长庆油田低渗透油藏聚合物微球深部调驱工艺参数优化

长庆油田超低渗透油藏开发技术研究与应用1超低渗透油藏特征长庆油田超低渗透油藏是指渗透率小于0.smD、埋深在2(X)om左右、单井产量较低(2t左右)、过去难以经济有效开发的油藏。

与已规模开发的特低渗透油藏相比，超低渗透油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差，开发难度更大。

该类储层资源潜力大，且适宜于超前注水开发。

1.1储层颗粒细小，胶结物含盆高，孔喉细微1.1.1颗拉细小超低渗透储层颗粒细小，以细砂岩为主，细砂组份平均比特低渗透储层高13%左右，粒度中值只有特低渗透储层的84%左右。

表1储层图像粒度数据对比表表2储层胶结物组分对比表1.1.2胶结物含量高超低渗透储层胶结物含量比特低渗透储层高出2%，以酸敏矿物为主，宜于注水开发。

1.1.3面孔率低，孔喉细微超低渗透储层面孔率仅为特低渗透储层的57%，中值压力是特低渗透储层的3倍。

表3不同类型储层微观特征对比表12储层物性较差，非达西渗流和压力敏感特征明显超低渗透油藏储层渗透率一般小于0.smD，非达西渗流特征明显，压敏效应强，随渗透率的降低，启动压力梯度和压力敏感系数快速上升。

1.3埋藏适中原油粘度低流动性好一般埋深1300一2soom，原油性质较好，粘度低、凝固点低，易于流动。

1.4开发初期递减大但后期稳产时间长开发初期递减大，第一年递减10%一巧%第二年后递减仅为5%一8%，具有较长的稳产期。

2超低渗透油藏开发技术2.2四项关键技术2.2.1产能快速预测技术超低渗透油藏开发采用大井场钻井、超前注水开发，造成油井试油、投产滞后，油层与单井产量得不到及时落实，加大了产能建设风险。

为了尽快落实油层与单井产量，以已投产油井资料为基础，筛选对产量影响敏感的电性参数，建立了产能预测模型，结合三元分析方法，编制产能预测图版，形成了超低渗透油藏开发的快速产能预测评价技术。

应用低渗透油藏产能快速预测技术，建立了不同区块的产能预测图版。

应用产能快速预测图版开展随钻分析研究，实现了超前预测，及时调整，有效提高了钻井成功率，加快了产建速度。

Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2019, 41(6), 32-36Published Online December 2019 in Hans. /journal/jogthttps:///10.12677/jogt.2019.416091Optimized Experiment of PolymerMicrosphere Injection ProcessWeihua Wang1, Yongfu Zhu1, Ting Gao1, Jifang Song2, Shouqin Li3*1Third Oil Production Plant of Changqing Oilfield Company, PetroChina, Yinchuan Ningxia2Fourth Oil Production Plant of Changqing Oilfield Company, PetroChina, Yinchuan Ningxia3Dongxin Oil Production Plant, Shengli Oilfield Company, Sinopec, Dongying ShandongReceived: Oct. 7th, 2019; accepted: Nov. 13th, 2019; published: Dec. 15th, 2019AbstractPolymer microspheres were very effective as a profile control agent in low permeability reser-voirs. Process optimization was carried out from two aspects of injection volume and injection slug. The experimental results show that the 300 nm microsphere has good adaptability for ultra-low permeability reservoir. When the injection mass fraction is 0.2% microsphere, the plug-ging efficiency and recovery efficiency increase with the increase of injection volume. When the injection volume is 0.4 PV, the plugging rate can reach 71.4%, the recovery rate increases by25.2%, and the cumulative recovery rate is 78.9%, which is the best. Compared with continuousinjection, periodic injection has better plugging effect. The experimental results can be used to determine the process parameters of polymer microspheres in field injection.KeywordsPolymer Microspheres, Enhanced Oil Recovery, Injection Volume, Injection Slug*通信作者。

481 地层概况安塞油田主力油藏CⅥ储层属于成岩型为主的沉积-成岩型硬砂质长石细砂岩，储层经受强烈的成岩作用，孔隙结构复杂，压汞资料表明，储层孔喉类型为“小孔隙-细微吼道型”。

