双河油田聚合物驱后深部调剖技术研究

聚合物驱后深部调剖技术弥补了聚合物溶液调剖作用有限的缺点,通过对地层充分调剖提高波及系数,最大限度提高地层的采收率.针对河南双河油田的情况,经研究发现：冻胶型深部调驱剂可根据需要配成不同成冻时间和强度的体系,体系成冻时间1d～15d,突破真空度0.04～0.062 MPa,具有较强的封堵能力.可视化模型研究表明,按照先弱后强的顺序注入组合调剖剂有利于提高采收率.采收率流动实验证明,调剖剂注入时机越早越有利于提高采收率.     

渤海 S油田窜流通道封堵技术

针对渤海S油田长期注水开发形成水窜通道,导致区块含水上升速度快的问题,采用示踪剂方法识别油水井间高渗条带,分析计算了高渗条带渗透率及孔喉大小,通过对凝胶类调剖体系强度和微球粒径分级、微球类调剖体系粒径与岩心孔喉直径的匹配性和注入段塞及施工工艺组合方式的研究,获得了适合该油田高渗条带封堵及深部调剖的分级组合深部调剖技术。该技术的主要内容包括:以凝胶(先注弱凝胶,后注强凝胶)加微球为组合调剖剂,以凝胶井口调剖加微球在线调剖的组合工艺方式。研究结果表明,S油田目标井区高渗条带渗透率为8.8μm~2,平均孔喉约为20μm;适合分级组合深部调剖技术的两种强度凝胶体系配方为0.3%聚合物+0.2%交联剂(弱凝胶)、0.4%聚合物+0.3%交联剂(强凝胶);微球膨胀后的粒径与孔喉直径比为1~1.5时,微球调剖体系兼具良好的封堵性能和运移性能;应用凝胶封堵近井地带高渗条带、微球进行深部调剖的段塞组合方式,在相同成本下的调剖效果最好;采用井口调剖+在线调剖相结合的工艺方式,可使海上油田深部调剖设备占用平台空间降低70%以上。分级组合深部调剖技术在渤海S油田矿场试验中取得了显著效果,井组综合含水最高下降8.4%,井组净增油18288 m~3,适合于海上砂岩油田深部调剖作业。     

支化预交联凝胶颗粒在油藏中的运移与调剖特性

调剖剂在多孔介质中的运移能力是影响其深部调剖性能的关键。支化预交联凝胶颗粒（B-PPG）是一种在PPG基础上发展的带有支化链的新型调剖剂,支化结构的引入能够增强其膨胀性能,提高颗粒弹性变形能力,使其通过弹性形变通过孔喉,运移至油藏深部调剖。针对该型调剖剂,设计了孔隙介质中的运移与调剖实验,重点考察了其微观运移与封堵特征、不同渗透率条件下的深部运移能力和调剖效果。结果表明,B-PPG膨胀能力较部分PPG强（体积/粒径膨胀倍数为47.3/3.6）。粒径大于喉道直径的B-PPG能够通过弹性形变通过孔喉,同时以单颗粒或多颗粒堆积的方式对孔喉形成暂时性和反复性的封堵。在匹配渗透率条件下（1.6~3.2D）,B-PPG能够运移至模型深部,实现液流转向,扩大波及体积,为实现非均质油藏深部调剖提供了可行的技术选择。     

耐温耐盐深部调剖体系研究

采用非离子聚合物与酚醛树脂制备了一种耐温耐盐的深部调剖剂,并考察了深部调剖剂的成冻性能。根据成冻强度级别的划分,定性地测定了成冻时间,用突破真空度法定量地测定了成冻强度,并绘制出成冻时间和成冻强度等值图。评价了聚合物与交联剂的质量分数、温度、pH值、矿化度及剪切速率对成冻性能的影响,也评价了油井的封堵性能,并分析了注入时机对采收率的影响。结果表明：交联体系成冻时间在1～18d可调,成冻后强度高,具有很好的耐温耐盐性;pH值适用范围广,抗剪切性强,封堵性能好。在注入相同量的调剖剂时,注入时机越早,提高采收率增值也就越大。     

