低初黏型凝胶调堵体系驱油效果实验研究

大庆油田聚合物驱后地层非均质性加剧,致使二次聚驱窜流严重。为实现老油田进一步开发,本文确立了调、堵、驱综合治理开发思路。根据堵调需求,研发出一种低初黏型凝胶调堵体系,该凝胶体系初始黏度小于20 mPa·s,10～40 d内黏度小于300 mPa·s,成胶黏度2 500 mPa·s以上。为探究该体系对驱油效果的影响,开展三管并联岩心驱油实验。结果表明:适量的凝胶体系可以有效改善岩心的非均质性,实现高渗层的有效封堵;然而注入量过大时,会造成中、低渗透层的污染;实验优化结果为,当凝胶注入量为0.1 PV,可实现对中、低渗透层无污染,此时再进行二次聚驱,采收率可增幅13.6%,较单纯高浓度聚驱可多提高采收率4.4%。     

微凝胶调驱效果实验研究

为考察可动微凝胶这一新型调驱体系在非均质模型中的调驱效果,采用人造填砂管模型,对该体系进行了室内实验评价。结果表明,微凝胶可明显改善低渗层的分流量,具有较好的改善注入剖面效果。当注入0.3 PV浓度2 000 mg/L的可动微凝胶时,可提高采收率7.7%;浓度越高,注入量越大,驱油效果越好,但当注入量超过0.3 PV以后,采收率增加幅度已不太明显。     

渤海稠油油藏复合调驱逐级封窜增效技术

渤海油田多数区块长期注水开发导致储层非均质性严重且含有超强水窜通道,造成注入水无效循环,采收率下降.为此,以BHQH油田南区储层性质及流体为研究对象,通过室内两层非均质岩心驱替实验,以采收率、含水率为评价对象,确定以聚合物凝胶+聚合物微球的"堵+驱"调驱增效体系,经在BHQH油田D井组试验,受效井日增油83 m3,有效期超12个月,累积增油超20000 m3,平均产量增幅超过300％,含水最高下降11％.该调驱增效体系是高含水、含超强水窜通道油藏控水增油的有效方法,可为类似储层增产设计提供借鉴.     

聚驱注入过程中储层参数变化规律研究

聚合物溶液的注入不可避免的影响油藏物性参数,进而直接影响聚合物驱油的整体效果,因此本文针对大港油田港西A区开展了聚驱过程中储层渗透率、孔隙度的变化规律研究并提出了一种适合于储层物性参数变化的驱替方法。实验结果表明:聚合物的注入使近井地带渗透率大幅度降低,同时导致层内和层间非均质加剧,影响采油效果;粘度连续降低的变粘度驱油体系能够适应这种储层变化情况,并且大幅度动用中低渗透层剩余油,比单一粘度聚驱提高采收率3.85个百分点。     

渤海S油田聚驱中后期复合增效体系研究

渤海S油田属于非均质性较强的油藏,自化学驱以来一直单一聚合物段塞注入,较易出现剖面反转,即注入液沿高渗层突进,而低渗层动用程度较低的现象,一旦水流优势通道形成,含水将快速回升,导致聚驱有效期变短.针对以上问题,优选与聚驱油田油藏相匹配的普通聚合物、界面活性聚合物体系、速溶凝胶体系分别与增粘型粘弹颗粒相组合形成3套复合增效体系,并开展增粘性粘弹颗粒与3套复合增效体系的静态性能评价、调堵性能评价及驱油实验研究.驱油实验过程中,为了保证增效体系的驱油效果,特在聚驱增效体系之前注入弱凝胶调剖段塞,形成调剖+增效的组合提效方法,形成适合海上注聚油田的复合增效组合调驱技术体系.最后优选出性能较优的粘弹颗粒P4,并以此为主剂复配形成的3套复合增效体系;经考察3套复合体系的静态性能及调堵性能,均满足目标油田调驱要求;AP-P4增效体系、交联聚合物增效体系、界面活性聚合物增效体系3套复合增效体系的驱油效率均较高,相对聚驱提高采出程度分别为13.85％、10.58％和12.61％.     

低渗透储层岩心室内水驱油实验研究

低渗透储层由于其渗透低、储层物性差,给油田开发造成了很大的困扰。为了研究低渗透储层岩心的水驱规律,选取了该储层的岩心进行室内驱替实验研究,分析了注入PV数和采收率、含水率、注入端压力的关系。实验研究表明,低渗透储层岩心在进行驱替实验驱替速度与中高渗储层岩心有所差异,速度不宜大;水驱油驱替实验时有启动压力,启动压力随岩心渗透率的增大而减小;无水采油周期相对较短,含水率随注入PV数的增加而迅速增加;采收率随注入PV数增加呈现升高的趋势,渗透率不同的岩心注入相同PV数,渗透率高的岩心最终采收率高。     

