调剖技术范文（精选8篇）

调剖技术 第1篇

我国早期油田均为注水开发型, 这些油田一旦进入开发的中高含水阶段, 由于注水的长期作用, 油藏的物理性质和孔隙结构会发生极大的改变, 有可能会在生产井同注入井之间生产孔隙通道, 从而使得注水效率下降, 进而降低石油的采收率。此外, 注入水长时间对渗透层的冲刷作用, 使得地层的非均质性不断提升, 导致水流通过渗透通道进入油井。尤其在注水开发的晚期, 油井中的含水量甚至会高达80%以上, 这会使得生产井同注入井之间生成具有高渗透性的薄层和流通效果极佳的孔隙通道, 使得注入水在两者间往复循环, 极大的减小了水驱油的效率。而调剖堵水技术就是针对这一现象所提出的一种解决措施, 借由这种技术手段, 我们可以对油井中的孔隙通道乃至渗透层实现有效的封堵, 从而改善吸水剖面, 扩大波及体积, 使得油井存水效率和水驱效率获得明显提升, 实现油田稳产期的有效延长。简而言之, 调剖堵水技术是一种有效改善高水油田开采效率, 提升注水效果的二次采油技术, 对于实现我国各大油田的控水稳油意义重大。

一、我国调剖堵水技术应用中的不足

1. 渗透层封堵后, 出现绕流现象

油井进行初次调剖封堵时, 主要目的在于对高渗透层进行封堵, 并启动低渗透层, 从而扩大扫油面积。但食用相同剂量的调剖剂进行二次封堵时, 由于初次封堵时以降低渗透重启动, 是以, 在第二次调剖时, 调剖剂会同时进入高、低两个渗透层, 从而导致调剖半径降低, 进而在注水后出现绕流现象, 不仅没有扩大扫油面积, 还是得增油效果降低。

2. 吸附性降低

油井初次调剖时调剖剂会依附于岩层表面, 这时其吸附效果极佳。但当调剖剂失效后, 岩层表面仍会残留有少量的胶状体, 这就会使得二次调剖时注入的调剖剂一部分依附于岩石上, 一部分依附于材料胶状体上, 而依附于胶状体上的调剖剂不仅稳定性极差, 吸附性也会大幅降低, 进而导致二次调剖的效果不佳。此外一次调剖后, 亦会使得油井周边岩层物理性质发生改变, 诸如润滑性提升、界面张力改变等, 这些都会导致后续的调剖堵水中调剖剂的吸附性和使用寿命出现降低。

3. 找水技术不达标, 非选择堵水效果不佳

实现有效封堵的必要先决条件就是能否准确找出出水层位, 但现阶段有关水位置寻找的技术手段有所不足, 使得非选择性堵水的成果不理想, 进而影响了调剖堵水技术的有效实现。这些不足大致可以归纳为以下几点: (1) 通过测井方法来找水极易受油井井况的限制; (2) 通过对资料的综合对比进行寻找难以做到精准定位; (3) 通过井温法找水, 灵敏度较低; (4) 通过机械手段进行找水, 不仅时间长还无法有效分辨夹层。

4. 选择性堵水技术尚未完善

选择性堵水虽有很好的理论成效, 但实际应用中由于相关技术的不完善, 应用效果不佳, 有着不仅堵水还堵油且使用期限短等缺点, 仍待研究加强, 尤其是在找水技术难以有效突破的现况下, 选择性堵水技术急待提高。

二、调剖堵水技术优化措施

1. 因地制宜建设合理的决策体系, 指导施工

目前国内对油田调剖堵水的决策已有许多相关软件系统, 例如XERO油井单井堵水决策技术, IP、RE决策技术等, 这些技术软件对于选井、堵剂优化选择有着极强的指导作用, 但其实际效果的预测则应以大量的实际数据作为基础, 而不同油田因其地理环境的不同, 其油藏资料亦会有所不同, 这就需要在决策体系的建立上充分结合当地实际情况, 对油藏储存条件进行细致的调查, 确保相关决策建立在对油田实际资料充分考虑的基础上, 从而确保其可以对施工产生应有的指导作用。

2. 研究调剖原来, 改善调剖过程

应增强对油藏条件和调剖机理的研究, 主要研究调剖后岩层表面性质改变、初次堵剂滞留及后续吸附不足、调剖后水驱规律变化等, 通过这些研究对多次调剖中效果降低、有效期缩短的原因进行探究。并依据香港馆结论, 对调剖剂配方进行完善, 提升调剖效果, 降低成本投入。此外, 还可通过数学模型的建立, 对调剖过程中的各项参数进行优化设计, 以期延长调剖作用有效期, 从而为油田的稳产控水提供技术保障。

3. 发展选择性堵水技术, 开辟堵水工作新局面

目前我国多数油田均已进入高含注水开发期, 加之各地油田地层中天然裂隙的发育及其非均值性的日益严重, 层内、层间矛盾对油田开发的负面影响不断加剧, 加之一些地区开采方式的不当进一步加剧了地层的非均质性, 使得注入水沿裂隙、孔洞等高渗透条带突进, 并由油井采出, 极大的缩减了水驱效率。这种条件下仅仅通过对注水进行控制和对注入井实施调剖是不可行的, 必须进行综合性的调堵结合才能加以有效改善。但鉴于我国油田开发中油井套变及找水配套技术不达标等原因影响, 非选择性读水技术发展缓慢, 大力发展选择性堵水技术成为必由之路, 这就需要各大油田在不断完善性技术同时加强彼此间的合作, 进而获得技术突破, 实现共赢。

总结

石油作为战略性储备资源是我国实现现代化发展所不可或缺的重要保障之一, 而鉴于我国油田开发多已经入高水时期, 大力普及调剖堵水技术, 有效改善石油开采环境实现油田的控水稳产, 延长油田使用期限, 成为我国实现现代化建设的必由之路。同时, 这更是我国贯彻落实长久可持续发展的必然要求。

摘要：现阶段我国大部分油田均已进入水驱开发的中后时期, 油井含水量不断提升, 石油产量不断降低, 但在油田中仍有着较多的可采储量。是以, 如何促进油田在高含水阶段开采效益的不断提升成为了我国石油产业所关注的焦点之一。本人以此为出发点, 就调剖堵水技术在石油生产中的应用加以分析, 文中首先对油田中高含水阶段的特征及调剖堵水的重要性进行了总结。其次对我国现阶段调剖堵水技术应用中的不足进行了分析, 以此为基础对如何进一步优化调剖堵水技术提出了自己的见解。

关键词：石油开采,调剖堵水,不足,优化

参考文献

[1]周阳.调剖堵水设计优化[D].大庆石油学院, 2010.3.16.