油层微裂缝发育，主要发育近东西向和近南北向的天然微裂缝，次向为北东向、北西向。

在原始地层压力下，裂缝成闭合状态，注水后隐裂缝方位为北东-南西向。

主力油层有效厚度可达25.0m，平均有效厚度12.2m，有效孔隙度12.4%，空气渗透率1.29mD。

2 水驱规律及剩余油研究安塞油田主力长6油藏经过30余年注水开发，相继进入中高含水期，注采比高、存水率低，油藏无效注水突出，平面、剖面矛盾突出。

2.1 平面水驱特征 镜下岩心观察显示，呈扁平状的原始沉积颗粒定向排列，这种定向分布决定了孔隙、喉道的形状及各向异性特点，造成水驱单方向性驱替特征突出，降低了平面水驱波及体积和动用程度。

平面动用主要呈“线状分布”，集中在20~30m的主河道砂体中，位于主河道侧翼的水下分流浅河道和水下分流浅滩及分流间湾薄层砂体是剩余油集中分布的区域。

2.2 剖面水驱特征 剖面上受裂缝或渗透率非均质性影响，不同砂体、层段水洗状况及动用差异大。

剩余油集中在低渗及致密层段，具有以下特点：（1）高低水淹段相间分布，油井的水淹主要是由于高渗层段注水“单层突进”。

主要水洗层段的物性相对较好、渗透率较高，物性较差的层段剩余油较为富集。

（2）岩心核磁共振分析，1~10mD的低渗段含油饱和度下降了20.6%，低于0.3mD的致密段下降了8.8%，但主力层段初始油饱高，剩余油饱和度仍大大高于低渗及致密层段。

另外，王窑加密区46口加密井104段水淹段统计资料显示，水淹程度越高相应渗透率高，含油饱和度下降越明显。

3 注入工艺参数优化及效果评价聚合物微球是以丙烯酰胺AM、耐温抗盐共聚单体（AMPH）、交联剂（MBA）为原材料，通过反相乳液聚合法制成的粒径等级不同的交联非线性聚合物。

聚合物微球作为一种有效的调驱剂具有以下特点：（1）耐温、耐盐、能移动、有弹性、不易剪切；（2）初始尺寸小，溶胀速度和变形性可调，能进入地层深部的纳米材料［1］；（3）水化好，水中稳定存在，可实现在线注入；（4）封堵地层孔喉浓度低、用量少、安全环保。

