聚增油提高6.5％,显著延缓了含水上升速度,其中中心井含水最大降幅6.0％,进一步提高了聚合物利用率,提升注聚效益.

摘要： 渤海稠油油藏具有黏度高、油层渗透率高和非均质性严重等特点,随着开发的不断进行,在应用弱凝胶保压调驱技术时,多轮次调驱注入难度加大,储层深部剖面改善逐渐减弱,增油效果逐渐变差.针对稠油油藏多轮次调驱逐渐变差的问题,以物理模拟和数值模拟等为技术手段,开展了弱凝胶与水交替注入增油效果研究和机理分析.研究结果表明,在稀油和稠油油藏条件下,与连续注入弱凝胶调驱相比,采用多个弱凝胶与水交替注入方式,可以在高渗层建立封堵能力,改善油层渗流压力场和流体波及路径,增大局部驱替压力梯度,迫使交替注水转向,启动油层宏观与微观剩余油,液流转向能力更强,驱油效果更好,室内提高采收率可达3.2％～5.1％;无论从室内物理模拟还是数值模拟,稠油油田弱凝胶与水交替注入存在一个最佳注入轮次.弱凝胶多段塞聚能注入方式现场应用结果表明,与连续注入调驱剂相比,交替注入工艺实现了聚合物用量降低与净增油效果提升双效益,井组含水率下降幅度10.09％,实现递减增油1.97×104m3.

摘要： 聚合物驱以其低廉成本被大量应用在多个油田的提高采收率中,在起到流度控制的同时扩大波及体积,取得了较好的应用效果,然而在聚合物驱过程中会出现“剖面返转”现象,传统交替注入控制“剖面返转”理论对笼统注聚并不适用.本文从油水两相流的阻力计算出发,研究了“剖面返转”发生机理与判别方法,探讨交替注入在笼统注入聚合物时提高采收率机机理与应用方法,确定了聚合物驱适用的渗透率级差界限.结果表明:各层流度百分数极值点对应的注入量为“剖面返转”发生点;在笼统注入聚合物情况下,交替注入没有明显提高低渗层吸液量,而是通过油墙聚并作用来提高采收率;在渗透率级差大于4时,单一聚合物驱已不适用,需要调整剖面后再进行聚合物驱替.

摘要： 针对渤海桌强非均质、中高黏油藏聚驱过程中低渗层吸液剖面初期改善,之后又变差的现象,通过室内岩心驱替实验分别测试了高浓-低浓同质聚合物驱与高黏-低黏异质聚合交替注入方式在非均质油藏中的驱油效果.结果表明:通过在聚驱早、中期阶段增加聚合物溶液的浓度或者采用较高黏度的聚合物,能够对高渗层进行有效的封堵,增加注入压力、显著改善低渗层的吸液剖面.结合油田实例研究表明:在现场条件允许情况下,相同聚合物用量,采用高浓-低浓段塞聚合物驱方式相比恒浓度聚驱,能够提高低渗层动用程度,增加总体采收率约1％.

摘要： 针对三元复合体系注入过程中分层化学剂吸入量差异大,矿场试验地面投资高等问题,本文开展了三元复合体系注入方式对提高采收率影响的实验研究,获得了以下成果:1、提出了碱/表活剂二元体系与聚合物交替注入的合理注入时机;2、优化了碱/表活剂二元体系与聚合物交替注入的注入方式,交替频率、及交替段塞大小;3,在上述研究结果的基础上,提出了三元复合驱技术新的注入方式,该方式可以进一步提高现有聚合物驱技术的提高采收率幅度,充分地发挥三元复合体系中的碱/表活剂在非均质油层中对提高采收率的贡献。

摘要： 流动控制装置包括一个或多个堆叠的螺旋路径，其中入口到螺旋物的端部的形状在一侧或多侧上具有锥形物，以逐渐增加聚合物速度以消除流进入所述螺旋路径时的快速加速点。入口与其锥形物可以被弯曲来进入所述螺旋物。可以切向地或径向地或轴向地进入所述螺旋物。

摘要： 本发明公开了一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，涉及石油工程技术领域，通过核磁共振仪在线测试页岩油被驱替过程中的核磁共振T2谱图，获得在高温高压环境下的页岩岩心核磁共振T2谱图，同时测定了页岩岩心在进行驱替页岩油驱替之前和驱替之后的孔隙率，得到驱替前后的孔隙率变化情况；根据驱替前后页岩岩心的孔隙率变化和驱油效率的变化得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式。本发明获得的注入量调整表达式可用于在页岩油CO2/N2交替驱替开采过程中CO2/N2的注入量调整参考，提高在实际开采过程中CO2/N2驱油总效率，进而提高页岩油的采出率，降低二氧化碳的使用量。

摘要： 本发明公开了一种水气交替注入管柱及操作方法，管柱包括自上而下依次连接在油管上的缓蚀剂循环滑套、可洗井封隔器、挂环器、多功能坐封球座。所述缓蚀剂循环滑套包括第一上接头、外套、密封填料、内滑套、第一下接头，所述外套上端连接第一上接头，下端连接第一下接头，共同构成筒体，所述筒体内部安装内滑套，所述内滑套上端口设置球座，所述内滑套和外套均开设径向贯通孔。所述外套内壁和内滑套外壁之间设置缓冲圈，缓冲圈外壁嵌入外套内壁开设的槽内。本发明解决由于水质及储层返吐严重造成堵塞，注不进的问题，同时有效解决水气交替产生水垢及杂质导致后期封隔器解封困难的问题。

