聚合物驱剖面返转确定方法研究

在油田的开发过程当中,如果储层的吸水剖面出现了反转,将会对储层的开发产生不利的影响。因此,充分的了解并认识储层发生剖面反转的机理,能够为有效的防止剖面反转的出现提供一定的理论基础。本文利用Darcy定律推导了动态阻力系数计算方法,进行室内并联岩心物理模拟实验。通过实验发现:储层发生剖面返转,其最根本的原因是因为驱替用聚合物溶液在高、低渗透率岩心当中的动态阻力系数表现规律不同,渗透率较低的储层其阻力系数的变化率表现为不断升高,而渗透率较高的渗透其阻力系数的变化率表现为不断降低,在二者的数值相等时,储层当中的吸水剖面就会出现返转。     

海上油藏变浓度聚合物驱剖面控制实验与应用

针对渤海强非均质、中高粘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,首先通过岩心驱替实验分析了聚合物溶液浓度对吸液剖面的影响规律;然后测试了高浓-低浓聚合物驱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,能够对高渗层有效的封堵,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%。     

聚合物驱注入剖面发生返转类型研究

杏A聚合物驱工业化区块,于2009年10月陆续投产、投注,2010年11月正式注入聚合物溶液。跟踪杏A块连续注入剖面变化,对比注聚后73口同井连续剖面,发现其中有31口注入井剖面发生不同程度的返转,剖面发生返转后整体动用程度下降了5.8个百分点,注入井发生剖面返转后,注入井整体剖面动用状况呈现变差趋势,注入井发育沉积单元数量和单层发育厚度情况,很大程度上影响注聚后剖面变化趋势。因此,有必要研究引起注入剖面返转的影响因素,以及不同返转类型对注入剖面是起到改善还是变差的作用,通过相应措施调整,来进一步改善注入剖面,提高聚驱效果。     

聚合物驱剖面返转影响因素研究

聚合物驱油技术是一种应用广泛的三次采油技术。聚合物驱过程中,会发生吸液剖面返转现象,这对提高采收率是一种不利现象。利用油藏数值模拟方法研究聚合物驱剖面返转的影响因素,分别分析渗透率极差、残余阻力系数、不可及孔隙体积和注聚时机对剖面返转的影响。研究表明:极差越小,剖面返转越明显,越易出现二次返转现象;渗透率极差增大到某个值时,剖面返转从二次返转向一次返转转变;相同渗透率极差下,渗透率越大,剖面返转越不明显。残余阻力系数越大,剖面返转时低渗层分流率曲线峰值越大,第一次剖面返转时间越早,第二次剖面返转时间越晚。不可及孔隙体积越大,剖面返转时低渗层分流率越大,第一次剖面返转时间越早,第二次剖面返转时间越早。注聚时机越晚,剖面返转时间越晚,第一次剖面返转时低渗层分流率越大,第二次剖面返转时低渗层分流率越小。     

不同分子量聚合物驱相对渗透率曲线对比研究

聚合物驱相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相渗流动态及油田聚驱开发指标计算和预测的重要基础资料,而增大聚合物的相对分子量是提高采出程度的重要措施之一。本文选取五种不同分子量的聚合物,通过大量岩心实验,利用非稳态法测定了不同分子量分别在相同浓度和相同粘度条件下的聚合物驱相对渗透率曲线。结果表明,随着聚合物分子量的增加,在相同含水饱和度下聚合物相的相对渗透率逐渐降低;油水两相跨度逐渐增大;曲线的右端点和等渗点都随着分子量的增大向右偏移,说明增加聚合物溶液的粘弹性确实可以提高岩心内部的微观驱油效率。文中还首次给出了聚合物驱残余油饱和度与聚合物分子量之间的数学关系式,为不同分子量聚合物驱数值模拟研究过程中数学模型的完善提供了理论基础。     

聚合物驱注入技术——聚合物驱单管多层分质分压注入技术

大庆油田聚驱驱替对象转向渗透率更低、层间差异更大的簿差油层后,由于薄差油层对中、高分子量聚合物的适应性较差,采用同一种分子量的聚合物驱替,造成了薄差油层注入困难、动用程度低,影响聚驱开发总体效果,聚驱分注技术面临着解决聚合物分子量与油层渗透率严重不匹配的挑战。为此,研究了聚合物驱单管多层分质分压注入技术,可实现高渗透率油层控制注入量的同时降低粘损率;低渗透油层适当降低分子量和粘度,并在注聚区块开展了现场试验,见到了明显效果。     

聚合物驱注入压力设计计算

根据工程流体力学以及渗流力学,建立了聚合物驱油注入压力计算模型,给出了详细的计算步骤,以一口注聚井的数据为例,进行了聚合物驱注入过程中注入压力的分段计算,结果表明聚合物驱油注入压力包括克服地面配注管道摩阻以及聚合物溶液在地层渗流阻力所需的压力,注入压力损耗最大的是地层渗流压力,依次是孔眼压降,管流压降最小。     