长庆油田堵水调驱工艺技术长庆油田位于中国陕西省延安市，是我国目前最大的陆相油田之一。

由于油层厚度大、渗透率高等特点，长庆油田的堵水调驱工艺技术应用广泛。

堵水调驱工艺技术是指通过注入各种物质来改变油藏中原有的流体分布状况，从而实现提高原油采收率的目的。

在长庆油田的堵水调驱工艺技术中，最常用的物质是聚合物。

聚合物是一种高分子化合物，具有高黏度、高吸水性以及高保湿性的特点。

通过将聚合物注入油田中，可以增加油层的流体黏度，从而减少原油在油层中的流动速度，使原油更容易被开采。

此外，聚合物还具有一定的堵水功能，可以填补油层中的裂隙，减少水分往油井的渗透，提高采油效率。

除了聚合物，长庆油田还使用一种叫做硅烷类化合物的物质作为堵水调驱的辅助剂。

硅烷类化合物是一种含有硅原子的有机化合物，具有较高的表面活性和润滑性。

通过注入硅烷类化合物到油层中，可以减少油层中各种颗粒物质之间的摩擦力，改善原油流动性，提高采油效率。

在长庆油田堵水调驱工艺技术中，还使用了一种叫做表面活性剂的物质。

表面活性剂是一种能够降低液体表面张力的化学物质，它的作用是改善油层中各种流体之间的相互作用力，使原油更容易被开采。

表面活性剂可以使原油与注入的聚合物、硅烷类化合物等物质更好地混溶在一起，形成一个稳定的复合流体，从而提高采油效率。

综上所述，长庆油田的堵水调驱工艺技术主要是通过聚合物、硅烷类化合物和表面活性剂等物质的注入，改变原油在油层中的流动性和分布情况，从而提高原油的采收率。

在实际应用中，长庆油田经过多年的研究和实践，积累了丰富的经验和技术，不断优化调整工艺流程，提高采油效率。

这不仅有助于保障能源供应，也为促进地方经济发展做出了积极贡献。

深层特低渗油藏气驱油藏工程优化措施发布时间：2023-02-13T01:46:13.406Z 来源：《工程建设标准化》2022年第37卷17期作者：李瑞晓[导读] 随着对油田开发程度的不断加深,新添增的石油地质储量逐渐变差,特低渗油藏逐渐成为开发的重点李瑞晓胜利石油管理局有限公司山东东营 257001摘要:随着对油田开发程度的不断加深,新添增的石油地质储量逐渐变差,特低渗油藏逐渐成为开发的重点?特低渗油藏具备储层岩性致密?物性差?自然产能低等特点,需要对其进行大规模的压裂改造工程?同时,注水开发的过程中,还存在着注水压力高与注水困难的问题?关键词:深层特低渗油藏;气驱油藏工程; 压裂改造 0引言油藏工程是以依据油层物理与油气层渗流为基础,来进行油田开发设计与工程分析方法的综合性技术?其主要任务是:研究油藏与气藏在不断开发过程中所涉及到的油?气?水等物质的运动规律与替代的机理? 1油藏简况试验区块整体构造形态为北东走向?西南倾?箕状构造,北高南低,东西高,中部低,区内发育多条近东西向断层将其复杂化?地层倾角较大,大于15°?研究区内发育了三角洲前缘亚相,水下河道多期分支,呈网状,侧向迁移频繁,是一个从东南向北西扇形展开的三角洲前缘沉积体系?水下分流河道为该区的主要沉积微相,伴生相有分流间湾?河口砂坝等,背景相有滨湖?浅湖-半深湖?该区分流河道沉积以滨浅湖相带为背景,分流河道多次汇合?分支?储层岩性主要以细砂岩?粉砂岩?泥质粉砂岩为主?物性分析资料统计,孔隙度最小3.4%,最大18.6%,以10%-18%为主,平均12.7%;渗透率最小0.029mD,最大7.57mD,以0.125mD-4mD为主,平均1.62mD?有效储层段孔隙度分布10%-20%,平均14.7%;渗透率分布0.2mD-8mD,平均1.97mD?油藏埋深3150~3970m,油藏类型整体上为构造岩性油藏?属正常温度压力系统,原油性质为常规稀油? 2气驱油藏工程的设计 2.1开发层划分通过层系划分与组合的原则:1套独立的开发层系需要具备一定程度的厚度与储存量,在经济上拥有生产的能力,满足当前采油速度与稳产年限的相关要求?同一层系之内,因有着相同的温度?压力系统,储层物质?原油?驱动类型都很相似?各层之间必须要具备优秀的隔层,防止对其进行注水开发时发生层间水窜的情况?2.2井型的设计通过将水平井与直井进行对比,并与本地储层的发育特点进行结合来看,整体上的油层平面叠加连片,变化程度较大,纵向还具备分布薄?分散?深的特征,其层间较多数单一层薄,地域跨度大,较为适合使用直井进行开发?2.3排距的确定区块在属于典型的特低渗油藏时,相应油井需要进行大规模的压裂与投产?在部署的过程中,必须要使用到井网?注采?压裂缝系统等,在最佳位置使用,并对其构造倾向与裂缝方向?储层连接?开发方式?经济等因素进行综合兼顾,注重注采井网与距离之间的优化工作?2.3.1注采井网络优化通过对国内外的注采井事件进行分析,发现在拥有较大倾角的油藏之内使用构造高部注气的方式,能够将重力稳定驱替作用完美地发挥出来?与以往的面积注采井网相比较来看,能够在防止气体乱窜?提高气驱波和其体积方面发挥巨大的作用?通过对相应的机理进行建模,模仿其中的数值,让注采井网的方式进行改善,逐一设计了面积反五点注气?