油田深部液流转向技术现状.docx
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油田深部液流转向技术现状
油田深部液流转向技术研究现状
摘要针对进入高含水阶段的油田,要稳产必须进行大幅度提液和大量注水〔地层由于长期注水冲刷形成大孔道窜流,造成注入水严重低效循环,使得采油成木大幅度上升、堵水调剖技术在一定程度上改善了水驱开发效果,但由于其处理半径有限,不能解决油井水窜问题、因而,提出了利用深部液流转向剂改变注入水流场、遏制注入水通过高渗及强水洗部位无效循环的研究思路及作用机理,并结合机械器材使转向剂发挥作用、
关键词堵水;调剖;液流转向剂;深部液流转向技术
第一章油田深部液流转向技术
1技术原理
长期注水开发的油藏存在大孔道或裂缝,若要真正改善高含水油藏的开发效果,必须着眼于每个油藏。
为此提出了深部液流转向的思路,指出实施深部液流转向的关键是研发优良的深部转向剂,而不是调剖剂。
深部液流转向技术是通过调节地层深部层内和层间矛盾,利用转向剂(交联聚合物)封堵油藏深部高渗透带的水流通道,迫使液流转向而进入低渗透、剩余油较多的层位,使注入水波及以前未波及或很少波及到的中、低渗透层,从而改善驱替效果,提高水驱采收率。
2深部液流转向剂
2.1性能要求
转向剂应该为变形剂,具有以下5个特征:
1)在一定压差下能够变形通过孔喉,对非均质地层有“自适应”特点和较大的“容许度”;2)通过变形和暂堵,在地层高渗透层位产生沿程流动阻力,使后续的注入水转向而进入低渗透层位;3)在沿程运移过程中不被剪切、破坏;4)在大孔道运移时有较大阻力,不进入低渗透层;5)容易置入地层深部,具有耐温、耐盐特性,在地层条件下稳定存在la以上。
转向剂也应为柔性剂,在大孔道中的运移类似蛆叫蠕动,具有任意变形、环境赋性、强茹附性、强拉伸柔J哇及具有二次茹结能力的特征[1]。
2.2作用原理
转向剂具有利用其较强的弹性变形特性,在井底附近高压作用下变形流动,驱替、剥离孔隙中的残余油。
由于井底附近的高压差,使大量的转向剂被推到油层深部,而到了油层深部压力比较低,转向剂便恢复形状,在孔喉和孔道中产生堆积和封堵,使后续的转向剂发生绕流,从而实现油层深部液流转向,扩大波及体积,大幅度启动剩余油,最终提高原油采收率。
转向剂可以通过大小不同的喉道。
聚凝体颗粒直径D小于孔隙时,柔性剂颗粒可以通过吸附和一定的茹连作用,在多孔介质中滞留、堆积而封堵多孔介质,迫使后续注入水转向,从而扩大注入水波及体积。
若聚凝体颗粒直径D大于喉道直径d,将产生变形阻力。
当驱动力F大于变形阻力时,转向剂便开始变形,并缓慢蠕动。
随着驱动力的不断增大,转向剂不断变形而向前蠕动。
当其一半体积通过喉道后,整个颗粒便瞬间通过喉道,变形阻力就会突然消失。
在变形阻力消失
之前,驱动力达到最大,这时的驱动力被称为突破压力式}z}。
其过程见图1.