核壳型乳胶颗粒逐级深部调驱剂性能

针对长庆油田低孔、超低渗油藏储层传导性较差、易出现"注不进、采不出"的现象研发ZJ-HK核壳型乳胶颗粒,粒径为50～200 nm,采用200 g/L模拟盐水水化14 d可膨胀20～100倍,膨胀粒径可控,耐温抗盐性、分散性及稳定性好,能够改变地层深部水相和油相的微观渗流过程及宏观油水相平衡,达到逐级深部调驱和提高油田采收率的目的.封堵性能评价实验表明,ZJ-HK核壳型乳胶颗粒在孔喉完成暂堵—突破—再暂堵—再突破的过程,能够运移到地层深部,具有调驱剂逐级深部调驱的典型特征;微观模型提高采收率实验表明,注入1.5 g/L核壳型乳胶颗粒0.3 PV,采收率从注水的23％提高到75％,驱替效果显著.     

聚合物驱后交联聚合物深部调剖技术室内试验研究

为了避免聚合物驱后恢复水驱时含水率迅速上升,研制了交联聚合物深部调剖剂冻胶107,并对其配方进行了优化。通过平行管流动试验,分高、低两种渗透率模拟油藏非均质性,研究聚合物驱后的压力、各种渗透率层的采收率和含水率的变化。试验结果表明,聚合物驱后直接进行深部调剖,流动性较强的深部调剖剂将主要进入高渗透孔道,对高渗透层造成封堵,为了使组合调剖剂能进入深部高渗透层,提高原油采收率,必须按照先弱后强的顺序,尽可能早的注入组合调剖剂。     

一种聚合物驱后深部调剖用HPAM/Cr3+冻胶体系

针对孤岛油田砂岩油藏的地质特点,用可延缓释放Cr3 的一种有机铬交联剂与延缓剂配合,研制了深部调剖用的一种聚合物(HPAM)/有机铬冻胶体系,由冻胶强度级别的划分定性地测定成冻时间和突破真空度的方法定量测定冻胶强度,并作出了成冻时间及强度等值图。实验结果表明HPAM/Cr3 冻胶交联时间可调,冻胶体系成冻时间可调1~18d,成冻后强度高。聚合物驱后,继续向地层中注入一定量的组合深部调剖剂,能有效地提高采收率。     

聚合物驱后深部调剖提高采收率的实验研究

本项实验研究针对地温69～70℃、地层水矿化度4.5 g/L、注入水矿化度4.7 g/L的河南油田双河砂岩油藏.实验温度70℃,实验用原油70℃粘度12.1 mPa·s,选择单液法施工的交联聚合物冻胶为深部调剖剂,聚合物HPAM分子量1.62×166,水解度12.5%,交联剂有有机铬、无机铬[Cr(Ⅵ)化合物+还原剂]和酚醛树脂.根据三类聚合物/交联剂体系成冻时间等值线图选出了成冻时间分别为1、1、5、10、15天的5个配方,其突破真空度(强度)为69～40 kPa,Sydansk相对强度级别为G,注入0.2 PV时填砂管封堵率为99.23%～97.02%.渗透率级差～3的并联双填砂管饱和油之后注水驱油至含水98%,再注入0.30 PV 1.0 g/L HPAM溶液并再次注水,达到一定含水率(67.0%～98.0%范围,共7个值)和相应采收率(39.4%～45.3%)时,注入0.15 PV成冻时间1天、强度较高的调剖剂(HPAM/有机铬体系)并恢复注水,采收率增值(28.7%～12.5%)随调剖时机提前而加大.注入、采出口之间有高渗条带的可视平板填砂模型,依次饱和水,饱和油,注水驱油至含水98%,先后注入成冻时间1 d、强度不同的两种HPAM/有机铬体系(0.015+0.010 PV)并恢复注水,调剖剂注入顺序为先弱后强时的最终采收率(63.6%)高于注入顺序为先强后弱时的最终采收率(55.3%).图6表3参7.     