反九点注气?线性高?低部位注气4种新型的注采井方式,对其进行实验?2.3.2井距排距地优化 2.3.2.1井距首先应该考虑到储层连接的情况,再通过对区块内完钻井,多种井距连通的情况下,可以分析出在目前位置油层在平面内,同时变化程度会大一些?统计出横切物源方向400m的井距,让其连通系数在40%左右,顺着该方向时,520m的距离连接系数是70%?横切物源防线与井排走向相同,所以不太适用于过大的距离?同时在相同的试验开发过程中,表示在线性注采井网之中,过于大的井距会造成动用程度不充分?生产周期较长的情况?2.3.2.2排距要想确定出合理的排距,首先要考虑以下因素:一是在线性注采井网中,其井网波和间隔距离较大的时候,排距同样应随着变大;二是在对整体区块的构造特征进行考虑时,其上方应将排距的宽度适当加大,会有利于开展注气重力稳定驱替;三是在考虑储层发育的情况时,排距的设计方式应该要顺应着物源的方向,并适当的对其宽度进行加大;四是在排距逐渐变大后井网的形式便会变成矩形,进行两口井的压裂缝检测,并让其对角线的方向与裂缝方位相似,这样在一定程度上就扩大了井距离?排距同样通过数值模拟机理模型,达到了优化的效果,在距离为210m时,分别设计出340m?380m?420m?460m等的宽度?在排距低于420m时,采出的程度不断减小,所以确定出420m是科学合理的?2.3.3投产方式确定区块内的储层中矿物含量较高,脆性指数较大,根据全岩分析的方式进行计算,在该性质达到88.8%~94.8%,平均数值为92.3%,对造缝工作非常有利?通过对开采工作的认知,并在储层发育与井网距离合适的情况下,将大规模的缝网压裂方式应用其中,对造储层进行改善,可使单井初期的产量不断提升?2.3.4优化选井技术 2.3.4.1选井原则根据当前油田的情况,再将其与近几年国内外在压裂选井层的研究数据成果进行融合,以此来确定出适合该区域?并且压裂井层的特征参数是:跨度要在30~60m,有效的厚度是10~25m,含油饱和度为35%~60%,孔隙度14%~20%,含水占10%~50%,地层压系数是0.7~1.3,采出程度为10%~30%?通过对其进行压裂,让产出效果不断增加?还要确保所选井的状况良好,亚层段外没有窜槽?套变,满足一定的工艺条件?2.3.4.2把握最佳时机通过压裂与油藏模拟器的使用,对增压后的增产油量和压前地层压力系数的关系进行模拟,并得出了在系数为0.7~1.3时,效果是最佳的?在以前储层作为评估基础时,要充分考虑多种因素可能会产生的影响,并使用模糊识别原理计算出适合油藏压裂的模式,并进行定量评估,确保工作的科学与程序化?2.3.5耐高温压裂液体系2.3.5.1压裂预前置液针对不同的油气藏特点,需要研制出不相同的预前置液,以此来对地层进行保护?低伤害压裂预前置液主要构成是:复合型黏土稳定剂?表面高活性剂?放乳破乳剂等,其平均伤害率为1.38%,空隙喉道还具备一定程度的疏通作用,提高岩芯的渗透性?2.3.5.2耐高温压裂液该压裂液体系是由复合交联剂与低残渣的羟丙基胍胶进行胶连,在160℃的环境内剪切120min,黏度为97mPa·s?在井内温度不同的情况下,加入小于0.01%的破胶剂,便能够让其黏度低于4mPa·s?其中的残渣含量为240~280mg/L?破胶剂水化液可与地层水随意融合,不会发生沉淀现象,还可与原油形成稳定的乳化液,在其处于90℃的高温内120min时,破乳效率能够达到95%,压裂液中放入0.3%的液体降滤失剂之后,系数为每分钟为6.02×10-4m,对岩心造成的伤害减少8.23%?2.3.5.3压后缝面处理技术在压裂施工结束之后进行闭合时,还要在其中每分钟注入0.3~0.5m3的缝面处理剂,同时加快破胶过程,降低压裂液对封面与地层的伤害?压后封面处理剂的组成是:强氧化剂?有机酸?表面高效活性剂等多种增效剂?与常规破胶剂在80℃的环境之内对比,残渣的含量大幅下降73.1%~78.7%?不仅如此,对支撑缝隙渗透性的效果较弱,但是导流能力提升了40%左右?3结束语从文中可以得出以下结论:整体上的油层平面叠加连片,但变化并不大,纵向上具备薄?分散?深等特点,单层较薄,跨度大,较为适宜直井的开发;在地层倾斜程度较大的油藏,可使用顶部注气的方式来避免气窜的发生,将气驱波及其体积进行扩大,从而提高气驱的采收效率;面对特低渗油藏,在开工的过程中,需要在油井进行大规模的压裂投产,根据井网系统进行部署,还要进行注采与压裂系统的最佳配置?参考文献:[1]刘同敬,赵习森,任允鹏,等.特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法[J].科学技术与工程,2020(6):98.[2]李阳.低渗透油藏CO2驱提高采收率技术进展及展望[J].油气地质与采收率,2020,027(001):1-10.[3]聂臻,于凡,黄根炉,等.伊拉克H油田Sadi油藏鱼骨井井眼布置方案研究[J].石油钻探技术,2020,048(001):46-53.。