3技术发展
油藏深部液流转向技术的发展还处于不完善阶段。
目前发展较成熟的深部液流转向剂有弱凝胶和胶态分散凝胶,但其抗温、抗盐性能不好,凝胶粒子尺寸也比较小,仅能封堵低渗透层,对高渗透、水冲刷严重的地层封堵效果不好。
针对我国油田地质条件复杂、矿化度差别大、油层温度偏高等问题[3],需研制一种耐盐、耐温、能封堵大孔道的转向剂。
油藏深部液流转向剂可向泡沫形发展,其机理是在地层深部生成高强度泡沫,产生贾敏效应。
泡沫转向剂的优点为:
y可选择高渗透带,因为高渗透带阻力小,气体会优先进入而占据孔隙的大部分空间,减少液相饱和度,从而降低液相流动能力;2)价格便宜,对地层伤害小。
此外,泡沫对油饱和度比较敏感,在含油饱和度低的地方,能形成稳定的强泡沫而产生有效封堵。
但在含油饱和度高的地方,则不能形成稳定的泡沫。
泡沫的形成应具备3个必要条件:
y要求气液连
续、充分接触;2)应在水中加入发泡剂;3)应在发泡剂中加入适量稳泡剂,以延长泡沫半衰期,增加其稳定性。
除了应用化学方法外,还可将机械方法与油藏深部转向技术结合使用。
首先,在油井中使用集流型环空测井仪器。
该仪器是一种找水仪,由电路筒、含水率计、流量计、集流器、泵和阀等组成(见图2)。
集流型环空找水仪的工作原理是通过环空到达指定位置后,在地而启动泵和阀。
电磁泵将井筒中的液体打入橡胶集流器中,集流器逐渐膨胀,并充满井筒的环形空间,来自地层的液体只能流经仪器内的流量计和含水率计,再从出液孔流出。
测试结束后,再启动橡胶集流器,关闭泵和阀,液体从集流器排出,之后集流器收缩复原,仪器可以下到另一层继续测试。
这样就可以先确定高、低渗透层的具体层位,将其对应到相应的注水井;然后把封隔器下入到注水井,将低渗透层堵
住,把泡沫转向剂注入到高渗透层深部,预测生成泡沫的数量和稳定时间,以便进行优化设计;也可防比转向剂注入到低渗透层而将其堵住,降低其渗透率。
第二章深部液流转向技术应用现状
1油田常用的深部液流转向技术
深部液流转向技术是将一些能够起到深部液流转向效果的流体注入到地层中,一方面,封堵地层中产生窜流的高渗层和大孔道,调整吸水剖面,增大波及系数;另一方面,在后续注水驱的驱替下,注入的深部液流转向剂可向地层深部缓慢运移,进行驱油,可以同时起到调整吸水剖面和驱油的双重作用。
1.1聚合物微球深部流转向技术
聚合物微球的原始尺寸一般为纳米级或者微米级,其特点是遇水膨胀,能够发生架桥反应,产生一定的流动阻力,而且聚合物微球具有一定的弹性,随着后续水驱的进行,可以进入地层深部进行封堵。
由于其表面含有表面活性剂,能够有效降低油水界面张力,因而也具有驱油的作用。
而对于渗透率较大的地层,如裂缝性地层,则应采用先注入弱冻胶后注入聚合物微球的方式,这样才能够有效发挥这两种深部液流转向剂各自的优势,更好的调整吸水剖面,最终实现深部液流转向。
这里要说明的是,水化膨胀后的微球能够在多孔介质中实现有效的封堵,当压力上升达到一定值时,能够突破并向地层深部运移,实现所谓的“逐级深部液流转向”。
从2004年开始,聚合物微球技术先后在胜利孤岛[00、东辛、滨南、现河[}z}和青海[3]等进行矿场井组试验,取得了显著的效果。
先后在十几个井组进行了矿场试验,试验井组的油藏均为高含水期,非均质性严重。
注入聚合物微球体系后,取得了明显的降水增油的效果。
其中永8-17井组自2007年3月开始注入微球体系后,日液基本不变,含水率从94%下降到90%,日产油增加10t。
2008年1月停注,但含水率仍缓慢下降,增油降水效果明显[4]。
青海油田的一个井组注入3个月增油3500t,效果最显著的一口高含水油井,注入前含水率为91%}3月后下降到65%。
说明聚合物微球对非均质性油层具有良好的适应性,可提高注入水的波及体积,最终提高采收率。
聚合物微球仅仅依靠吸水发生膨胀,因此其膨胀倍数往往与地层水矿化度、pH等诸多因素有关,可控性差。
1.2泡沫深部液流转向技术
在过去的10年里,聚合物驱是各大油田主要的提高采收率技术,而聚合物驱后,剩余油的分布极其不均匀,泡沫深部液流转向帮人们解决了这个问题。