南海涠洲中低渗油藏SMG深部调驱体系研究

目的针对涠洲12-1油田中低渗油藏注水开发效果差,注入凝胶调剖容易导致注入压力过高产生欠注,泡沫驱泡沫体积及半衰期受高温高盐环境影响大等实际问题,提出使用合成粒径可控,性质稳定且具有优秀的注入能力以及耐温耐盐性能的SMG微球作为深部调驱剂,以期满足现场进一步增产需求。 方法利用扫描电镜、激光粒度仪以及物理模拟实验针对SMG深部调驱体系的水化膨胀性能、注入性能、封堵性能和提高采收率效果进行分析。 结果SMG具有良好的膨胀及封堵性能,其初始粒径为0.71 μm,7天后粒径膨胀速度减缓,达到5.32 μm,最终粒径膨胀倍数约7倍。岩心渗透率在69.8×10-3~308.0×10-3 μm²时,封堵率均在90％以上,且随着岩心渗透率的增加,SMG的阻力系数、封堵率呈小幅度波动后逐步下降趋势,实验组中最高采收率增幅为15.49%。 结论注入SMG可以实现深部滞留,有效封堵高渗层大孔喉,改善储层非均质性,改变驱替液流向及压力分布,提高波及面积,从而提高采收率;并且注入SMG的时机越早,增压调驱能力越强,提高采收率效果越好。      

海水基弹性微球深部调驱工艺在埕岛油田的应用

埕岛油田主力含油层系馆陶组发育高孔、高渗透砂岩油藏,因高速开发,导致油井含水上升速度快。采用海水配制弹性微球,其初始粒径按照1/7~1/3倍孔喉直径的架桥准则进行选择,确定了微米级海水基弹性微球,并对海水基弹性微球的粒径与孔喉的匹配关系、粘度和双管驱替效果等进行了实验。结果表明,海水基弹性微球膨胀10~15 d后粒径达到1.4~1.5倍孔喉直径时,可产生有效封堵;其初始粘度约为1 mPa·s,易于进入油层深部。在埕北25A试验区,采用计量泵向高压注水管线中注入0.01倍孔隙体积的海水基弹性微球后,水井注入压力上升了1~2 MPa,充满度提高了0.22~0.57,对应11口油井有9口井见效,平均含水率下降了7.6%,恢复水驱4 a后仍有效,表明海水基弹性微球深部调驱工艺对海上油田稳油控水具有长效性。     

非均相复合驱中黏弹性颗粒驱油剂与储层孔喉匹配关系

胜利油田聚合物驱后油藏非均相复合驱先导试验取得显著效果,其驱油体系的核心是黏弹性颗粒驱油剂.作为一种新型颗粒驱油剂,黏弹性颗粒驱油剂与储层孔喉之间的匹配关系直接影响非均相复合驱油体系设计及矿场应用效果,但目前尚缺乏有效指导黏弹性颗粒驱油剂与储层孔喉匹配关系分析的方法,且室内实验控制相关变量不够精确.采用球体颗粒堆积体来...     

基于毛细管模型的纳米聚合物微球深部调驱机理

常规粒径匹配理论认为,聚合物微球能否进入地层孔隙并向深部运移,取决于粒径和地层孔喉直径的匹配关系,但无法充分解释纳米聚合物微球粒径越小、调驱效果越好的现象。文中根据微观实验明确了纳米聚合物微球在地层中的主要作用形式,建立了纳米聚合物微球沉积调控关键渗流参数数学模型,同时建立了2种基于毛细管模型的聚合物微球调驱数学模型,并通过算例对模型验证。研究结果表明:纳米聚合物微球在孔隙中的作用形式主要为沉积,通过沉积使得液流部分转向,进而达到扩大波及体积的目的;纳米聚合物微球调控储层渗透率的作用机理,是沉积后改变了孔隙的比表面积;算例表明,纳米聚合物微球通过沉积调驱的效果优于常规微球的封堵作用,也与数学模型及现场使用结果相符。该研究揭示了纳米聚合物微球深部调驱机理,为现场使用提供了理论依据。     