[2]赵曼玲.堵水调剖技术在吉林油田的应用和发展[D].大庆石油学院, 2009.4.25.

[3]艾健强.高含水井调剖堵水工艺研究[J].辽宁化工, 2013.3.20.

调剖技术 第2篇

1 RFG型热采调剖封窜剂作用机理

热采井调剖封窜剂是具有一定油溶性的树脂,与添加的橡胶粉、短纤维和增强材料一起,通过溶融和交联,形成凝胶状物,将高渗透大孔道汽窜层实施封堵,吐液生产时,若有原油通过时油溶性物质可逐渐被溶解、分散,凝胶结物被破坏,且随着温度的降低,体积收缩变小、变脆、油层渗透性得以恢复。

2 室内试验研究

2.1 油溶性能

由表1可知,HD油溶性优于HT,HD用于蒸汽吞吐井,HT用于蒸汽驱井。

2.2 成胶性能

由表3得出:HD、HT对不同人造岩心的封堵率均大于95%。再用煤油反向冲洗100PV后,挤HD岩心的渗透率恢复到80-85%,HD用于蒸汽吞吐井时,开井生产时可以自行解堵。

2.4 不同压差下的封堵强度

随着压差的增大,封堵率有所下降,但在试验条件下仍具有较高的封堵率。所用人造岩心为Φ25×60mm,由此可以推算出封堵强度达到了10MPa/m以上。

2.5 耐水冲剧能力试验

从表5可以看出,随着冲刷液量的增加,堵水率逐渐下降,经100PV的水冲刷后,堵水率仍在95%左右,说明具有较强的耐水冲刷能力。

3现场应用

截止到目前,采用RFG型热采调剖封窜剂施工8井次,其中蒸汽吞吐井7井次,汽驱井调剖1井次。蒸汽吞吐井措施后注汽压力平均升高2MPa,汽温上升43℃,蒸汽的热焓有较大程度提高,吸汽剖面改善明显,起到了较好的注汽增效作用,到目前累计有效天数853 d,累计增油2155 t,见到了较好的效果。现场实施汽驱井热采调剖1口井,注汽压力上升4.5MPa,气温上升51℃,对应4口油井与措施前相比,日增油10.4t,累计增油1934.4t,见到了较好的降水增油效果。

4结论

1)研制筛选出的热采调剖封窜剂,耐温可达350℃,封堵率≥95%,封堵强度≥10MPa/m,且有较强的耐水冲刷能力,耐介质性能好。

2)从现场实施情况看,采用RFG型热采调剖封窜剂施工,具有投入少、施工简便、措施效果显著的优点。

3)热采井调剖封窜为热采井调剖开辟了一条新思路,较好地解决了热采井蒸汽吞吐和蒸汽驱过程中出现的蒸汽超覆和蒸汽窜的问题。

参考文献

[1]赵福麟. EOR原理[M]. 山东东营: 石油大学出版社,2001.

[2]黄福堂.岩心分析手册[M].北京:石油工业出版社,1994.

[3]翟云芳.渗流力学[M].北京: 石油工业出版社,1996.

海上深部调剖技术研究与应用 第3篇

关键词：断块油藏,海上深部调剖,复合段塞

目前冀东油田南堡油田某断块油藏目前综合含水41%, 此阶段为含水快速上升阶段。由于生产初期产量高, 天然能量弱, 递减较快, 含水上升速度很快, 且有进一步加大的趋势。目前新井初期月自然递减率为12.5%, 地层能量补充不足, 但在含水上升较快的情况下, 采取注水补充地层能量会加快含水上升速度, 同时平面、层问非均质矛盾日益突出。注入水极易沿高渗透主力层推进, 从而加剧了层间矛盾;另外, 海上平台设计有效使用期只有15年, 而采油速度一定, 采油速度与平台寿命之间矛盾突出。因此, 目前有必要进行海上深部调剖技术研究来改善水驱开发效果, 提高采收率。

1 深部调剖的必要性

目前冀东油田某断块油藏开发过程中的存在的主要矛盾:

生产初期产量高, 天然能量弱, 递减较快。由图1可见。随着生产时间的增加, 地层能量补充不足。地层压力由初期的0.9, 降至到0.69.。同时从含水与采出程度关系曲线中 (图2) 可以看出, 含水上升速度日益加快, 依靠提高注水量来补充地层能量, 会进一步加剧含水上升。

平面矛盾突出:注入水不均匀推进, NgⅣ (2) 6有5口油井因注水受效不明显导致供液能力差, 6口油井因注水突进导致水淹

层内矛盾突出:注入水沿层内高渗带突进, 造成部分油井水淹。

综合考虑冀东油田某断块注水受效明显, 储层非均质性严重, 吸水剖面显示层间层内吸水不均, 为防止注水突进, 改善层间、层内、平面矛盾, 提高水驱波及体积, 有必要实施周期性调剖措施, 以延长油井低含水采油期。

2 调驱剂的选择

海上油田深部调剖对调剖剂的特殊要求:

(1) 抗盐性。注入水的矿化度高 (尤其是钙镁离子含量高达600mg/L~1200mg/L) , 要求调剖剂具有较强的耐盐性。

(2) 速溶性。平台空间狭小, 不允许配聚装置体积庞大, 要求聚合物快速溶解。

(3) 封堵性。针对该断块油藏局部孔喉半径较大, 要求调剖剂在地层中具有较强的封堵性。

(4) 平台采出液处理流程受限和海上环境保护的高标准, 要求调剖剂对采出液处理的影响尽可能小。

经过室内研究和现场试验, 选取多酚醛交联体系与PPG微球相结合为主缓膨颗粒、无机凝胶为辅的复合段塞调剖调驱体系。

3 调驱工艺参数设计

3.1 段塞设计

(1) 前置液段塞:该段塞为单纯聚合物溶液 (用量与浓度依据井况而定) 段塞。

(2) 前缘段塞:前缘段塞是为了保护交联聚合物主体段塞的有效作用, 确保主体段塞既能有效调剖, 又不过早突破, 从而延长有效期。该段塞为可封堵大孔道的稠化水+缓膨颗粒段塞。