泡沫是指彼此被液膜隔开的气泡的聚集物,是气体在液体中的分散体系,内相(气体)的体积分数一般大于90%。
气体一般有空气、烟道气、N2,CO2等。
泡沫体系具有“堵大不堵小”和“遇水稳定、遇油消泡”的特点,对非均质地层具有深部液流转向效应,有利于提高中、低渗透层的采收率。
一方面,泡沫深部液流转向体系能够增大波及体积,泡沫滞留在孔隙中,堵塞大孔道;而当大于孔道尺寸的气泡经过喉道时,附加阻力由于液膜的变形而产生。
另一方面,用于产生泡沫的起泡剂是表面活性剂,通过反转岩石润湿性和乳化原油的机理提高驱油效率。
但是单一的泡沫驱还存在一定的不足,强度不够,稳定性不好,很多油田都加入一些化学剂来增强泡沫的强度,
例如加入聚合物干粉等。
泡沫流体作为深部液流转向介质应用于油田己有50多年的历史,而且在国内外取得了很多值得肯定的成果。
河南井楼油田楼资27井区,针对蒸汽窜流问题,从2009年8月初开始注入氮气泡沫,对4个注汽井组实施6轮次不同的注入工艺,进行深部液流转向试验,共注入发泡剂42.8t,氮气量14.3x104m3,到2010年9月底,己累计增油1661t[5]坦东油田试验区2004年10月开始注入强化泡沫体系,井组综合含水率由注入前的95.9%下降到87.5%,日增油5.2倍。
到2009年7月,累积增油16810t[6]。
自生泡沫深部液流转向体系注入工艺简单,施工便捷,但是泡沫强度和数量受到地层压力和地层水矿化度的影响较大,外加气泡沫深部液流转向体系注入工艺较复杂,但是效果比自生泡沫体系好。
1.3微生物深部液流转向技术
美国在20世纪80年代就将微生物用于注水井调剖,由于微生物深部液流转向具有施工方便、环境友好、经济效益高等优点,在上个世纪末是石油科技领域的研究热点。
微生物深部液流转向首先把细菌注入地层,游离的细菌会附着在岩石孔道的表面,然后逐渐形成微生物菌群,随着营养液和定量空气的不断注入并沿着高渗透区流动[7],从而菌群在高渗部位大量繁殖,细菌代谢产生了大量的代谢产物,如表面活性剂、酸、气体等[8],而其在大孔道滞留部位的迅速聚集,对高渗条带起到较好的选择性封堵、降低原油界面张力、降低吸水量的作用,在“调”的同时“驱”[9],使液流转向中、低渗透层,最终增大波及系数和洗油效率,提高原油采收率。
吉林油田公司的扶余油田非均质性严重,产出液含水率高,对于2个具有代表性的典型注水井组实施了微生物深部液流转向先导性试验,累计增油4157t,年平均综合含水下降13%,见效高峰期井组
含水下降10%以上,部分单井含水下降达到30%整个有效期内区块综合含水下降3%-6%[10]。
姚春林等研制出了一种本源微生物深部调驱技术,适用于常规注水开发的高温高盐油藏,其成本比常规化学调驱技术有大幅度降低[11]
1.4含油污泥深部液流转向技术
含油污泥应用于调剖堵水己有很久的历史,其基本原理是将含油污泥经过化学剂的处理变成活性稠化污泥调剖剂,然后应用于油田的深部液流转向,封堵高渗透层段,提高注水压力,启动中、低渗透层。
改善吸水剖面,降低吸水指数,从而提高注入水的波及体积和驱油效率。
近年来,国内各油田对于含油污泥调剖技术进行了相关研究,并成功地在现场得到了应用。
李秀存等对朵斯油田含油污泥的悬浮、粘度等性能进行调节和优化,并应用于朵斯油田的深部液流转向叫,矿场试验发现,在注入污泥过程中,压力稳定,累计注入量为8459m3。
施工后,压降曲线变缓,高渗层吸水量下降了26.8%累计增油4018t。
该项技术也在辽河油田的高2-4-72、高2-3-5一两个井组取得了较好的效果。
井组综合含水率下降了6.5%;注水压力提升了4.7MPa。
井组综合含水率下降了6.4%;注水压力提升了7.3MPa累计增油达588.9t[11]。
含油污泥深部液流转向技术解决了油田含油污泥的无害化处理问题,并使其资源化,还可以降低油田的生产成本,具有广泛的推广价值。
1.5微凝胶深部液流转向技术
目前,常用凝胶和冻胶调驱剂存在很多问题,如DDG凝胶中的铝离子易与地层中的流体发生反应生成沉淀而大量损失,封堵效果不理想;CDG凝胶和预交联体膨颗粒的成胶时间可控性差,在地层中