抗盐聚合物在非均质地层中调驱效果评价

本文通过测量高矿化度下HPAM和KY聚合物的黏度以及双管并联岩芯驱油实验，研究了聚合物的增黏性及聚合物与岩芯渗透率级差的匹配情况，探讨了聚合物的增黏机理以及聚合物在不同岩芯渗透率级差下对高、低渗透率层及整体采收率的影响。实验结果表明，KY聚合物在相同浓度下相较于HPAM表现出更好的增黏性；渗透率级差为2时，HPAM低渗动用效果好，驱油效果优于KY聚合物；渗透率级差为3和4时，KY聚合物低渗动用效果好，驱油效果优于HPAM。渗透率极差越大，更加显示出KY聚合物的优越性。     

海上L油田弱凝胶驱后吸液剖面分析及治理

海上L油田开展弱凝胶驱以来,取得了较好的经济效益.弱凝胶驱结束后,油田含水快速回升,开发效果明显变差,水驱前缘通过优势渗流通道快速突破到生产井,注采比大幅提升[1-7].为了进一步提高L油田化学驱后的开发效果,开展地层吸液剖面分析,并提出中低渗透层降压解堵综合治理方案.通过注入井测试资料分析认为,厚层顶部吸水量持续增大,吸水厚度逐渐减小、向顶部集中,中低渗层吸液量少,层间剖面返转较明显,剖面变化复杂.针对厚油层提出优势渗流通道封堵技术,采用微米网状凝胶封堵厚层顶部高渗条带,封堵后水驱压差增大150％～400％,封堵效果较好;中低渗层采用化学解堵技术,堵塞物降黏率达92％,中低渗岩心吸液比例提高13.5％.     

二类油层注聚体系参数优化方法研究

由于二类油层平面、纵向非均质性严重,导致注入浓度与油层匹配性变差,驱替效率下降。本文根据不同聚合物体系恒压渗流实验研究结果,结合井组平均渗透率,完善二类油层聚驱注入浓度与油层匹配方法,注聚浓度匹配细化到层段,实现了注入浓度与油层的最佳匹配。注入浓度优化后,整体注入压力分布更加均衡,低渗透部位、薄差层吸水比例明显增加。     

三元复合体系的渗流特性

为了探究聚合物在驱油过程中在地层孔隙内的实际作用情况,通过室内模拟实验,在进行水驱-三元驱-后续水驱之后,通过计算阻力系数和残余阻力系数,比较两者之间的变化。其中,阻力系数(F_R)用来表征聚合物使得流度比降低的程度,同时也代表着水和聚合物溶液的流度的比;残余阻力系数(F_(RR))是用来描述聚合物降低渗透率的程度大小,同时也是油层经过聚合物驱前与聚合物驱后水相渗透率的比值。阻力系数和残余阻力系数是描述聚合物在驱油过程中,增大波及效率性能的重要指标~([1])。     

孤东GO7-22X3255井组调剖方案设计及效果

油田注水开发中后期,受地层非均质性影响,注入水沿高渗透层突进,波及中低渗透层程度低,水驱开发效果差。对注水井的吸水剖面进行调整,可改善开发效果。针对孤东油田储量动用程度高、水淹严重、剩余油高度分散、稳产难度大的严峻形势,系统开展调剖技术提高采收率的研究。选定一个具有代表性的典型注水井组GO7-22X3255,以颗粒、凝胶、颗粒和凝胶为调剖剂,通过对调剖剂注入的质量浓度,注入速度和注入量进行调剖方案设计,比较了三种注入方案下的软件数值模拟结果与现场实际效果,得出对井组GO7-22X3255以注入颗粒质量浓度为3 mg/L时效果最理想的结论。     

水驱后凝胶与表活剂交替注入驱油效果

针对裂缝性低渗透油藏注入水易沿裂缝突进、含水上升快、水驱效果不理想的情况,开展了水驱后凝胶与表活剂交替注入方式提高采收率室内实验研究。通过室内凝胶体系成胶特性和稳定性评价,筛选出与实际油藏区块注入水配伍的凝胶体系。选择甜菜碱两性表面活性剂用于活性剂驱,开展了双管并联岩心体系驱油效果研究。研究结果表明:凝胶与表活剂交替注入可明显提高注入压力,该体系的采收率平均值为12.03%,低渗岩心的采收率略高于高渗透岩心采收率。与表活剂驱、聚合物与表活剂交替注入相比,驱油效果更好,可以作为裂缝性低渗透油藏水驱后进一步提高采收率的技术。     