(3) 主体段塞:主体段塞调剖剂在油藏注入水作用过程中绕过封堵段塞, 在油藏多孔介质中连续运移、分配, 不断增大作用半径, 让注入水能在油藏多孔介质中多次绕流而增大水驱波及体积, 从而达到提高水驱效率和增油降水的目的。该段塞为强度较高的多酚聚酯交联聚合物+PPG微球段塞。

(4) 后缘段塞:后缘段塞具有适度的堵塞强度和耐冲刷性能, 并能做到在近井周围调而不堵, 堵而不死, 确保处理后保持足够注入量, 以满足油藏稳产的要求。该段塞为多酚聚酯交联聚合物段塞。

(5) 顶替液段塞:该段塞有两部分组成, 第一部分为单纯聚合物溶液, 第二部分为顶替水。

3.2 调剖剂用量设计

调剖剂用量V的计算公式为

式中, R1、R2分别为不同位置调剖剂的内、外环半径, m;h为油层厚度, m;Φ为地层中高渗透层的孔隙度, 一般为25%-35%;α为高渗透层厚度占油层厚度的百分数, 一般为15%-25%;β为方向系数, 一般为50%-75%。

3.3 调剖工艺流程实施要求

海上油田对调剖工艺的优化原则:由于受到海上平台可操作空间小, 存在较多施工不利因素, 且井口施工涉及较多安全问题这一特点, 在海上进行调剖, 工艺应满足以下原则:

(1) 在满足注入工艺要求的情况下, 尽可能减少对采油平台的占用, 装置流程紧凑, 体积小, 质量轻, 安装方便。

(2) 方便生产运行和管理, 要求地面流程自动化程度高, 操作简单, 维修方便。

(3) 满足环保和安全的要求。

综合考虑, 该断块采用撬装设备实施注入, 利用管线输入到注水井口平台的调剖工艺实施方式。

4 矿场试验

现场自2013年5月7日开始实施, 截止到目前, 累计注入调剖调驱剂1.50万方。某典型受效井8月17日调驱见效, 日产油由9.38吨增加到17.33吨, 日增油4.95吨, 综合含水由60.2%下降29.5%, 不计递减累计增油437.27吨, 有较好的降水增油的效果。

5 结论

(1) 针对该断块油藏地质特征, 选取多酚醛交联体系与PPG微球相结合为主, 缓膨颗粒、无机凝胶为辅的复合段塞调剖体系;采用复合段塞撬装式注入工艺进行调驱施工, 利用管线输入到注水井口平台的实施方式。现场实施后, 典型受效井于8月17日调驱见效, 日产油由9.38吨增加到17.33吨, 日增油4.95吨, 综合含水由60.2%下降29.5%, 不计递减累计增油437.27吨, 有较好的降水增油的效果。

2.该试验的实施将为南堡油田海上深部调剖、提高单井产量、提高油藏采收率探索新的关键技术和方法。

参考文献

[1]赵福麟, 戴彩丽, 王业飞.海上油田提高采收率的控水技术[J].中国石油大学学报 (自然科学版) , 2006, 30 (2) :53-58

油田开发中高温泡沫调剖技术研究 第4篇

非凝析气可以是氮气、天然气、空气、二氧化碳等, 实践证明在有二氧化碳存在的同时又有氨气生成时效果最佳。能够同时产生CO2和NH3的物质何种最优。

从表中可以看出, 以分解温度和溶解度两个指标衡量, 碳酰胺性能最优。

2 碳酰胺分解

该方法的优点: (1) 反应能化合蒸汽中的冷凝水, 有利于保持蒸汽干度。 (2) 氨水能和石油中的环烷酸、长链脂肪酸发生化学反应, 生成具有表面活性的物质, 能够降低油水之间的界面张力, 提高洗油效果。 (3) 二氧化碳极易溶于原油中, 使原油膨胀, 降低原油的粘度。 (4) 二氧化碳易与活性剂形成泡沫, 起到蒸汽转向和扩大波及作用。 (5) 产生的NH3, 在冷凝蒸汽中形成NH4+, 通过与膨胀粘土中的阳离子进行交换, 可防止粘土膨胀, 这样有利于保持储层的渗透率。

3 尿素分解的室内实验

3.1 尿素分解实验

实验目的:通过测定一定浓度的尿素在不同温度下分解产生气体时形成的压力, 了解尿素热分解产生气体量的大小和由此产生的压力高低。

实验条件:实验选择的温度为:150℃、200℃、250℃和300℃, 测定浓度为50% (重量浓度) 。反应釜中加入尿素75g, 配置成50%的溶液420mL, 不同温度下产生的压力。这说明尿素溶液在温度达到150℃时开始分解。

可以测算1t尿素在标准状况下可以产生1200m3CO2和2400m3NH3。

3.2 尿素溶液高温下分解反应规律实验

尿素溶液在不同温度、压力下的分解反应规律对现场施工设计和油藏条件的要求是十分重要的参数。随着温度升高, 尿素的分解速率增大。但差别不大, 这说明尿素溶液在高于150℃快速分解。使用尿素溶液的浓度为45%, 温度200℃。测定体系压力变化对尿素溶液分解速率的影响。对尿素溶液的分解反应来说, 体系压力升高, 尿素溶液的分解速率减小。但是, 体系压力在2~10MPa之间变化, 分解速率只有2倍的变化, 没有数量级的改变。

3.3 耐高温表面活性剂

为有效解决稠油蒸汽吞吐、蒸汽驱过程中蒸汽超覆和汽窜现象造成的驱替波及系数小、采收率低、油藏动用程度差等问题, 耐高温泡沫调剖技术越来越受到人们的重视。高温泡沫剂技术不仅可以比较明显改善流度比、提高波及系数和扫油效率, 而且不会给油层带来永久性伤害。目前国内使用的高温泡沫化学剂主要是各种传统的磺酸盐类表面活性剂, 经油田应用之后, 效果不是很好。为克服现有高温发泡剂的缺陷, 选取具有较长碳链的重烷苯、α-烯烃等做原料, 通过磺化、中和、水解等过程, 制备出新型的系列耐高温表面活性剂, 再配以合适的稳泡剂及助剂, 得到系列高温防窜剂体系。通过发泡性能、耐温性能以及高温下封堵性能的研究, 确定出具有较佳性能的高温防窜化学剂体系。评价起泡剂性能的主要指标有三个:用来评价起泡剂的起泡性能的指标为一定浓度条件下单位质量起泡剂形成的泡沫体积, 用来评价起泡剂稳定性的指标为泡沫的半衰期, 用来评价起泡剂所生泡沫对地层封堵性能的指标为泡沫的阻力因子。而用于蒸汽泡沫驱的起泡剂还需要评价其耐温性能。