《长庆特超低滲透油藏不同井型井网优化技术研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，石油资源的重要性日益凸显。

中国作为全球最大的石油消费国，其石油开采技术不断进步。

长庆油田作为我国重要的油气产区，特超低渗透油藏的开采成为研究热点。

而针对此类油藏，不同井型井网的优化技术成为提高采收率、降低开发成本的关键。

本文将就长庆特超低滲透油藏的不同井型井网优化技术进行深入研究。

二、长庆特超低滲透油藏特点长庆特超低滲透油藏具有以下特点：一是油层薄、渗透率低，导致油藏开采难度大；二是非均质性强，油层物性差异大；三是原油粘度高，流动性差。

这些特点使得传统的开采方法在长庆特超低滲透油藏的开采中面临诸多挑战。

三、不同井型井网技术概述针对长庆特超低滲透油藏的特点，研究团队提出了多种井型井网优化技术，包括直井、水平井、网状井等。

1. 直井技术：直井是最常用的井型，通过合理布置井位，可以有效地降低油流阻力，提高采收率。

然而，在特超低渗透油藏中，直井的开采效果往往不尽如人意。

2. 水平井技术：水平井能够更好地适应低渗透油藏的特点，通过增大与油层的接触面积，提高采收率。

然而，水平井的钻探成本较高，需要结合油藏实际情况进行优化设计。

3. 网状井技术：网状井通过在油藏中布置多口井，形成网状结构，能够有效地提高采收率并降低单井产量递减速度。

然而，网状井的布井密度和井距的优化是关键。

四、优化技术研究针对长庆特超低滲透油藏的实际情况，本文提出以下优化技术研究方向：1. 直井与水平井结合：通过直井与水平井的联合布置，既可以降低钻探成本，又可以提高采收率。

研究团队应开展直井与水平井的优化设计方法研究，包括井位选择、井深设计、水平段长度等。

2. 网状井布井优化：网状井的布井密度和井距对采收率具有重要影响。

研究团队应开展网状井的布井参数优化研究，通过数值模拟和现场试验相结合的方法，确定最佳的布井密度和井距。

3. 采收率预测与评价：通过对不同井型井网的采收率进行预测与评价，可以更好地指导现场开采。

《长庆特超低滲透油藏不同井型井网优化技术研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，对油藏的开发和利用变得尤为重要。

中国长庆油田作为国内重要的油气产区，其特超低滲透油藏的开发难度尤为突出。

这类油藏的开采需要采用高效、经济的井网优化技术，以实现高效开发和可持续利用。

本文旨在研究长庆特超低滲透油藏中不同井型井网的优化技术，为该类油藏的开发提供理论依据和技术支持。

二、长庆特超低滲透油藏概述长庆特超低滲透油藏具有低孔隙度、低渗透率、非均质性强等特点，这使得传统的开采方法难以满足高效开发的需求。

针对这类油藏，需要深入研究不同井型井网的优化技术，以提高采收率和经济效益。

三、不同井型井网技术研究1. 直井井网技术直井是油藏开发中常见的井型，对于长庆特超低滲透油藏而言，直井的井网布局需根据地质条件、油藏特征等进行合理设计。

研究直井井网的优化技术，包括井距、排距、井网密度等参数的确定，对于提高采收率具有重要意义。

2. 水平井井网技术水平井技术是近年来发展起来的一种新型开采技术，对于长庆特超低滲透油藏的开发具有较好的适应性。

研究水平井的井网布局、轨迹设计、生产制度等，可以有效提高采收率和降低开发成本。

3. 复合井型井网技术复合井型井网技术结合了直井和水平井的优点，针对特定地质条件和油藏特征进行设计。

研究复合井型井网的优化技术，包括不同井型的组合方式、布井顺序、生产制度等，对于实现高效开发具有重要意义。

四、优化技术研究方法针对长庆特超低滲透油藏的不同井型井网优化技术，可以采用以下研究方法：1. 地质综合分析：通过地质综合分析，了解油藏的地质特征、非均质性和各向异性等，为井网优化提供依据。

