二类油层聚合物驱注入能力数值模拟研究

随主力油层可采储量的日益减少,二类油层聚合物驱作为石油产量的重要接替,其合理高效的开发具有重要意义。与主力油层聚驱相比,二类油层聚驱过程中注入压力明显较高,压力升幅受平均渗透率、聚合物溶液黏度、残余阻力系数、段塞大小、聚合物注入速度、井距的影响较大,随平均渗透率增加,压力升幅降低;随聚合物溶液黏度、残余阻力系数、段塞大小、聚合物注入速度和井距增加,压力升幅升高。在其他各因素不变的情况下,压力升幅与井距和渗透率呈乘幂关系,与注入速度、黏度和残余阻力系数呈直线关系,与段塞大小呈二次多相式关系,通过单因素回归得到的压力升幅公式与数值模拟结果拟合优度较高,可用于各因素对压力升幅的影响趋势分析与预测。借助正交实验方法和多元回归分析建立二类油层聚合物注入能力模型,并通过现场实例应用验证该模型计算结果的可靠性。结果表明:该模型计算结果满足工程要求,可以为聚合物驱注入能力分析与注入方案设计提供理论支持。     

聚驱不同阶段低效井的确定及治理方法探讨

以杏北开发区投产较早的杏四～六面积南、北两个聚驱区块为基础,在确定聚驱不同开发阶段,即初期、中期、后期三个阶段低效井的基础上,根据聚区井的受效时间和受效特点,将低效井分为见效慢型、见效时间短型、见效差型及未见效型四种,并对其形成原因进行分析,提出治理对策:注聚初期阶段,主要通过钻补充井、水驱井利用、转注、对水驱井的聚驱目的层补孔等完善注采关系,并通过调整部分注入井的注入量、调剖、分层注聚等措施缓解平面及层内、层间矛盾;注聚中期阶段,主要通过提高注入井的注入浓度、扩大聚合物溶液的波及体积、实施压裂等改善油层条件:注聚后期阶段,主要通过改变液流方向、井组注采调整相结合、周期注聚等方式治理低效井.同时,举例说明在聚驱不同开发阶段治理低效井的成功做法,这些方法适合聚驱不同开发阶段的开发特点,具有较强的针对性,对提高聚驱开发效果具有指导作用.     

孤东油田聚合物驱工业化应用效果分析

孤东油田在1994年开展工业性聚合物驱试验取得成功,于1997年投入聚合物驱工业化应用,并探索出了“一井一制”注入法等注聚新方法,对注人工艺进行了配套优化,形成了新的思路和成熟的聚合物驱配套技术。随着聚合物驱规模的逐年扩大,年增油量和累计增油量逐年增加,到2005年12月底,投注的8个区块中,有5个区块已进入后续水驱阶段,累积注入聚合物干粉5．02×10^4t,累积增油234．7×10^4t,吨聚增油量达46．7t,采收率平均提高4．92％。对5个已转入水驱的区块的注入效果进行经济评价显示,其投入产出比为1：2．19。     

多因素模糊综合决策在调剖选井中的应用

调剖是注水开发油田改善开发效果的一项重要措施，也是确保聚合物驱效果的一种有效手段。确立了调剖井筛选指标体系和最佳调剖候选井的多因素综合决策方法。并编制了优化决策程序，该方法和软件应用于孤东二区Ng4—5注聚区注聚前的油藏调整中，取得了明显的效果。为注聚前调剖决策提供了依据。     

聚合物驱后油藏夹层分布及其对剩余油的控制

为了研究聚合物驱后油藏夹层对剩余油的控制作用,采用密闭取心井和新钻井测井资料对聚驱后油藏——孤岛中一区Ng3进行夹层识别,并利用建立的夹层识别标准对中一区Ng3的油水井进行夹层解释。其中物性夹层较多,占47.9%;其次为灰质夹层,占36.1%;泥质夹层发育较少,仅占16.0%。设计变流线井网加密调整方式,井网调整设计加密新井17口,其中新油井8口,新水井9口。针对夹层对聚合物驱后油藏剩余油的控制作用和对新井产量的影响进行分析,结果表明,孤岛中一区Ng3夹层较发育,延伸距离大于一个井距的泥质夹层能够控制聚驱后油藏层内剩余油的分布,夹层附近剩余油饱和度在45%以上。而物性夹层和灰质夹层分布范围较小,基本不起控油作用。夹层分布范围大,能起到遮挡作用的油井投产初期产油量较高,综合含水在90%以下。     

水驱开发油田合理注聚时机研究

大庆油田聚合物驱工业化推广已有20年,截至2011年底,已投入聚合物驱工业化区块57个,其中已结束注聚区块有28个。聚驱油层性质越来越差,逐渐由一类油层向二类油层转变。针对水驱转聚驱合理注入时机问题,开展了室内人造非均质岩心和人造均质岩心物理模拟实验研究;建立了实际注聚区块地质模型,对该区块水驱、聚驱历史进行拟合,利用拟合修正的实际模型进一步开展不同聚合物转注时机开采效果数值模拟研究;针对已结束注聚的区块进行注聚前含水与采收率关系统计分析。室内岩心物理实验结果表明,不同含水时机转注聚均比含水100%转注聚提高采收率幅度大,且在含水55%左右转注聚效果最好,可比含水100%转注聚多提高采收率7.39~14.45个百分点;数值模拟结果表明,注聚越早,聚合物利用率越高,节省水量越多,存水率越高,耗水率越低,投入成本越低;现场注聚区块统计分析表明,越早转注聚,聚合物驱阶段采出程度越高,采收率提高值越高。因此,对于水驱开发油田,越早实施聚合物驱效果越好。     

