为解决缝洞型油藏因见水和含水上升导致的产量递减的问题.根据缝洞型油藏流动特征,建立流体势表征公式,明确缝洞型油藏流势主要由位能、压能和动能构成,提出通过改变生产压差控制水侵速度和方向,控制油井含水的技术.根据数值模拟结果,明确不同影响因素对流势调整的影响,水油体积比在10～30之间时,排水井与产油井采液比越大,流势调整效果越明显.在流势调整理论和数值模拟的指导下,矿场试验在塔河油田TH12338井组取得较好试验效果,累计增油1.42×104 t,井组含水得到有效控制,证明了流势调整是缝洞油藏稳油控水的有效手段.

塔河碳酸盐岩是经过多期构造破裂和古风化壳岩溶共同作用的缝洞型油气藏,储集空间主要有溶洞、裂缝及孔隙三种类型.其特点是不规则形态和非均匀分布,储层非均质性极强.实践中发现依据达西渗流规律建立的产能方程不能适用该类油藏开发,通过对缝洞型油藏自喷井渗流规律总结分析,建立了缝洞型油藏IPR曲线与二项式产能方程,能较好的描述缝洞型油藏局部非达西流下的产能特征,矿场应用效果较好.

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏采油井,地层真实能量及裂缝系统流动状况难以确定,一直制约着油田的精细开发.基于均质油藏的计算方法又无法满足实际需求,利用流体力学的镜像法原理,通过对关井后静液面恢复数据处理,建立液面指示曲线,获取等效于无限关井时刻的真实地层压力和流动系数,指导缝洞型油藏稠油井的储层健康诊断,现场应用效果较好.

缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,非均质性极强,储集体可初步分为定容型储集体和非定容型水驱储集体[1]两类.对于定容型储集体,油井前期主要依靠注水替油开发,待注水失效生产高含水后,通过注氮气驱替顶部阁楼油进行挖潜.在多轮次注气驱替过程中,发现随着注气轮次的增加,方气换油率存在逐步下降的现象.本文从氮气驱替机理出发,结合现场实践,通过数学理论推导的方法发现,在地层条件下,氮气的压缩系数同原油及地层水差异较大.随着注气替油轮次的逐步增加,储集体中的氮气逐渐累积,导致油藏流体综合压缩系数的大幅度上升,造成了氮气驱油方气换油率逐步下降.因此,定容型储集体油井多轮次注气需不断加大注气量,以减缓氮气累积造成的方气换油率下降的问题.

云化岩类储层是近几年准噶尔盆地勘探重点领域,特别是伴随风城地区、吉木萨尔凹陷、沙帐断褶带的相继突破,该类储层勘探显示出十分广阔的前景.通过对沙帐地区云质岩储层的研究分析,提出了酸压改造的技术思路,并在火北2井取得突破,试油日产达15t/d,打破了火北地区勘探的沉闷局面.通过总计4口井8层次的改造,对酸压技术的适应性进行了验证和评价,成为云质岩储层改造的新途径.

针对哈沙克斯坦热德拜油田高矿化度油藏条件(地层水矿化度为13×104mg/L),研制了耐高矿化度聚合物凝胶体系.首先对实验室现有的3种耐盐聚丙烯酰胺、4种有机交联剂,2种稳定剂进行了筛选,最后选定FP3630、有机铝交联剂、硫脲稳定剂作为试验对象.采用单因素法,在确定各因素最佳用量范围基础上,结合正交试验法,确定了试验的最佳配方:当聚丙烯酰胺(FP3630)质量浓度为0.6％,交联剂(有机铝)质量浓度为0.004％,稳定剂(硫脲)质量浓度为0.04％时,其凝胶稳定时间达到了48d.另外,采用动态流变法,考察了聚合物浓度、矿化度、稳定时间对凝胶体系粘度的影响,并对各试验现象从机理上进行了一定的分析.

为保障储气库的安全运行,需对老井进行封堵.常规的G级水泥封堵材料因粒度较粗,不能进入地层孔隙而不能实行有效封堵；超细水泥堵剂粒度细,能较易进入地层,但传统的超细水泥堵剂存在水化速度快、稠化快、经时流变性差、成本高的问题.用超细粉煤灰部分取代超细水泥,利用粉煤灰的形态效应及活性效应,并调节分散剂加量,有效改善了超细水泥堵剂的流变性和稳定性.研究了微硅、分散剂对堵剂流变性及经时流变性的影响.并利用了粉煤灰的微集料效应及二次水化反应,提高了堵剂的强度.利用岩心驱替实验,研究了堵剂的注入性,得到了适合呼图壁气田封堵的超细水泥堵剂配方,并在现场使用中取得了良好的效应.

对落叶松栲胶高温堵剂的性能进行了研究.该堵剂的典型配方为:栲胶6.0％ ～ 8.0％、交联剂6.0％ ～8.0％、促进剂A0.5％～1.5％、促进剂B0 ～0.4％,pH值8～12.在25℃、51/s条件下堵剂溶液的粘度为2.0～6.0mPa·s,在120℃下,其成胶时间在4.5 ～ 24h之间可调.该堵剂能耐250℃高温,但是会脱水20％左右.堵剂的强度随着温度的升高而增强,120℃下堵剂的弹性模量G在25000 ～60000Pa之间,而250℃下升高至65000 ～ 80000Pa.在渗透率为1449.67×10-3μm2岩心封堵试验中,封堵率为99.92％,突破压力梯度为44.30 MPa/m;而在渗透率为958.84×10-3 μm2、饱和一定量原油的岩心封堵试验中,封堵率为99.42％,突破压力梯度降为14.66MPa/m,这说明该堵剂不但具有良好的封堵效果,而且具有一定的选择性.

研究了不同浓度的WT-100表面活性剂作为增稠剂的清洁压裂液的流变性能,以及在不同类型的盐溶液中的粘度变化.用流变仪测定了60℃时3%NH4CL体系的储能模量和耗能模量,证实了其存在较好的粘弹性.4%WT-100+3%NH4CL体系在100℃,170 s-1条件下表观粘度达到36 mPa.s,该体系具有较好的悬砂性能,破胶简单彻底,残渣少,破胶液粘度低,容易返排,而且还具有一定的耐酸性,可以配制成酸性压裂液.

对用VDA-08两性表面活性配制的鲜酸和残酸进行了评价,实验发现VDA-08酸与碳酸盐反应过程中,酸液有两次变粘现象,当残酸PH值大于2.5后,残酸在120℃高温下粘度达到100mPa.s以上,残酸粘度与表面活性剂的浓度、剪切速率、温度等有关.VDA-08酸具缓速性能好、低摩阻、低滤失等特点,10%VDA-08酸可以满足高温深井酸化、酸压的需求.

针对石西油田石炭系油藏油井重复酸化效果逐年变差,开展了前置液酸压工艺技术研究及试验,并通过微地震波监测技术对酸压裂缝的长度及走向进行了监测.研制出了表面活性缓速酸酸液体系,具有低摩阻、降滤失、缓速性能好、低伤害等特点,满足了石炭系油藏酸压的要求,现场试验12井次,有效率100%,累计增产原油1.2万吨.