2. 数值模拟研究：采用数值模拟软件，对不同井型井网的开采过程进行模拟，分析采收率、经济效益等指标，为优化设计提供参考。

3. 现场试验研究：通过现场试验，验证不同井型井网的开采效果和经济效益，为后续的优化设计提供实践经验。

五、结论与展望通过对长庆特超低滲透油藏不同井型井网优化技术的研究，可以得出以下结论：1. 直井、水平井和复合井型井网技术各有优缺点，需要根据具体地质条件和油藏特征进行合理选择和设计。

长庆油田低渗透裂缝性油藏调剖技术研究对长庆油田具有低渗透特征的裂缝储层进行储层物性与非均质性的分析，进行相应的聚合物调剖剂优选实验。

选取水解聚丙烯酰胺作为聚合物，同时配以交联剂与促进剂的优选配方。

利用动态研究与静态分析结合的研究手段，对长庆油田低渗透裂缝性油藏的成胶时间、成胶强度、抗温性质等参数进行了研究。

研究发现，使用弱凝胶调剖剂可以获得更为合理的成胶强度、成胶时间，同时具有较好的稳定性。

可以做到对不同低渗储层进行有效的封堵。

另外能够合理的调整吸水剖面，能够满足长庆油田各油藏的调剖要求。

标签：长庆油田；油气开发；低渗透；提高采收率；调剖油藏开发中用到的调剖技术得到了快速的发展，从注水井调剖到现在的油田区块调剖，通过使用油藏工程的相关理论与技术将调剖技术发展到油藏深部位调剖，增强了水驱开采的工作效率，同时长庆油田的调剖技术得到了非常大的提升。

故此，开展长庆油田低渗裂缝性油藏调剖技术的研究是非常重要的。

通过相关研究可以提高长庆油田水驱开发效率，提高油田采收率，实现老油田的稳产。

另外通过进行相关的调剖实验，对长庆油田低渗透裂缝储层的调剖剂进行相关研究，并应用到水井调剖的工作中能够实现对产量的控制与增加，同时减少的油井的产水率，进一步调高注水效率，增加注水躯体的效率。

为老油田实现生产目标提供必要的保障。

1 室内试验1.1 实验方法将长庆油田联合站收集的污水配置浓度为四千毫克每升的水解聚丙烯酰胺聚合物母液以及质量分数为百分之一的交联剂母液和百分之一浓度的促进剂母液备用。

再根据合理的比配将两者进行混合，在搅拌的同时加入交联剂母液，共同搅拌直到交联剂均匀分散在溶液中。

依次循环操作，将各种不同的水解聚丙烯酰胺聚合物母液、交联剂和促进剂混合。

可以得到不同浓度的弱凝胶调剖剂，把这些调剖剂用不同的密闭瓶子装起来，进行密闭处理后放入五百摄氏度恒温干燥箱，利用粘度计对他们的粘度变化进行相应的监测。

1.1.2 HPAM 浓度优先HPAM 的使用量是十分重要的问题，在对其进行浓度选择时要进行合理的分析。

聚合物微球调驱工艺优化设计刘丰钢;铁磊磊;李翔;王冠华【摘要】聚合物微球具有进行深部调驱的性能，选用纳米聚合物微球与核壳自胶结微球进行室内实验，对注入段塞工艺、不同类型微球组合注入次序与比例以及注入方式进行了系统的优化。

结果表明，相比高质量浓度短段塞及低质量浓度长段塞，中等质量浓度中等段塞注入聚合物纳米球工艺综合了以上两种注入工艺的优点，可以在适当的时间内获得相对稳定的采收率；先注入核壳自胶结微球后注入纳米球对于中低渗地层进行深部调驱具有更高的微球利用率及开发效果，实验条件下两者的最佳 PV 数比为1∶1；间隔注入工艺，使得微球分布于更为广泛的地层中，对于前期形成的新的渗水通道可以进行及时的微球补充，从而使得采收率持续增长。