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

针对大庆喇嘛甸油田油层厚度大、相带组合复杂多样、层内非均质性严重等特点，利用室内岩心驱替实验方法，开展了深部液流转向剂调驱增油效果影响因素及其与油藏适应性研究。结果表明，转向剂用量、强度以及渗透率变异系数对油藏调驱增油效果均有影响：转向剂用量越大，调驱增油效果越好；采收率增幅随转向剂强度增大呈现先增大后减小的变化趋势；渗透率变异系数越大，调驱增油效果越好。岩心流动实验和仪器检测分析研究表明，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。由此认为，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、中、低渗透层的特点以及转向剂分子线团尺寸与储集层岩石孔隙半径中值间的匹配关系，以确保转向剂对中、低渗透层的伤害最小。图5表3参17     

新型微溶胶的制备及性能表征

微溶胶是一种微米级颗粒溶液或分散凝胶溶液,主要用于油藏的深部调驱,具有控水和驱油双重功能。针对SZ-1油藏紊件（温度65℃、矿化度32g/L）,通过反相乳液聚合法制得了微米级双重交联聚合物微球——微溶胶,实验结果表明．微溶胶初始中值粒径为16．99μm,与孔喉尺度相匹配;在65℃、矿化度50g／L的备件下,体积溶胀倍率可达216．25,兼具微溶的特性,并可长期保持稳定;转向压力实验表明微溶胶具有较好的强度和弹性变形能力：     

地面预交联颗粒调驱剂的性能改进

地面合成弱凝胶颗粒调驱剂解决了常规地下交联调驱剂进入地层后,因稀释、降解、吸附、酸碱性条件变化等各种复杂原因造成的不成胶现象。在配制过程中具有很好的可控性,使用方便。但是在应用过程中发现,颗粒膨胀速度太快,不易进入地层深部,而且颗粒密度大,悬浮性能差,在水中以分散相存在,较难进入地层中的微小孔隙,这就很难起到彻底的调剖和驱油作用,为此通过主剂单体的筛选、添加相应的助剂、完善合成工艺等方法对预交联颗粒调驱剂进行了性能改进研究,研制出了适合中原油田高温、高盐油藏特性的深部调驱剂。实验结果表明,该调驱剂能解决目前现场应用中存在的问题。     

微泡沫与普通泡沫注入性及调剖能力对比

针对普通泡沫注入性差、运移性弱的问题,将气体和起泡剂溶液同时注入填砂管发泡器制备出一种气泡微细的微泡沫体系。通过多测压点长填砂管和并联填砂管对比了微泡沫和普通泡沫注入性和调剖能力的差异,并借助微观非均质模型对比研究了微泡沫和普通泡沫的封堵机制及改善微观非均质能力。微观驱替实验表明,由于微泡沫气泡直径小于高渗区域孔喉直径,气泡受孔喉的约束较小,主要通过多个气泡叠加作用在高渗区域孔喉处形成堆积封堵,后续气泡以"直接通过"或"弹性变形"的方式流入低渗区域,少量气泡以"气泡陷入"方式封堵小孔喉,但高渗区域堆积的微泡沫易被冲散,导致其封堵强度较弱,调剖作用有限。与微泡沫相比,普通泡沫的平均气泡直径大于高渗孔喉直径,气泡通过孔喉时的流动阻力较大,封堵能力较强,气泡主要通过"弹性变形"和"液膜分异"作用进入孔喉。相同泡沫注入量条件下,普通泡沫微观调剖效果更好。微泡沫在填砂管沿程产生的压差分布较为均匀,其注入性和深部封堵能力优于普通泡沫,但其封堵高渗通道能力及耐水冲洗能力较弱,调剖能力弱于普通泡沫。     