摘要： 本发明涉及CO2水交替注入井完井管柱及其完井方法和服务管柱，应用于CO2驱油田水气交替注入。本发明的完井管柱包括连接在油管和套管上的锚定机构和密封机构，锚定机构由油管锚定机构和套管锚定机构构成，密封机构由密封插入机构和密封短节构成，所述的套管是新井套管或内衬套管。其老井的完井步骤包括：用送入服务管柱下入内衬套管柱；注水泥；服务管柱丢手；反洗；候凝；射孔；下入注入管柱并下压管柱。所述的服务管柱包括锁爪丢手机构、中心管和碰压机构。本发明的优点在于：密封机构结构简单密封可靠，锚定机构结构简单，解除密封和锚定更容易、更可靠；实现了对密封段以下套管的腐蚀防护。

摘要： 一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置及方法，其属于水合物合成的技术领域。该装置包括它包括反应釜、甲烷注气系统、二氧化碳/抑制剂注入系统、氮气注气系统、检测系统和数据采集系统。该装置可以通过抑制剂注入法加速水合物分解，提高甲烷水合物藏的开采效率；此外，通过CO2/抑制剂循环注入，实现CO2在水合物藏内的封存，减弱温室效应；改变实验过程中的气液混注频率比，实验工况，并通过定量化测量评估此过程中甲烷水合物的开采效率以及CO2封存量，为实际工程应用提供可靠的数据支持。实验装置真实的模拟了水合物藏的地层特性，有效的减弱了实验条件对实验结果准确性的影响，对水合物的开采与CO2海底封存具有重大意义。

摘要： 本发明涉及一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法，属于低渗透非常规油气藏水力压裂改造的技术领域。本发明是解决现有技术中存在的不足，提供一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法，向井筒内注入前置液以破裂地层，并在地层中形成裂缝；将含常规支撑剂的携砂液、含胶囊型可溶支撑剂的携砂液逐次交替注入到井筒内，以支撑地层中的裂缝并继续对地层进行压裂；向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全顶替进入裂缝内。本发明能够采用常规支撑剂并减少其用量，胶囊型可溶支撑剂的研制难度较小，且其溶解性对裂缝闭合敏感，有利于压后快速返排，该通道压裂技术更加成熟可靠，成本也更低，形成高速通道的思路更加简便有效。

摘要： 本发明属于化学驱提高原油采收率技术领域，提供了一种由单体电荷相反的疏水缔合聚合物、优选的表面活性剂或其组合物和水组成的复合驱油剂及交替注入驱油方法。所述的优选表面活性剂或其组合物与疏水缔合聚合物具有强烈的疏水缔合作用，复合驱油剂的粘度随表面活性剂的加量先增加后降低，且优选的表面活性剂或其组合物在岩石表面较易被疏水缔合聚合物置换出来。所述的驱油方法为多轮次交替注入，在驱油过程中有效调控流度突变的层位，改善驱油剂与原油的流度比。本发明解决了传统复合驱成本高、高粘驱油剂注入困难、产出液难处理的问题，可用于中低渗、化学驱后和稠油油藏的三次采油生产中。

摘要： 本发明公开了一种水气交替注入过程中注入能力确定方法和装置。所述方法包括：在每个预设间隔内：根据毛细管的几何形状和当前选定流体的等效长度确定各流体是否处于吼道中，进而根据毛细管的几何形状、毛细管两端压差和预设参数的值，确定当前间隔内二氧化碳或水的注入量；将注入量与压差的比值确定为当前间隔内毛细管的注入能力；同时根据注入量确定二氧化碳流速，进而根据混相带等效长度与二氧化碳流动时间及流速的关系确定混相带等效长度和二氧化碳等效长度，用于判断下一间隔开始时间流体是否处于吼道中。能够从微观尺度上量化水气交替注入过程中的注入能力，为油藏注入能力的变化规律和影响因素研究提供理论依据。

摘要： 本发明公开是关于油页岩空气/CO2交替注入原位燃烧方法及应用，涉及气体加热原位燃烧矿场领域，该方法包括以下步骤：从注气井注热空气，加热井筒附近油页岩，在井筒附近引发干酪根燃烧反应，形成稳定的燃烧带；形成稳定燃烧带后，转注常温空气维持燃烧反应，提供干酪根裂解所需的热量；燃烧带温度达到800°C‑1000°C时，转注CO2气体，以CO2为载体将燃烧带的热量输送至油页岩深部促进干酪根裂解，同时高效驱替裂解生成的油气从生产井产出；燃烧带温度降至500°C‑600°C，转注常温空气开始新一轮次生产，重复步骤四。本公开技术方案以CO2为载气将燃烧产热输运至油页岩深部，提高燃烧带热量利用率的同时增加油气的产率，有望实现油页岩原位开发的节能增效和绿色生产。

摘要： 本发明属于油气田的开发领域，具体涉及一种CO2—表面活性剂交替注入参数优化方法及在中高渗油藏中的应用。包括：建立试验区三维地质模型和试验区数值模拟模型，在生产历史拟合基础上，将物化参数导入数值模拟模型，建立试验区三维CO2‑表面活性剂驱数值模拟模型，通过方案比对，优选最佳注入参数。本发明的方法能够结合CO2驱和表活剂驱的优点，在小井距条件下高频、小段塞交替注入有利于发挥CO2驱、表活剂驱加和协同效应，控制气窜、扩大波及体积，提高原油采收率。