3.4 起泡剂的起泡能力与半衰期

实验选用新型耐高温的表面活性剂NFV和FPJ, 温度25℃条件下, 用清水配置成1%浓度的溶液。两种表面活性剂具有较好的发泡性和较长的半衰期。两种新型起泡剂在300℃条件下热老化72h后, 起泡剂仍有较高的起泡体积和较长的半衰期。高温下 (200℃) 的阻力因子测试结果表明, FPJ在达到0.3%浓度时, 阻力因子为9就可以起到调剖的作用, 0.5%时阻力因子为17, 浓度高于0.5%时, 阻力因子增加幅度较小, 所以选用0.5%FPJ新型防窜剂。

4 结论

4.1 扩大油层加热带

泡沫具有“堵大不堵小”的功能, 即优先进入高渗透大孔道, 从而防止了蒸汽的突进。因此, 注蒸汽的同时注入非凝析气和泡沫, 可扩大蒸汽加热半径, 增加蒸汽的波及体积。

4.2 堵水不堵油

泡沫具有“遇油消泡、遇水稳定”的性能, 消泡后其粘度降低, 不消泡时其粘度不降, 从而起到“堵水不堵油”作用, 提高了驱油效率。

4.3 提高洗油效率

起泡剂本身是一种活性很强的阴离子型表面活性剂, 能较大幅度降低油水界面张力, 改善岩石表面润湿性, 使原来呈束缚状的油通过油水乳化、液膜置换等方式成为可流动的油。

摘要：油田开发中高温泡沫调剖主要应用耐高温表面活性剂与氮气在高温下产生的气体在油层中共同作用, 形成泡沫。虽然氮气泡沫调剖在许多油田已经取得较好的效果, 但是其技术施工工艺复杂、车组庞大、时间长、成本高。为了简化施工工艺、降低生产成本, 新型的蒸汽增效剂 (地下自生非凝析气+泡沫剂) 。主剂是在高温下能够分解产气的物质, 气体的膨胀能够产生附加驱动能量, 强化回采;气体和泡沫剂能够生成泡沫, 对大孔道或汽窜通道具有一定的封堵作用, 即扩大了蒸汽的波及体积。

调剖技术 第5篇

1.1 区块概况

法101块位于辽宁省新民市法哈牛乡境内, 距沈阳市西27km。法101块地处北东向和近东西向两组断层夹持地区。由于受到多次断裂活动的影响, 局部构造极为破碎, 成为复杂的断块区, 断块成为构造圈闭。断块多为四周被断层限制的封闭性断块, 特别是沙三中晚期以来, 近东西向断裂活动的结果, 局部高点部位反而断落, 高点并不高。

法101块油品性质比较好, 主要为稀油, 在大民屯凹陷中原油性质最佳, 具有地面原油密度低 (0.82~0.85g/cm3) 、黏度低 (2.5 0~5 m P as) 、含腊量低 (5%~10%) 、含硫量低 (小于0.07%) 、初馏点低 (70~90℃) 的特点;气层气均属干气, 溶解气性质与原油性质关系密切, 随原油密度、黏度、胶质和沥青质增加重烃含量减少甲烷含量增加。地层水为Na HCO3型。区块内断裂发育, 构造破碎, 为一复杂断块区, 油层埋深1329-2602m, 含油面积3.0km2, 地质储量434万吨。

1.2 区块目前存在问题

(1) 含油井段长, 层数多, 非均质性强, 纵向上动用程度不均衡

(2) 主力油组采出程度高, 注水量高

(3) 油藏水淹严重, 油井普遍特高含水

(4) 注水驱油效率低

针对以上区块存在的问题, 通过认真分析研究, 决定在法101断块开展深部调剖先导试验, 进一步改善开发效果。

2 法101块调剖可行性

(1) 油藏主要地质参数符合相关筛选标;

(2) 井区位于油藏主体部位, 地质条件较好;

(3) 主力油层连通较好, 水驱控制程度、动用程度较高;

主力油层E S 33Ⅲ、Ⅳ连通系数达到67.7%:水驱控制程度达到75.9%。

(4) 地层压力稳定, 剩余油饱和度高;

法101块目前压力保持在12.8MPa左右, 剩余油饱和度47.5%。

(5) 以往有过成功的调剖试验。

2000-2001年对法101块3口井 (法101、法35-39、法39-34) 实施了调剖实验, 累计增油4042.2吨, 平均单井组增油1347.3吨。

3 调剖方案设计

3.1 层段选取

层段上选取:ES33Ⅲ、Ⅳ油层组厚度比较厚, 一般20-40米, 最厚为50米左右, 平面上分布较好。选择法101块4个注水连片井组的ES33Ⅲ、Ⅳ展开调剖。

3.2 调剖井网设计

本次调剖立足于现井网, 井距为110m, 形成4注21采的面积井网。

3.3 配方设计

调剖剂采用如下的配方体系 (0.3~0.4%PAM+0.7~0.9%LF-2交联剂) , 分1~3个浓度段塞注入。根据是否存在高渗透层及注入压力情况, 在不同段塞中添加0.1~0.3%体膨颗粒。注入排量控制在2~4m3/h, 设计爬坡压力≤5MPa, 最高施工压力≤17MPa。

3.4 地面注入工艺设计

先期调剖阶段, 采用单泵对单井的注入方式, 五套设备分两轮注入, 完成4口井调剖;调驱阶段, 采用三套站内撬装设备井站集中注入方式。

3.5 动态监测方案

动态监测原则:系统、准确、实用, 具有连续性、同一性、可对比性。

4 应用效果分析

截至目前试验区共完成各类油水井措施21井次, 动态监测4井次。

4.1 动态监测完成情况

按照监测方案要求, 开展动态监测资料录取工作。截止目前完成已完成动态监测4井次。

4.2 调剖效果分析

(1) 注入特征:

调剖药剂注入初期2012年3月-12月, 4口注入井平均注入压力上升了4.8Mpa, 其中法36-40井上升的较大, 从注前的8Mpa上升到17Mpa。

(2) 注入井剖面变化情况

目前4口井完成了调剖后的测试。从测试结果上看吸水状况得到了很大的改善, 法39-34井吸水厚度比例10.2%上升到33.8%, 提高了23.6%, 层数比例由5.8%上升到35.3%, 提高了29.5%;法36-40井吸水厚度比例18.6%上升到31.8%, 提高了13.2%, 层数比例由8.3%上升到37.5%, 提高了29.2%。