的稳定性不好,而且成本高。
从上个世纪80年代末开始,很多国外学者就对一种新型的微凝胶进行研究[14]-[15]。
微凝胶是指微米级、内部高度交联后的聚合物凝胶微球。
BP等石油公司合作开发了一种用于深部液流转向的延迟交联、具有膨胀性的微凝胶,应用于矿场试验并取得了成功[16]。
20世纪末,GuyChauvetea。
等[to对一种颗粒大小可控的微凝胶体系进行研究,对复杂的油藏环境(高盐、高温等)有较好的适应性,并在油田取得了理想的效果。
2008年Cozic。
等[17]对微凝胶的性能做了一系列的优化,包括耐盐性能、耐温性能等,使得该微凝胶的适用范围更广。
但是国内有关微凝胶的研究尚处在起步阶段,对于其应用更是少之又少。
微凝胶具有优良的耐温耐盐性,其膨胀倍数和膨胀时间能够人为控制。
笔者认为,应在充分了解现有颗粒合成技术的基础上,针对我国油藏的具体情况,研制出适合各类复杂油藏(如高温高盐)的相应的微凝胶。
第三章深部液流转向剂与油藏适应性研究
—以大庆喇嘛甸油田为例
喇嘛甸油田是大庆油田的主力油田之一。
该油田形成于陆相沉积环境,具有平面分布广、油层厚度大、相带组合复杂多样的特点,表现为储集层内部纵向和平面非均质性严重。
油田于1973年投人开发,经过近40年的开发,油田采用的一次、二次采油技术基本已达到生产极限[1-4],目前油田已进人特高含水阶段,储集层内油水分布规律十分复杂,油田挖潜增效难度日益增大。
由于长期水流冲刷、黍占土膨胀、微粒运移,有的油层部位逐渐形成大孔道,常规堵水方式很难满足开发要求。
为了挖掘油田剩余油储量,必须研制可长时间注人、对环境变化(剪切速率、pH值、地层水的稀释等)不敏感、选择注人能力强且与岩石孔隙配伍性好的新型堵剂,最大限度提高采收率,实现高效、安全和节能开发[5-7]与聚合物驱相比,分子间交联聚合物凝胶可选择性地进人大孔道或高渗透带并在其中流动,对低渗未水洗部位伤害小,此外,还可调整改善地层深部流线场、压力场分布,使注人水改变流向,提高水驱波及体积及水驱油效率,是一种新型高效的深部液流转向体系[8-10]。
笔者利用岩心驱替实验,开展了深部液流转向剂与大庆喇嘛甸油田适应性研究,对改善深部液流转向效果及提高喇嘛甸油田开发效果具有重要意义。
1岩心驱替实验
1.1实验条件
1.1.1实验材料
实验用聚合物为插层聚合物。
该聚合物由丙烯酞胺单体与插层改性后的无机豁土矿物聚合而成,由中国石油勘探开发研究院采油工程研究所生产。
实验用交联剂为醋酸铬,铬离子(Cr3十)有效含量为2.7%.
实验用水为大庆油田采油六厂污水。
实验用油为模拟油,由大庆采油六厂脱气原油与煤油混合而成,450C时豁度为9.8mPa·s.
实验用深部液流转向剂为具有分子间交联结构形态的Cr3十插层聚合物凝胶[11-12],其组成为:
转向剂一10.3%插层聚合物+0.000667%Cr3十+水;转向剂一20.3%插层聚合物+0.000833%Cr3十+水;转向剂一3,0.3%插层聚合物+0.001111%Cr3十+水;转向剂一4,0.3%插层聚合物+0.001667%Cr3十水;转向剂一5,0.3%插层聚合物+0.003333%Cr3十水。
从表1可以看出,转向剂注人量对调驱效果存在影响。
在岩心渗透率变异系数为0.80条件下,分别向岩心内注人0.100PV,0.075PV,0.050PV,0.025PV转向剂一4时,采收率增幅分别为24.5%,21.2%,16.4%,9.1%,采收率增幅间的差值为3.3%,4.8%和7.3%。
综合考虑油田产能建设投人和最大限度提高原油采收率,同时借鉴大庆油田化学驱段塞尺寸优化结果及现场应用效果,认为对于渗透率变异系数为0.8的岩心,实验用岩心为人造石英砂环氧树脂胶结二维纵向层内非均质岩心[13],根据喇嘛甸油田地质特征制成。
实验采用3种类型岩心:
①包括高、中、低3个渗透层,气测渗透率分别为2300x10-3}mz,900x10-3}mz,100x10-3}mz,平均气测渗透率为1O10x10-3}m2,渗透率变异系数(Vx)为0.80;②包括高、中、低3个渗透层,气测渗透率分别为2000x10-3}mz,900x10-3}mz,200x10-3}mz,平均渗透率为1013x10-3}mz,渗透率变异系数为0.72;③包括高、中、低3个渗透层,气测渗透率分别为1700x10-3}mz,900x10-3}mz,300x10-3}mz,平均渗透率为1005x10-3}mz,渗透率变异系数为0.60。
实验温度为45℃。
1.1.2实验仪器
豁度测试仪为DV-II型布氏豁度仪,仪器转速为6
r/min。
液流转向实验仪器设备主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。
在驱替实验过程中,除平流泵和手摇泵外,压力传感器、岩心夹持器和中间容器等置于45℃的恒温箱内。
1.2实验方案与实验结果分析
1.2.1转向剂注入量对调驱效果的影响
为了观察转向剂注人量对调驱效果的影响,设计了4个实验方案,即水驱至采出液含水率为90%,分别注0.100PV(方案1)、0.075PV(方案2)、0.050PV(方案3),0.025PV(方案4)转向剂-4,后续水驱至采出液含水率为98%,实验结果见表1。
图1为不同转向剂注人量条件下,注人压力、采出液含水率及采收率与注人孔隙体积倍数之间的关系曲线。
由图1可见,在转向剂-4注人过程中,随着注人量的增加,注人压力大幅提高(见图la),采出液含水率明显下降,出现含水率下降“漏斗”(见图1b),采收率逐渐上升(见图lc);且转向剂注人量愈大,注人压力增幅愈大(见图la),含水率降幅愈明显,采收率增幅愈大(见图lc);在后续水驱阶段,由于部分转向剂随注人水被采出,因此,随着注人压力不断下降(见图la),采出液含水率逐渐上升(见图1b),采收率增幅不大(见图lc)。
进一步分析发现,随转向剂注人量的增加,各方案注人压力差值、含水率差值、采收率增幅差值均减小。
1.2.2转向剂强度(成胶后私度)对调驱效果的影响
为了观察转向剂强度对调驱效果的影响,设计了5个实验方案,即水驱至采出液含水率为90%,分别注人0.10PV转向剂-1(方案1),0.10PV转向剂-2(方案2),0.10PV转向剂-3(方案3),0.10PV转向剂-4(方案4),0.10PV转向剂-5(方案5),后续水驱至采出液含水率为98%,实验结果见表2.
从表2可以看出,转向剂强度对液流转向增油效果存在影响。
在渗透率变异系数为0.60条件下,随铬离子浓度(Ccr3+)增加,聚合物凝胶强度(成胶后豁度)增大,采收率增幅(6.5%,10.2%,12.0%,12.1%和10.2%)呈现先增大后减小的变化趋势。
图2为不同转向剂强度条件下,注人压力、采出液含水率、采收率与注人孔隙体积倍数的关系曲线。
从图2可以看出,在注人转向剂前的水驱阶段,注人压力不断下降,采出液含水率迅速升高,采收率缓慢上升;在注人转向剂过程中,总体上随着转向剂强度的增大,注人压力不断升高,采出液含水率不断下降,采收率迅速上升。
相对而言,5种转向剂中,转向剂强度最小的转向剂-1注人过程中注人压力升幅最小,采出液含水率降幅最小,采收率增幅最小。
但转向剂强度大小并非是决定原油采收率的唯一因素。
转向剂强度最大的转向剂-5注人过程中,注人压力升幅最大,但其采收率增幅并非最大(见图2c).与转向剂-1和转向剂-5相比,转向剂-2、转向剂-3和转向剂-4成胶效果较好,且强度适中,与岩心孔隙配伍性较好,采收率增幅较大。
因此,认为转向剂强度与油藏非均质性及孔隙尺寸间存在适应范围。
2转向剂与油藏的适应性
上述岩心驱替实验结果表明,转向效果果与转向剂注人量和转向剂强度
对于大庆喇嘛甸油藏而言,深部液流转向剂与其适应性研究应主要解决两方面问题,其一是转向剂与岩石孔隙间的配伍性,其二是转向剂与油藏非均质性间的适应性。
2.1转向剂与岩石孔隙的配伍性
对转向剂与岩石孔隙配伍性进行实验研究。
笔者利用岩心流动实验和仪器检测分析方法,确定转向剂分子线团尺寸与大庆喇嘛甸油田岩石孔隙半径中值间的匹配关系[14-15](见图3)。
曲线下部为配伍区域,上部为堵塞区域。