%Since polymeric microspheres have the ability of in-depth profile control,nano-polymeric microspheres and core-shell macadam microspheres were chosen as the materials in the experiments.The slug injection,the order and ratio of the two different polymeric microspheres,and the ways of injection were systematically optimized.The experiment results show that compared with the high-concentration with short-slug and the low-concentration with long-slug,the mid-concentration with mid-slug combined the above advantages,which can obtain a relatively more steady oil recovery ratio during a proper time. Utilization efficiency can be improved by injecting the core-shell macadam microspheres before injecting nano-polymeric microspheres during in-depth profile control,and the best ratio is 1∶1 under the experiment conditions.The microspheres can be distributed more widely in the floorusing interval injection,which is favorable for continued growth of oil recovery continually .【期刊名称】《石油化工高等学校学报》【年(卷),期】2015(000)005【总页数】7页(P24-30)【关键词】聚合物微球;深部调驱;段塞工艺;注入次序及比例;注入方式【作者】刘丰钢;铁磊磊;李翔;王冠华【作者单位】中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450;中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450;中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450;中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450【正文语种】中文【中图分类】TE357由于一些地层的非均质性严重，地层有高渗层、大孔道存在，成为水流动的主要通道，使得注入水沿阻力小的高渗透部位突进，造成采油井见水后含水率上升快。

低张力聚合物微球调驱机理及注入参数优化付美龙;张蒙;胡泽文;汪溢;杜伟【摘要】聚合物微球在溶胀以前粒径较小,能随注入水顺利进入油藏深部,在地层高温作用下,聚合物微球吸水溶胀,粒径变大,最后以架桥的方式堵塞地层喉道,实现油藏的深部调剖.在低倍显微镜下观察岩心切面的微球,可以明显看到其运移—架桥—堵塞—变形—突破再运移—再堵塞的调剖过程.宏观机理验证中发现注入聚合物微球后,驱替压力明显上升,证明了堵塞的存在.通过注入参数优选,最后发现0.3％微球和0.5％表面活性剂1:1在0.5 mL/min速度下交替注入0.5 PV,溶胀48 h后的驱油效果最好.【期刊名称】《当代化工》【年(卷),期】2016(045)008【总页数】4页(P1784-1787)【关键词】低张力聚合物微球;驱油机理;参数优化【作者】付美龙;张蒙;胡泽文;汪溢;杜伟【作者单位】长江大学石油工程学院,湖北武汉430100;长江大学石油工程学院,湖北武汉430100;长江大学石油工程学院,湖北武汉430100;长江大学石油工程学院,湖北武汉430100;长江大学石油工程学院,湖北武汉430100【正文语种】中文【中图分类】TQ39;TE397目前，中原油田多数油藏已处于高含水或特高含水开发阶段[1]。

文25东区块属河流相沉积，层内非均质严重,渗透率表现为正韵律特征，渗透率级差＜17倍[2]，突进系数＜3，变异系数＞0.9，总体上表现中等略偏强的层内非均质性[3]。

经过多年注水开发，层内矛盾进一步加剧[4]。

鉴于中原油田地层温度高、地层水矿化度高，常规三次采油技术难以适应。

为解决中原油田含水率高以及采收率低的现状，油田相继开展了CO2吞吐、N2驱、空气驱、合成聚合物驱、交联聚合物驱、微生物采油等项现场试验[1]，但效果都不甚理想。

为了克服严重的层间非均质性，增大注入水的波及面积以及洗油效率，文25东区块引进低张力聚合物微球调驱工艺，实现油田的增产稳产。

超低渗裂缝油藏深部置胶成坝调驱技术【摘要】针对长庆油田吴410区超低渗透、裂缝性油藏，试验了深部置胶成坝调剖工艺技术。

研制了体膨凝胶颗粒堵剂及聚丙烯酰胺间苯二酚地下交联堵剂，并进行了堵剂性能评价试验。

聚丙烯酰胺间苯二酚地下交联堵剂具有成胶时间可控（16～48h，60℃）、堵水选择性好（油相岩心封堵率≤40.7%，水相岩心封堵率≥97.6%；油相岩心突破压力≤0.91MPa/m，水相岩心突破压力≥1.75MPa/m）、耐冲刷性能强等特点。

裂缝深部前置聚丙烯酰胺间苯二酚地下交联堵剂，后续大剂量、多段塞、小排量挤注体膨凝胶颗粒堵剂，矿场试验效果较好，具有堵水与驱油双重作用。

2011年施工2口注水井，平均注水压力上升2.0MPa，井组内油井均见调剖增油效果，最短见效周期65天，最长见效周期已超过360天，且继续有效。

至目前单井平均累计增油超200t，调剖增油效果好。

【关键词】置胶成坝深部调驱超低渗裂缝油藏堵水调剖堵剂性能评价现场试验吴410区油藏平面非均质性严重、纵向上渗透率变异系数较大，平面及纵向均发育有裂缝，平均渗透率0.5×10-3μm2，属于较典型的超低渗透、裂缝性油藏。