(3) 油井总体见效情况

从整体上看, 调剖已起到了稳油控水的效果, 增油效果最明显时日产液292.6吨, 日产油18.9吨, 含水93.5%, 与调剖前相比日产液量上升了84.8吨, 日产油上升8.4吨, 含水下降了1.4%。截止目前已累计增油3700t (如图1)

5 认识及建议

(1) 以精细地质研究及油藏工程研究, 编制了油藏工程方案, 结合现场动态实际情况, 为开展调剖奠定坚实理论基础;

(2) 从实施效果上看, 调剖可以改善吸水剖面, 增加水波及体积, 封堵高深层, 达到稳油控水目的;

(3) 油水井应在调剖前及时归位, 分注管柱调剖容易发生剪切作用, 建议使用笼统管柱调剖;

(4) 开展调剖后储层评价及剩余油分布研究, 为之后是否开展剩余井组调驱及工作方向提供依据。

参考文献

无机凝胶调剖技术在卫22块的应用 第6篇

中原油田卫22块,油层平均孔隙度16.4%,空气渗透率42.710-3μm2,孔喉中值在2.0μm,为一中孔细喉中低渗透层状油藏,原始地层温度97.5℃,原始地层压力26.31-28.3MPa,原始地层水总矿化度27.88-28.4104mg/L,为Ca Cl2型。目前进入高含水开发阶段,在开发上主要表现出两方面的问题:一是受层间物性差异的影响,层间矛盾比较突出;二是油藏隔层小,事故井多,层间精细调整受到限制。影响分酸、分注、重分等层间调控措施的实施,合注合采井多,影响了分层动用状况的改善。再加上油藏高温、高盐、中低渗透的特点和有的井调剖轮次的增加,小剂量的近井浅调效果越来越差。针对这些情况,2010年在卫22块开展无机凝胶调剖技术应用,现场应用4口井,增油835吨,降水6980m3。

1 无机凝胶调剖剂体系性能评价[1]

无机凝胶调剖体系,主要应用的是一种成胶时间可控的无机凝胶调剖体系,该体系将一种能缓慢释放氢离子的颗粒控制剂(清水+C O剂+盐酸)直接加入水玻璃溶液中,在一定条件下,随颗粒控制剂的加入,体系PH值缓慢降低,同时水玻璃溶液中以胶体粒子形式存在的高聚态硅酸根离子不断长大,最终体系固化成硅酸凝胶,对目的层实施有效封堵。实验证明,时间可控的无机凝胶体系基液密度及粘度都与注入水非常接近,注入性能好,且成胶后形成的胶体强度较弱,适用于中低渗油藏。该体系主要以调剖的方式与预交联凝胶颗粒复合应用,可取得较好的增油降水效果。

1.1 体系成胶影响因素及成胶性能

1.1.1 影响因素

对调剖剂浓度、地层温度、注入水矿化度、搅拌均匀程度及剪切对体系成胶状况的影响进行了研究,结果表明:

1、浓度越高,成胶越快,强度越高,触变后的恢复能力也较强;

2、在80-110℃条件下,体系成胶时间为1-6h。浓度为10%时,温度越高成胶时间越短;但当浓度为15%时,温度对成胶时间的影响减弱;

3、体系遇到一定矿化度的水后,形成白色絮状沉淀,置入100℃恒温箱内一段时间后,体系不能成胶;

4、搅拌均匀程度基本不影响体系的成胶能力,只是成胶后的胶体内存在孔隙、裂隙。体系浓度越大,不搅拌对体系的成胶状况影响越小;

5、剪切对体系的成胶时间及成胶后强度没有影响。

1.1.2 成胶性能

对体系的基液密度、粘度,成胶时间、成胶后粘度、热稳定性、耐酸、碱、盐及抗剪切性等常规性能进行总体评价,结果见表1-1。从静态性能评价结果看,该体系面临的主要问题是注入水矿化度对体系成胶性能的影响。

1.2 体系动态性能评价

1.2.1 实验设计思路及内容

结合卫22块油藏及无机凝胶调剖技术特点,选择人造岩心进行体系动态性能评价,利用相似性原理,设计岩心流动实验驱替排量为1-5m l/m i n,堵剂总注入量为10PV。按照上述设计思路,对岩心注入、封堵及耐冲刷性能评价。

1.2.2 实验结果与分析

在整个实验过程中,注入水的水质及岩心本身的物理性质对实验结果有一定的程度的影响。通过对岩心的实验数据进行整理、计算与分析,发现:岩心渗透率越大,阻力系数越小。当岩心渗透率较低时,随排量的升高,阻力系数增加。

2.油藏适应性分析[1,2]

2.1 体系油藏适应性分析

对体系静态及动态性能实验结果综合分析后认为,成胶时间可控的无机凝胶体系基液粘度较低,注入性能较好,成胶后形成的胶体强度较弱,胶体在岩心内运移的过程中表现为脱水和破碎通过。该体系较适于中低渗油藏中空气渗透率大于10000md,水相渗透率大于1000md的高渗条带的封堵。

2.2 现场存在问题原因分析

在历年现场应用过程中,J N体系存在着注入过程中注入压力上升快,无法完成设计用量的注入;后续水驱过程中注水压力下降快,无法实现高渗层的有效封堵两个方面的问题。研究结果表明,造成该问题的主要原因在于体系成胶后的胶体性质。注入过程中压力上升过快是由于胶体在一定压力下触变、脱水却又无法破碎通过,从而形成滤饼,随着注入压力的升高,滤饼逐渐被压实,最终导致压力的快速上升;后续水驱过程中压力下降快是由于胶体的强度较弱,在砂粒间易发生破碎产出。

2.3 解决办法

针对上述情况,寻找另外一种体系,与无机凝胶调剖体系进行复合,通过体系间的协同作用来解决上述问题。首先这种体系要具有一定的变形能力及强度,且为分散状,从而将堆积的胶体滤饼推挤到油层深部;其次,该体系还要具有较高的强度及封堵能力,对进入岩心的胶体形成保护。通过实验预交联延膨体较好地满足上述各项要求。

2.4 调剖体系性能指标

2.4.1 JN无机凝胶调剖体系的性能指标为:

1、耐温:1 2 0℃;2、抗盐:25104mg/L;3、基液PH值:11-12;4、基液密度:1.04g/cm3;5、100℃热稳定时间:90d。

2.4.2 延迟膨胀凝胶颗粒的性能指标为:

1、耐温:1 0 0℃;2、抗盐:20104mg/L;3、膨胀倍数:4倍;4、膨胀时间:5d;5、100℃热稳定时间:15d。

3.现场应用[1,3]

3.1 选井原则

1、对应油井含油饱和度高,剩余油潜力大,油井产液量大于15m3/d。

2、对应油井含水高,含水率一般大于85%,特别是在多层油层的油井中,有明显的高渗透层或出水层。

3、吸水剖面不均匀,非均质性严重,纵向渗透率级差大,存在强吸水层,层间矛盾突出的非均质油藏。

4、油水井连通性好,注采反应明显,实施多轮次调剖,调剖效果逐渐变差的水井。

5、地层孔隙度10-42%,空气渗透率大于3010-3μm2,产出水矿化度小于16104mg/l,地层温度低于120℃。

6、井况良好,无套破及串槽情况。

3.2 施工参数

1、施工压力

施工前进行吸水指示曲线、压降曲线、吸水剖面的测试工作。调剖施工压力尽量控制在目前注水压力范围内,做到低压低排量施工,确保调剖驱油剂进入高渗透层。

施工压力最高为地层破裂压力的0.85,即0.85P破≥P施工≥P注水。

2、段塞组合

根据目前常用的无机凝胶调剖体系,通过动静态性能评价,全面了解了体系成胶的影响因素及成胶状况,得到了与卫22块油藏及注入水条件配伍性较好的配方体系,并对体系性能进行了总体评价,并对现场注入工艺进行了优化。

1)前置段塞

成胶时间可控的无机凝胶调剖体系,基液密度小,粘度低,流动性质与水相近,注入性能好。为防止基液的流失,根据卫22块中低渗油藏特性,选用小粒径(2-3mm)、中低浓度(4000ppm)的延迟膨胀颗粒,作为前置段塞对无机凝胶调剖体系进行保护。根据22块油水井平均井距为200m左右,由此计算出前置段塞用量应该为总用量的1/5左右。

2)主体段塞

主体段塞为无机凝胶调剖体系与延迟膨胀颗粒交替注入,为消除注入水对无机凝胶调剖体系的影响,在无机凝胶注入前后都需要注入一定量的隔离清水。主体段塞的组成是:清水+无机凝胶+清水+延迟膨胀颗粒+清水+无机凝胶,如此进行交替、循环。

3)后缘段塞

由于无机凝胶调剖体系成胶后形成的胶体强度较弱,后缘段塞的主要作用是保护无机凝胶调剖体系,其放置位置主要是在近井地带3-10m范围内,由此计算出后缘段塞用量为总用量的1/25左右。

4)顶替段塞

顶替段塞主要用于将井筒及近井3m范围内的调剖剂顶入地层深处,以防止后续注水过程中压力过高及调剖剂回流入井筒。可根据油层深度及油层厚度计算顶替注水用量。

3.3 现场应用情况简况及效果分析

3.3.1 现场实施情况

项目于2010年8月15日开始进入现场实施,共实施4井次,注入调剖剂8045方,其中注入无机凝胶3880方,预交联凝胶颗粒12.98吨。

3.3.2 水井效果

从井口注水情况看,试验井平均注水压力由调剖前的10M P a下降到调剖后的9MPa;从可对比的压降及吸水指示曲线看,调剖后P I值增加了3.1M P a,吸水指数下降4.0m3/MPa。

3.3.3 井组油井效果

截至2011年4月30日,4个措施井组对应油井7口井,都已见到了增油降水效果。在不考虑自然递减的情况下,累计增油83吨,降水6980m3。

4 结论

4.1无机凝胶调剖体系在现场应用过程中注入压力高的主要原因是体系成胶后在一定压力下首先发生脱水,在渗透率较低的油藏,渗透率发生突变的界面会形成滤饼,随着滤饼的不断增厚、压实,注入压力快速上升;

4.2预交联凝胶颗粒对无机凝胶滤饼具有较好的顶替作用,应用预交联凝胶颗粒与无机凝胶交替注入的方法,能较好地解决无机凝胶调剖体系现场注入过程中压力上升过快的问题;

4.3应用无机凝胶调剖体系在中低渗油藏进行层内深部调剖,可取得一定的增油降水效果。

摘要：无机凝胶调剖体系具有耐温抗盐性好,且基液粘度低,注入性能好,成胶后在高温高盐条件下的堵塞能力强等特点。在对无机凝胶调剖体系进行全面的静态和动态性能评价的基础上,分析体系的油藏适用性,经过在中原油田卫22断块高温、高盐中低渗油藏的应用,取得了较好的增油降水效果。

关键词：无机凝胶,调剖,高温高盐,中低渗油藏,应用,效果

参考文献

[1]黄愤、崔洁、张桂意等《无机凝胶调剖剂的性能评价与应用》[J]精细石油化工进展2006.第03期4-6、9[1]黄愤、崔洁、张桂意等《无机凝胶调剖剂的性能评价与应用》[J]精细石油化工进展2006.第03期4-6、9

[2]王小泉、魏君《一种硅酸类无机凝胶堵剂的制备》[J]油田化学2002.第02期127-130[2]王小泉、魏君《一种硅酸类无机凝胶堵剂的制备》[J]油田化学2002.第02期127-130

调剖技术 第7篇

1 安塞油田水驱规律分析

1.1 平面及剖面非均质性较强, 影响注水波及系数及驱油效率

安塞油田徽裂缝极其发育, 在地层条件下呈闭合状态, 稍有外来压力便可张开, 且其方位带有明显的区域性, 平面上大致呈北东南西向[1], 而压裂裂缝延伸的方向主要取决于主地应力方向, 两者组成的裂缝网络对油田开发影响较大。以w区为例, 历年水驱前缘及示踪剂测试结果表明, 平面上水驱不均, 注入水存在明显的水驱优势方向, 从而造成注水波及系数较低, 水驱动用程度差。