表面活性剂/聚合物体系驱油段塞优化研究

通过物理驱油模拟装置,利用人造岩心对表面活性剂/聚合物体系(二元复合体系)驱油实验的段塞进行了优化选择,从主段塞表面活性剂浓度、聚合物浓度对化学药剂的用量进行优化,从二元复合体系主段塞、前置段塞和后续保护段塞大小进行优化,最终确定了二元体系的化学剂注入主段塞为0.3%S(无碱表面活性剂)+1 600 mg/LP(中分聚合物),岩心驱油整个段塞优化为:0.03 PV前置段塞(高浓度聚合物)+0.3 PV二元(S:0.3%+HPAM:1 600mg/L,粘度40.5 mPa.s)+0.2 PV HPAM+后续水驱。通过非均质岩心和天然岩心验证了该优化段塞提高采收率的能力,在非均质岩心中提高采收率能达到20%OOIP以上,在天然岩心中能达到16%OOIP以上。     

三元复合驱调剖技术应用研究

三元复合驱同水驱、聚驱一样在注入过程中存在吸水剖面分布不均匀,见剂时间差别大,存在高渗透吸水层等矛盾,造成三元驱过程中采油井见效不均衡、化学剂突破时间早等问题。因此,需要在三元复合体系注入前及注入过程中进行调剖,以实现对试验区平面和纵向非均质调整的目的。本文主要对目前大庆油田在三元复合驱应用的高浓、高粘聚合物调剖、复合离子调剖等技术的作用机理及现场应用效果进行分析,总结出适合三元复合驱的调剖时机以及各种调剖体系对油层的适应性。分析认为高浓度聚合物调剖虽然起到了一定的调整剖面作用,但对于油层渗透率大于600×10-3μm2、渗透率级差较大的井效果不明显。碱性环境下的复合离子调剖及铬离子胶联体系调剖在三元驱取得了一定的效果。聚合物微球颗粒调剖剂与凝胶型调剖段塞组合调剖方式,可以在三元复合驱取得较好的调剖效果。该项研究为三元复合驱取得大幅度提高采收率提供技术支撑。     

压裂过程中驱窜井调堵技术的研究

用二元体系驱替过程中残留在岩石孔道内一定浓度和质量的聚合物来实现调堵的技术路线。通过絮凝剂筛选实验,研制出可使残余聚合物在岩石孔道内就地絮凝的调堵剂;通过岩心模拟评价实验,优化了絮凝剂的注入参数。结果表明,锦16块二元复合驱油后采取选择性就地调堵技术,能够改善驱替液的波及系数和洗油效率,进一步提高原油采收率;最终筛选出的最佳絮凝剂配方:0.7%氯化锌(Zn Cl2)溶液;最优的正向注入絮凝剂的体积PV数:0.6 PV;最优的反向注入絮凝剂的体积PV数:0.6 PV。     

聚合物微球调驱技术在姬塬油田元A长9油藏的应用

元A长9油藏为三叠系特低渗透油藏，含油性好，渗流能力强，但受储层敏感性及非均质性影响，注水压力高，提压过程中导致动态缝开启，注入水沿高渗通道单向突进，加速油井见水，常规注采调控已无法满足油藏高效开发需求。通过在该区开展聚合物微球调驱试验，采用50nm粒径聚合物微球，在注入浓度为1 000mg/L,注入量为0.3PV时，有效封堵水驱高渗带，扩大水驱波及体积，提高低渗储层动用程度1.1%,递减大幅下降12.4%。证明聚合物微球调驱技术是该区开发中后期提高采收率的有效手段之一。     

二元驱窜岩心模拟评价实验

以锦16块二元复合驱区块为研究对象,提出利用二元体系驱替过程中残留在岩石孔道内一定浓度和质量的聚合物来实现调堵的技术路线。通过絮凝剂筛选实验,研制出可使残余聚合物在岩石孔道内就地絮凝的调堵剂;通过岩心模拟评价实验,优化了絮凝剂的注入参数。结果表明,锦16块二元复合驱油后采取选择性就地调堵技术,能够改善驱替液的波及系数和洗油效率,进一步提高原油采收率;最终筛选出的最佳絮凝剂配方:0.7%氯化锌溶液;最优的正向注入絮凝剂的体积PV数:0.6PV;最优的反向注入絮凝剂的体积PV数:0.6PV。     

二元驱窜模拟评价实验

本文以锦16块二元复合驱区块为研究对象,提出利用二元体系驱替过程中残留在岩石孔道内一定浓度和质量的聚合物来实现调堵的技术路线。通过絮凝剂筛选实验,研制出可使残余聚合物在岩石孔道内就地絮凝的调堵剂;通过岩心模拟评价实验,优化了絮凝剂的注入参数。结果表明,锦16块二元复合驱油后采取选择性就地调堵技术,能够改善驱替液的波及系数和洗油效率,进一步提高原油采收率;最终筛选出的最佳絮凝剂配方:0.7%氯化锌(ZnCl_2)溶液;最优的正向注入絮凝剂的体积PV数:0.6PV;最优的反向注入絮凝剂的体积PV数:0.6PV。     