低渗透油藏气水交替驱数值模拟研究

吉林油田某区块低阻低渗,纵向非均质性严重,是典型的低渗透砂岩油田。结合该区块的地质特征和注水开发生产历史,应用油藏数值模拟软件,采用单因子变量法,研究注入方式及注入参数等因素对低渗透油藏开发效果的影响。结果表明,最佳的注入方案为注气180 d后转注水180 d的气水交替的注入方式,注入周期为1 a,气水比为1:1,注气速度为10 000 m3/d左右。     

二类油层精细地质解剖与综合挖潜技术方法

"十一五"以来,二类油层聚合物驱实现了由工业性试验向工业化推广应用的转变,但在工业化推广过程中,对二类油层精细地质认识不够清楚,缺乏分阶段跟踪调整方法,区块及井点间受效不均衡、层内及层间动用状况差异明显的矛盾仍然较为突出。利用精细地质研究成果,深入认识了北一二排二类油层的地质特点,通过数值模拟技术,明确了二类油层聚合物驱调整技术及措施优化设计方法,采用分注及油水井措施改造的方法减小平面、层间、井间差异。分注后油层动用状况提高6.2个百分点,油水井措施改造后,注入井平均日增注19m3,采出井平均日增油9t。二类油层平面纵向非均质性严重,在注聚不同阶段需要加大改造力度,分层注聚和调剖提高了油层的动用程度,扩大了波及体积,对改善二类油层聚驱开发效果有重要的指导意义。     

Lab simulation of profile modification and enhanced oil recovery with a quaternary ammonium cationic polymer

Long-term water flooding in oilfield exploitation generally results in a marked increase of interlayer and/or inner-layer heterogeneity of oil reservoirs and premature polymer production in large quantities from flooding reservoirs. This paper presents a novel quaternary ammonium cationic polymer (NCP), which was prepared by using maize starch and (2,3-epoxypropyl)trimethylammonium chloride as raw materials. The effect of NCP on water plugging and profile modificaton after polymer HPAM (partially hydrolyzed polyacrylamide) flooding was evaluated by laboratory simulation tests of enhanced oil recovery. The experimental results indicate that crosslinking gel system formed after HPAM-NCP alternate injection could effectively seal off the high permeability zone to force the successive liquid to flow to mid-low permeability zones and get profile control in depth. In addition, the contact angle measurements reveal that the adsorption of NCP on the montmorillonite changed its surface wettability and enhanced its hydrophilicity, which promoted enhance oil recovery significantly.     

弱凝胶调驱体系性能评价研究

针对具有储层非均质性强、渗透率低和孔隙结构复杂特点的储层,在注水开发后期,含水率急剧上升,普通的水驱和聚驱方法很难将油驱替出。复合离子型聚合物凝胶有很好的储层适应性,与注入污水配伍性好,成胶时间可控,吸附、滞留能力强,抗冲刷性好。其注入能力强,波及范围大,既可以封堵储层大孔道("调"的作用),又可以驱替储层剩余油("驱"的作用),能够满足调驱体系大剂量注入的要求。本文针对复合离子型凝胶调驱体系进行配方优选并进行性能评价实验,实验结果表明,该调驱体系具有较好的抗盐性、抗剪切性、热稳定性和黏弹性。     

The effect and analysis on Cr3+ gel improving profile control in alkalescent alkaline/surfactant/polymer flooding

The emulsification of produced fluid and the scaling along production system have always been one of the most difficult problems in NaOH/surfactant/polymer flooding. To decrease those influences on production, the pilot test of Na₂CO₃/surfactant/polymer flooding was developed in Daqing Oilfield. The results show fluid emulsification and scaling of production system were prevented effectively, but scaling along the injection system appeared and reservoir heterogeneity was aggravated. This is becoming a new technical problem. By analyzing scaling mechanism and the property of profile control agent, the author presents a technical solution that using Cr³⁺ polymer gel is improving fluid entry profile of injection well in Na₂CO₃/surfactant/polymer flooding. Optimization of formula and evaluation of its property and its compatibility with Na₂CO₃/surfactant/polymer flooding system were investigated and a pilot test was conducted in well B2‐1‐P56 of Daqing Oilfield. The results shows polymer gel has dual function, i.e., removing scale and plugging off high permeability zone. The scale in the instrument of injection, pipes and wellside of wellbore is thoroughly cleared up. The fluid entry into high permeability layer is decreased from 100 to 64.9%, and fluid entry in low and intermediate permeability layer is increased from 0 to 35.1%. The profile control of injection well is effectively improved. © 2009 Wiley Periodicals, Inc. J Appl Polym Sci, 2009     

聚合物和二元驱对稠油驱油效果影响的实验研究

辽河油田龙618区块是一个常规稠油区块,针对该区块地层压力下降快,原油粘度高等问题,进行室内岩心实验,研究聚合物驱和二元驱对稠油驱油效果的影响。结果表明:二元化学驱采出程度高于聚合物化学驱采出程度,且在二元驱的驱油过程中含水率下降的最低值更低,二元驱低于聚合物驱在驱油过程中的平均注入压力。