以注水井组w20-10为例, 通过对2003、2005年8口油井的注水推进方向及水驱前缘位置的变化进行数值分析 (图1) , 发现在加密井w20-91投产之前, 该井组水驱前缘优势方向以北东-南西向w19-11、w20-9及东西向w20-11为主, w21-10、w21-12、w21-12三口井水线推进速度基本不变, 加密井投产后周围形成泄压区, 压力场改变使注入水向加密井方向快速推进, 但随着开发时间的延长及东西向w20-11地关, 水驱前缘仍以向北东-南西向展布为主。井间示踪剂技术可以直观的反应油井的来水方向, 认识油藏的非均质性[2]、注入水沿裂缝窜流的规律。2004年该井组示踪剂剂测试结果也表明, 该井区井间示踪剂前缘水线推进速度快且不同生产井间的差异较大, 注入水在北东-南西向推进速度较快 (图2) , 同时对应油井产出的示踪剂产出曲线出现多个峰值, 储层平面及纵向上非均质性非常严重。

1.2 油层渗流能力呈逐年下降趋势

安塞油田在长期的注水开发后, 油水井连续试井资料跟踪分析发现, 油层渗流能力呈逐年下降趋势 (图3~图4) , 其中统计油井同井测试21口井共110井次, 均表现出同样的趋势。对于低渗透油藏来说, 考虑到注入压力和驱油效率的关系, 提高注入压力可以提高驱油效率和渗透率, 但此结论适用于基质[3], 不适用于存在裂缝或高渗带、大孔道的油藏。

运用现代试井分析法, 对安塞油田注水井渗流特征进行研究中发现, 一般情况下, 注水初期, 压力导数曲线在过渡阶段驼峰之后出现一个下凹, 然后又表现为水平直线段的形态变化特征是层状砂岩储层的典型显示, 如w15-16井在2008年测试中显示。但在开发过程中, 这一水平直线段往往随着注入水对近井地带的冲刷作用, 逐渐演变为导数曲线斜率变为1/2或1/4, 储层渗流特征以裂缝-孔隙型双重介质为主。

1.3 影响水驱规律的关键因素分析

在水驱油过程中, 储层非均质性是影响纵向波及程度的主要因素之一。孔隙介质中的两相驱替效果除受孔喉粗细的表现岩石物性影响外, 孔隙结构的非均质性起着重要作用。安塞油田孔隙充填多样, 储层孔隙充填组分13.48%, 其中粘土矿物占74%.主要敏感矿物有绿泥石、浊沸石及方解石;孔隙结构类型属小孔隙、微细喉道型, 细喉所占比例较小 (图5) 。一般情况下, 注入水长期冲刷对细小喉道影响较大。

在长期水驱开发过程中, 注入水首先进入大孔道, 使孔壁上粘土矿物绿泥石、伊利石被冲刷带走, 油层中大孔隙越来越畅通, 孔隙度和渗透率增大, 水淹油层孔喉半径高达几个微米甚至几十个微米, 高渗油层部位过早水淹, 而此时低渗透层中大部分原油还未被驱替, 同时大量冲刷下来的岩石颗粒堵塞了原来可渗透的孔隙、使孔隙的连通性变差, 小孔隙增多, 使与这些细小喉道相连通的孔喉成为“死区”, 渗透率下降;同时对于低渗透油藏, 油层见水后贾敏效应影响突出, 导致注水阻力增大, 注水压力升高。受附加阻力影响注入压力增加后, 绝大部分注入水进入动用程度高的高渗层, 较少部分注入水进入小孔隙形成新的渗流通道, 使原已成的渗流通道“锁死”, 水道中的油滴在孔隙喉道处受毛细管附加阻力影响, 只变形不运移, 形成残余油滴, 这也是特低渗油藏开发中后期对油层注不同的调剖剂或聚合物堵大孔隙, 使注入流体进入小孔隙、启动水波及区内因微观非均质性造成的局部致密区域内残余油, 从而达到提高采收率的目的。

2 安塞油田剩余油分布特征

通过安塞油田水驱状况及储层物性特征深层变化原因的分析, 认为裂缝与致密的基质之间渗流能力存在明显差异, 注入水或其它驱油剂很容易沿天然裂缝或高渗带向油井窜流, 基质中的剩余油很难被启动, 且经过近二十多年的开发及加密调整, 剩余油宏观分布形态已呈现从平面集中分布到高度分散、纵向上低含水层与中高含水层相间分布的状态。

2.1 平面上剩余油分布特征

平面上水淹区连片, 剩余油平面分布不连续, 长611-2、长611-3水驱方向不均, 平面仍存在注入水波及不到的区域, 如2011年对w15-16进行井地-ERT测试 (图6) , 区长611-2、长611-3平均含油饱和度分别为56.9%、56.5%, 剩余油饱和度具备挖潜的潜力。

2.2 纵向上剩余油分布特征

纵向剩余油主要分布在水驱程度低的低渗透差层段或厚油层的上部储层物性变差部位、夹层遮挡部位。w窑油藏多为复合韵律油藏, 上述剩余油分布形式往往在一口油井上都有所表现。如以w21-10为例, PNN测试结果表明, 已射孔井段均不同程度的被动用过, 注入水波及程度高, 剩余油饱和度值低于完井含油饱和度数值, 剩余油饱和度已显示中水淹和强水淹, 目前平均驱油效率36.5%, 但不同小层水驱油效率存在较大差别, 如纵向上5个小层为三级水淹, 平均驱油效率仅为18.2%, 相对于区块水驱油的微观驱油效率46.5%, 明显偏低。目前w21-10目前综合含水81.6%, 日产油能力0.52t/d, 因此在高含水期, 尽管油井的产水率很高, 但水驱结束后在水波及区域内, 仍有可观的潜在产能。

3 调剖调驱技术的综合应用

在安塞油田高含水、高采出程度区域选取四个注水井组进行先导性试验, 共涉及油井20口, 平均单井产能1.1t/d, 综合含水73.4%, 采出程度19.7%, 2009年10月-2010年8月进行深部调剖, 2010年9月-12月第一阶段注聚, 2011年3月开始见效, 井组产能递减曲线显示注聚后递减趋势减缓, 5月20日开始第二阶段注聚, 通过水驱特征曲线拟合, 水驱控制程度从试验前的94.4%上升到95.2%, 井组水驱控制储量增加1.82万吨, 已累计增油1649吨, 取得较好的实施效果。

4 认识及结论

(1) 安塞油田开发中后期, 大孔道或微裂缝开启与油层渗流能力下降, 两者之间相互制约加大水驱开发难度。

(2) 裂缝或大孔道与致密的基质之间渗流能力存在明显差异, 长期注水冲刷导致储层微观孔隙结构发生变化, 造成基质中的剩余油很难通过常规水驱方式被启动。

(3) 剩余油分布呈现从集中分布到高度分散、纵向上中低含水层与中高含水层相间分布的状态, 但仍存在注水波及不到的区域、驱油效率低的小层段, 是后期挖潜的“主力油层”。