调驱剂类型及其注入方式对增油降水效果影响

与矿场常用聚合物凝胶相比,聚合物微球具有堵大不堵小,粒径分布较窄等优点,由此表现出"封堵-运移-封堵"的独特渗流特性。同时,聚合物凝胶封堵效果好,液流转向效果明显,不过对低渗层有一定伤害,存在剖面反转现象。为满足矿场实际需要,本文初步研究了Cr~(3+)聚合物凝胶和聚合物微球两种调驱剂类型及其注入方式对增油降水效果的影响。表征实验结果表明,AST聚合物微球初始粒径中值在2μm左右,水化240h后膨胀倍数大于8;同时,AST聚合物微球的粒径分布较窄,微观形貌为不规则球形;Cr~(3+)聚合物凝胶分子线团尺寸粒径分布较宽,微观形貌为片网状结构。岩心驱替结果表明,在渗透率为Kg=500×10~(-3)m~2、1700×10~(-3)m~2和4500×10~(-3)m~2的三层非均质岩心条件下,段塞尺寸为0.1PV时,Cr~(3+)聚合物凝胶与水交替注入采收率增幅为12.8%,好于单一注入方式;调驱剂注入顺序结果表明,先注微球后注凝胶的注入顺序的采收率增幅为9.4%,好于先注凝胶后注微球。     

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。     

聚驱注入参数优化研究

真武油田块属于典型的单层孔、储层物性中等、非均质严重、低渗高含水开发单元。针对该区块的非均质性严重造成的注水开发效果较差的问题,通过开展室内高分子聚合物驱油实验,对聚合驱所用化学剂的注入浓度、注入时机、段塞大小和段塞组合等注入参数进行优化。实验结果表明:高分子聚合物驱在目标区块有很大的挖潜潜力,最佳的注入参数与组合方案为前置段塞(2 500 mg/L 0.05 PV)+主段塞(1 200 mg/L,0.38 PV),该方案在水驱基础上可提高20.9个百分点。     

小井距高浓度聚驱油井含水回升原因分析

室内研究表明,一类油层聚驱后高浓度聚驱仍能进一步提高采收率8个百分点左右。为进一步探索聚驱后提高采收率方法,在喇嘛甸油田北东块葡Ⅰ1-2油层开展了聚驱后缩小井距高浓度聚合物驱现场试验。试验注入高浓度聚合物0.095PV后油井开始见效,取得明显增油降水效果,但随着高浓度聚合物溶液的注入,目前试验区含水出现回升趋势。文章通过对注采井开发状况分析,结合油层剖面动用状况、射孔情况、连通和发育状况等地质因素研究,分析含水回升原因,对试验区下步综合调整有一定指导意义。     

利用三管并联模型探究强碱三元复合驱后提高采收率影响因素

近年来,化学剂调驱仍是各大油田提高采收率的主要技术手段,但矿场实际增油效果与预期值还存在差距,主要原因之一是调驱剂与储层岩石孔隙配伍性较差,未能形成有效滞留和驱替,影响了扩大波及体积效果,大大降低了提高采收率增幅。通过室内物理模拟方法,在恒速条件下开展了胜利油田孤岛西区化学驱后提高采收率方法研究。结果表明,三元复合驱后"聚合物凝胶"和"无碱二元体系"段塞的交替注入方式,因注入水进入高渗透层中与Cr3+聚合物凝胶接触时,分子线团(聚集体)遇水膨胀,增加其流度控制能力。对于以"分子内"交联为主要胶结方式的聚合物凝胶而言,当受到外力时,其独特的球状软颗粒表现出很好的粘弹性,增加了无碱二元体系的驱油效率,二者综合使采收率增幅增大。综合条件对比分析,"聚合物凝胶+无碱二元体系"技术经济效果也较好。     

两性离子型聚合物调驱体系与中低渗储层的适应性研究

为了评价两性离子型聚合物调驱体系在葡北油田中低渗储层的注入性、封堵性以及选择性封堵能力,模拟葡北油田油藏条件,利用单管均质岩心注入实验测定两性离子型聚合物调驱体系在不同渗透率岩心中的阻力系数、残余阻力系数和封堵率,利用三管均质岩心并联实验测定高-中-低渗各层的分流率.结果表明:该调驱体系在渗透率小于0.1μm2的储层中...     

弱凝胶调驱体系微观驱油机理研究

目前,油田已进入高含水阶段,继续水驱提高采收率的潜力不大。为了解决这个问题,应用弱凝胶调驱体系驱油提高原油采收率。实验用均质光刻玻璃模型和非均质光刻玻璃模型模拟天然岩心,通过弱凝胶调驱体系驱油实验,将光学显微镜与微观驱油成相软件相结合,观察光刻玻璃模型的驱油过程及如何提高采收率,并对驱替后剩余油分布类型进行分析。结果表明,剩余油主要以膜状、盲端、柱状、油滴剩余油为主。其中,均质模型的采收率提高了14.36%,非均质模型的采收率提高了8.06%。研究证明了弱凝胶调驱体系驱油的可行性,这也有助于推广弱凝胶调驱体系的现场应用。     

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。