注入速率对分散调驱体系注入、运移和驱油效果的影响

为满足渤海油田高速高效开发的技术需求,利用生物显微镜和岩心驱替实验研究了分散调驱体系的膨胀性能和注入性能,以及注入速率对分散调驱体系运移性能和驱油效果的影响。研究结果表明,在渤海B油藏环境下,超分子型分散调驱体系初始粒径为3.9μm,水化膨化192 h后粒径膨胀了3.41倍,具有良好的水化膨胀效果。在注入过程中部分超分子型分散调驱体系会在岩心端面滞留产生端面效应,导致岩心渗透率降低。注入速率增加会使分散调驱体系更多地进入岩心内部,从而有利于调驱体系的深部运移和封堵。但对于非均质油藏,注入速率过高会导致部分分散调驱体系进入低渗层,造成低渗层的吸液压差降低,最终采收率降低。超分子型分散调驱体系与水交替注入可不同程度地提高最终采收率。     

大粒径调剖颗粒封堵机理及深部运移性能评价

大粒径弹性调剖颗粒不同于常规调剖剂,通过合理运用可以有效改善地层深部的非均质性,然而目前受实验装置的限制,大粒径颗粒的室内注入实验研究十分有限。针对这一问题制作了裂缝模型及颗粒顶替装置,并设计了基于现场应用的一种粒径为1~5 mm的弹性调剖颗粒的封堵及深部运移性能评价实验。通过连接在顶替装置上的压力传感器记录压力数据,绘制了注入压力-时间曲线,总结了相关的数据分析方法;在数据处理方面提出颗粒变形通过压力这一参数用来评价颗粒的深部运移能力及其对目标裂缝的封堵能力,并通过改变颗粒体系中颗粒的含量来研究颗粒用量对于封堵和运移效果的影响。实验结果表明,调剖颗粒体系中颗粒的含量越高,封堵及深部运移作用的效果越好;1 mm粒径颗粒深部运移能力较强,3 mm粒径颗粒封堵能力较强,均适用于深部调剖,而5 mm粒径颗粒刚性封堵能力太强,不适用于深部调剖;在实际应用中应结合实施措施区块的地质条件以及措施实施目的进行颗粒选择。该项实验的设计及相应分析方法简单、有效,所需装置也较易获取,可为同类大粒径调剖颗粒性能研究的室内实验提供借鉴。     

新型微凝胶深部调驱体系研究进展

微凝胶是一种微米级颗粒溶液或分散凝胶溶液,主要用于油藏深部调驱,具有控水和驱油双重功能。微凝胶主要依靠微米级颗粒吸水膨胀封堵地层孔喉,而且当一定数量的颗粒在喉道处堆积时,可产生封堵,使水完全绕流,实现逐级深部调驱。在调研国外微凝胶深部调驱体系研究现状的基础上,介绍了微米级微凝胶宏观形态及内部高度交联结构、受热膨胀性能以及在孔喉中的逐级封堵机理,分析了温度、盐等因素对微凝胶膨胀性能的影响,最后研究了在多孔介质中的运移及其对油藏的适应性,证实微凝胶是一项具有良好应用效果和应用前景的调驱技术。      

恒速压汞法在致密储层孔隙结构表征中的适用性

在深入分析恒速压汞法原理的基础上,结合鄂尔多斯盆地延长组致密油岩心实验结果,研究了该方法在致密油孔隙结构表征中的适用性。结果表明:运用恒速压汞法能够区分孔隙和喉道,获得孔隙半径、喉道半径及孔喉半径比分布,可以更全面地表征孔隙结构并揭示其对渗流能力的影响;恒速压汞法以准静态进汞,能够消除润湿滞后效应,同时修正了高压下介质变形的影响,实验数据相比于高压压汞法更为准确。然而,受最高驱替压力的限制,恒速压汞法最大汞饱和度较低,无法表征半径小于0.12μm的孔喉。总体而言,恒速压汞法在表征致密油孔隙结构方面有一定的优势,但还需要结合其他方法才能表征致密油完整的孔隙结构。