生产过程主要表现为注入水向下滤失严重、压力驱替系统难以建立、油井见效差、注水效率低等特点。

常规浅堵浅调技术不能有效解决当前生产问题，且单纯利用体膨颗粒堵剂调剖效果较差。

1 调驱机理控制聚丙烯酰胺间苯二酚地下交联堵剂成胶时间，则液态堵剂在成胶前可被泵送至裂缝深部，堵剂在地层深部某处成胶，形成深部前置成坝封堵，对后续堵剂在裂缝中的运移起到阻滞、改向作用，即置胶成坝作用。

后续体膨凝胶堵剂具有较好吸水膨胀性（遇油不膨胀）及变形通过性，随注入水的冲刷，通过变形、收缩和破裂3种形式在地层孔隙中移动[1]，由于水的冲刷和地层的剪切，颗粒堵剂进入到地层深部后重新分布、聚集，从而起到体膨凝胶堵剂堵水和驱油的双重作用[2]，提高油田最终采收率。

聚合物微球调驱技术的实际应用及效果评价续博; 李泰余; 孟越; 刘超; 吴文超; 李平; 罗强【期刊名称】《《石油化工应用》》【年(卷),期】2019(038)008【总页数】5页(P71-75)【关键词】聚合物微球; 调驱调剖; 增产增效【作者】续博; 李泰余; 孟越; 刘超; 吴文超; 李平; 罗强【作者单位】陕西明德石油科技有限公司陕西西安 710016; 西安中孚凯宏石油科技有限责任公司陕西西安 710016; 中国石油长庆油田分公司第一采油厂陕西西安710016【正文语种】中文【中图分类】TE357.46随着安塞油田注水开发，由于受油藏地层的非均质性影响，同时受层间、平面、层内矛盾和天然裂缝、微裂缝、压裂造成的裂缝、局部高渗带的影响，再者受油藏类型、砂体展布方向、注采井网等因素影响，严重制约了油田的注水效果。

具体表现之一为注水井的注入水沿单向突进，导致水驱波及体积减小，突进方向油井见水后含水迅速上升、产油量大幅度下降，而侧向井地层压力保持水平较低，长期低产低效，严重影响油田整体开发水平。

为了解决上述问题，调剖调驱技术应运而生，并且通过多年的应用实践，能够有效的优化注水效果，提高油田的整体开发水平。

而聚合物微球调驱技术则是在以往的调剖调驱技术上近年来发展起来的一种新型深部调驱技术。

1 储层特征及水淹类型1.1 地质及储层特征安塞油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，构造由西向东逐渐抬升，砂体呈北东-南西向展布，斜坡上发育东西向、北东-南西向的小型鼻状构造。

开发含油层位主要有长2、长3、长4+5、长6，其中长6 和长2 为主力开采层，为典型的岩性-构造油藏，向东为岩性控制，向西为构造控制，岩心孔隙度在2.0 %～17.16 %，平均值约11.27 %；渗透率在0.1×10-3μm2～38.82×10-3μm2，平均值约1.01×10-3μm2，整体属于特低孔、特低渗储层。

聚合物驱方案注采参数优化设计
张虎;杜龙
【期刊名称】《石油石化物资采购》
【年(卷),期】2022()19
【摘要】针对聚合物驱方案设计,利用油藏数值模拟技术,采用单因素优化方法,对聚合物驱注入速度、注入浓度、段塞尺寸及段塞结构开展优化设计,确定了聚合物驱方案最佳注入参数,为聚合物驱现场实践提供技术支撑。

【总页数】3页(P166-168)
【作者】张虎;杜龙
【作者单位】延长油田股份有限公司;延长油田股份有限公司吴起采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.聚合物驱后转后续水驱注采参数优化研究
2.杜229区块直井蒸汽驱注采参数优化设计
3.海上B油田多元热流体转驱注采参数优化设计
4.砾岩油藏聚合物驱注采耦合调控方法及参数优化
5.聚合物驱后剩余油分布规律及注采参数优化——以河南双河油田北块为例
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。