(4) 从提高采收率长远效益考虑, 未来一段时间内, 通过深部调剖及其它三次采油技术如微生物驱、注气等技术集成及探索, 在治理窜流的基础上, 大幅度地延迟驱油剂“无效、低效循环”出现的时机, 使驱油剂很好的启动致密基质中原油, 仍是安塞油田提高开发水平必须要考虑的重要问题之一。

参考文献

[1]谢正温, 刘勇谋等.应用加密钻井提高安塞油田采收率[J], 西北大学学报 (自然科学版) , 第29卷第l期, 1999年2月

[2]刘瑞, 杨广军等.井间示踪剂技术在油田开发中的应用[J], 石油工业技术监督, 2004年3月

稠油油田调剖工艺技术的研究及应用 第8篇

1 石油稠油的现状

不同的地质条件决定了不同的开采方式,石油稠油所处的地质形态一定程度上约束了其开采形式。我国的石油稠油主要分布在新疆、辽河、河南等地,有着较为丰富的稠油资源,是世界第四大稠油生产国,前三位分别是美国、加拿大和委内瑞拉。我国陆地上的石油资源中有20%以上是稠油资源,先后在12个盆地发现了70多个稠油油田。从这些稠油油田分布的地理位置可以看出大多数稠油在盆地等地理高差较大的地区,这进一步加大了开采的难度。

2 稠油油田开采方法

①降黏法。降黏法是稠油开采最常用的方法之一,具体过程就是在水中加入一定量的水溶性环氧乙烷、烷基苯磺酸钠等活性剂,按照比例配成活性水溶液。再将一定量的活性水溶液注入井内,让活性水溶液与井内的稠油混合在一起,形成黏度较低的水包油乳状液,然后再使用常规方法开采。②稀释法。稀释法的原理就是让稠油的浓度变稀,做法是往井内注入稀油与井筒内的稠油相互融合,以此来降低稠油黏度,然后在用常规方法开采。这种方法适用于有稀油资源地区。③热力开采法。热力开采法就是用加热的方法使油层中的稠油黏度降低,然后采用常规方法开采。④蒸汽吞吐法。蒸汽吞吐法是向稠油层注入一定量的蒸汽,来降低稠油黏度,是开采稠油的较为有效的方法。高压蒸汽发生器产生的蒸汽从地面注入到油层,为防止蒸汽的热量散失到,需要添加隔热管柱。蒸汽吞吐法从50年代已经开始实验,现已发展到工业应用阶段。⑤电热法。电热法是用井下电炉加热油层以降低稠油黏度,但是这种方法耗电量太大,电炉加热井筒周围地层的范围有限,且生产工艺复杂,应用范围狭窄,仅可用于稠油试油或不具备其他开采方法的地区。

3 调剖剂的选择

①调剖剂的种类。能够调整注水地层吸入剖面的物质叫调剖剂。油层中的水,几乎都被高渗透层所吸收,使得剖面很不均匀,很难发挥中、低渗透层的作用。为了提高剖面的均匀性和更好地发挥中低渗透层的作用,采用加调剖剂的方法。主要的调剖剂类型有沉淀型调剖剂,如碳酸钠一三氯化铁、硅酸钠一氯化钙;凝胶型调剖剂,如铬公甲醛配戌;树脂型调剖剂如聚氨醋类等。随着生产工艺的提高,也出现许多新型调剖剂,如泡沫型调剖剂。相信在将来会出现越来越多的调剖剂类型和种类,最大化地发挥其作用。②调剖剂的选择。调剖剂的选择主要依靠稠油的开采方式以及自身的物理特性。例如热固型高温调剖剂,其主要作用在稠油蒸汽吞吐开采过程中,出现蒸汽超覆现象,表现为吸汽差异,甚至不吸汽,有时还会产生汽窜通道的现象,大大地降低了蒸汽吞吐效果。这时若采用热固型高温调剖剂,就可以有效地解决这一问题。当然做为高温调剖剂,必须有长期耐高温的特性,并且能够耐蒸汽冲刷强度,才能保证实用后,达到理想的效果。

4 应用方法

稠油开采过程中利用调剖剂的工艺方法,目前还不太成熟,想要做到两者协调共进就必须做到两点:一是要掌握好温度和量。调剖剂降黏程度并不是随温度上升而直线升高的,当温度持续升高时,会出现一定的下降区,所以温度的把握至关重要;调剖剂的使用量应在不断实验的基础上,参考以往数据并随实际情况不断调整,以期达到最佳;二是要做到降黏与开采量的统一。在降低黏度的基础上,最大程度的提高稠油开采量,不能只顾其一,本末倒置。

5 改进意见

稠油开采的难点在于降黏,在降黏中易出现蒸汽或水上升、堵塞井管的现象,所以,在解决黏度的同时,要合理的降低开采难度和工艺的复杂程度。想要大规模的推广调剖剂的使用范围,就必须降低工艺复杂度和简化工艺流程,要知道在实际生产中越复杂的程序就会产生越多的中间产物,生产率越低。因此,对稠油油田的开采工艺提出的改进意见就是简化工艺流程,降低工艺复杂度。

6 结语

石油作为重要的化石能源,与我们的生产生活息息相关,提高稠油生产率改进生产工艺是日益增长的资源需求量的要求,是人们面对资源消耗带来的环境问题所做出的对策。然而,稠油生产仍然有很多困难,首当其冲的就是如何在降低稠油的黏度的同时确保生产率,为此我们进行了大量的研究,现如今中国开采稠油90%以上依靠的是蒸汽吞吐或蒸汽驱,重点难点放在了井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究,保障稠油产量的持续增长。相信在不久的将来中国稠油生产会在国际市场上占有举足轻重的地位。

摘要：石油从进入人们视野中开始,就是稀缺型的资源,更不用说在资源匮乏的今天,石油的重要性不言而喻。那么如何更好地提炼开采石油成为了人们一直探讨的难题,本文通过对稠油油田的调剖工艺的研究和讨论,分析调剖工艺的可行性及应用方法,有望拓宽石油开采及调剖工艺的应用范围和发展的理论空间,为石油工艺奠定基础。

关键词：稠油油田,调剖工艺,应用方法,改进空间

参考文献

[1]喻高明.超特稠油流变性综合研究[J].河南石油,2004,(03).

[2]刘其成.火烧油层室内实验及驱油机理研究[D].东北石油大学,2011.