只有当转向剂的分子线团尺寸及其拟流动岩心孔道半径中值组成的点落在配伍性区域内时,转向剂才可以在孔隙内流动,这
是进一步研究转向剂与非均质油藏适应性的前提条件。
2.2转向剂与非均质性油藏的适应性
在进行油藏深部液流转向剂组成和段塞组合设计时,除了要求转向剂注人量和转向剂强度与各个渗透层之间的配伍性外,还必须考虑油藏的非均质性问题。
对于非均质油藏,选择转向剂时,必须以最大限度减小对中、低渗透层的伤害为前提,只有既动用了中、低渗透层的剩余油,又不至于对中、低渗透层造成太大伤害的转向措施才是合理的。
为了研究转向剂对油藏非均质性的适应性,在不同渗透率变异系数的人造岩心上进行了驱替实验。
考虑到实验工作量及机理探讨的需要,选择转向剂-2和转向剂-4作为调驱剂,设计了如下实验方案:
在渗透率变异系数为0.60(方案1),0.72(方案2),0.80(方案3)的人造岩心模型上进行空白水驱至采出液含水率为98%,计算原油采收率;在渗透率变异系数为0.60(方案4)、0.72(方案5)、0.80(方案6)的人造岩心模型上水驱至采出液含水率为90%,注0.1PV转向剂-2,后续水驱至采出液含水率为98%,计算原油采收率;在渗透率变异系数为0.60(方案7),0.72(方案8),0.80(方案9)的人造岩心模型上水驱至采出液含水率为90%,注0.1PV转向剂-4,后续水驱至采出液含水率为98%,计算原油采收率。
实验结果见表3.
从表3反映的注转向剂前、后的采收率变化可知,渗透率变异系数和转向剂强度对增油效果均有影响。
由表3可见,向渗透率变异系数分别为0.60,0.72和0.80的岩心中注人转向剂-2后,最终采收率(水驱至采出液含水率为98%时的采收率)分别比空白水驱提高了10.2%,12.7%和16.4%;注人转向剂-4后,最
终采收率分别比空白水驱的最终采收率提高12.1%,17.5%和24.5%。
这表明岩心渗透率变异系数的大小对转向剂的调驱增油效果存在影响,采收率增幅随渗透率变异系数的增加而增大。
图4为不同岩心渗透率变异系数条件下,注人转向齐U-2及转向剂-4时注人压力、采出液含水率及采收率与注人孔隙体积倍数的关系。
由图4可见,向岩心注人转向剂-2及后续水驱过程中,随着注人孔隙体积
倍数的增大,VK=0.60的岩心注人压力、含水率降幅和采收率均最大,VK=0.72时次之,VK=0.80时较小(见图4a、图4b和图4c)。
向岩心注转向剂-4及后续水驱过程中,随着注人孔隙体积倍数的增大,VK=0.60的岩心注人压力最大,VK=0.72时次之,VK=0.80时最小(见图4d);VK=0.80的岩心含水率降幅最大,VK=0.72的岩心次之,VK=0.60的岩心最小(见图4e);最终采收率3者相近(见图4f).
图5为所研究油田油层非均质模型示意图。
模拟研究表明,在转向剂调驱过程中,转向剂首先进人高渗透层,并在其中滞留,导致孔隙过流断面减小,流动阻力增加,注人压力(p)增大,中、低渗透层吸液压差(注人压力与地层启动压力之差)增大,吸液量增加,中、低渗透层得到有效动用[16]。
与此同时,进人模型中、低渗透层内的转向剂也会在其中发生滞留,导致中、低渗透层流动阻力增加,吸液压差减小,吸液量降低,最终引起吸液剖面发生反转。
由此可见,对于非均质油藏,在设计转向剂强度和段塞尺寸时,必须兼顾高渗透层和中、低渗透层的特点,以推迟吸液剖面反转发生的时间[17],从而减小转向剂对中、低渗透层的伤害,更好地改善中、低渗透层的开发效果。
结束语
(1)油藏深部转向技术可用来提高高含水油田的采收率,其重点在于转向剂的研制。
转向剂首先要具备变形和柔性的性能,可将机械方法与油藏深部转向技术结合起来使用。
利用集流型环空测井仪器确定出油层的高、低渗透率层,再利用分隔器将低渗透层封隔住,把转向剂有效地注入到目的层,使转向剂能够最大程度地发挥作用。
(2)现有的大部分耐温耐盐型深部液流转向技术还只适用于温度为90-120℃、地层水矿
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