聚合物溶液在岩心中的运移阻力

聚合物驱技术已在我国大庆、胜利等油田实现大规模工业化应用,成为我国主导的提高采收率技术。聚合物在岩心中的渗流阻力系数是表征其流度控制能力和吸水剖面改善能力的重要指标之一。通过聚合物溶液在不同注入条件和不同长度岩心下的渗流实验,研究了聚合物溶液阻力系数的影响因素及其阻力特性在岩心中的分布特征。实验结果表明,聚合物的相对分子质量、溶液浓度及流速均对阻力系数有显著影响。在低流速下,聚合物的相对分子质量越大,溶液浓度越高,聚合物驱阻力系数越大;在高流速下,聚合物驱阻力系数受聚合物相对分子质量、聚合物溶液浓度、注入速度的综合影响,且不同的聚合物溶液表现出不同的特征。聚合物驱阻力系数、残余阻力系数在长岩心实验中均呈现出注入端数值相对较大,后面各段数值较小且分布均匀的特征。     

海外高温油田聚合物驱高效开发策略研究

针对海外油田的开发受到合同时间及资源国的约束,不能按传统的国内陆地开发模式等到开发几十年后再开展聚合物驱的问题,开展了海外油田聚合物驱高效开发策略的研究,主要包括高温油田聚合物驱油体系热稳定性评价方法、高温油田数值模拟用物化参数的确定方法、高温油田驱替剂筛选方法、海外油田高效开发模式等。研究表明,对于海外高温新油田,应该采用"抽真空至空气中氧含量1mg/L+充氮气15min"的组合除氧方法,数值模拟所用物化参数应该老化120d,驱油体系的黏度与地层原油黏度的比值达到0.8~1.1,采取"空白水驱+先导试验+逐步扩大实施"的开发模式和策略,以减小注聚风险,取得更好的驱替效果。对于海外高温老油田,高含水期聚合物驱先导试验的结果表明,筛选出适合的耐温抗盐聚合物和调剖体系,采用"调剖+注聚"相结合的方案是可行的。     

LH2500新型抗盐聚合物与普通聚合物油层动用差异性探讨

聚合物驱污水配制区块聚合物黏度损失大、用量大、吨聚增油量低、提高采收率较低、开发效果较差,为此需探索适合高矿化度条件下低浓高黏的抗盐聚合物体系,开展了优选的LH2500新型抗盐聚合物现场试验。该试验取了较好效果,油层动用状况、驱油效果均好于普通聚合物驱对比区块,在注入相同的PV条件下,试验区比对比区提高采收率多4.71%;在相同聚合物用量条件下,试验区比对比区提高采收率多1.38%;同提高采收率条件下较污水稀释区块节约干粉38%以上。本文通过分析不同聚合物分子结构、剪切变稀能力、流变性等理化性能指标,结合现场试验动态变化特点,对不同聚合物驱油层动用状况差异性进行对比研究。结果表明:LH2500抗盐聚合物与普通聚合物油层动用差异性较大,具有中低渗透层动用程度高、含水降幅大,剖面反转晚、含水低值期长,低渗透层启动压力低、注入能力强等特点;在相同条件下对比提高采收率高,对标分类达到A类水平。     

不同二类油层水驱及聚驱驱替规律研究

总结萨北开发区二类油层水驱与聚驱规律,为编制开发方案提供依据,进行了室内水驱、聚驱实验。实验按常规驱油实验步骤进行,首先水驱至含水率98%,然后开始转注聚至不出油。实验结果表明,在水驱段,萨尔图组和高台子组二类油层的水驱采收率均与有效渗透率呈正相关关系,其水驱开发指标预测也皆可沿用一类油层的水驱驱替特征曲线方法;相同渗透率下,萨尔图层的水驱采收率要高于高台子层,说明其油层物性更好。在聚驱段,在相同渗透率,以及水驱后注入相同相对分子质量、相同浓度的聚合物溶液的条件下,高台子组的二类油层岩心两端压差变化更加明显,而萨尔图油层注聚量小于高台子层。萨尔图组和高台子组二类油层的采收率在半对数坐标系下均与水油比呈二次函数关系,可以用此关系预测萨尔图组和高台子组二类油层的聚驱开发指标。     

复合段塞堵水技术在欢17块油藏的应用

欢喜岭油田欢17块兴隆台油层为底水稠油油藏,受边底水影响,在油藏进入中后期开发以后,虽然实施了注灰堵水、避水侧钻等措施,但油井水淹程度不断加剧。通过对欢17块水淹状况、剩余油分布进行研究,确定了堵水实施区域,并应用了复合段塞堵水技术。调堵剂为弱凝胶、强凝胶和耐高温封口剂三个段塞组成的深部化学调堵剂。药剂封堵半径设计为15～20m,药剂处理量为600～1200t。调堵剂采用现场配制、连续搅拌、随用随配;施工注入应用了专为注聚合物类堵剂而设计的单柱塞双缸TDB堵水泵。现场应用表明,深部化学调堵剂具有选择性好、可大剂量使用、凝胶强度高、耐高温蒸汽冲刷等特点,满足了欢17块油井堵水需要;复合段塞堵水技术可有效控制欢17块边底水推进速度,实现了区块产量整体上升,累计增油11483t。     

Experimental studies of surfactant-polymer flooding: An application case investigation

A great deal of oil field is currently produced using water flooding and the water cut has reached a high level, which requires enhanced oil recovery (EOR) techniques to improve the recovery. Surfactant-polymer (SP) flooding is the combination of surfactant flooding and polymer flooding. The polymer is added to increase the viscosity and viscoelasticity of the fluid while the surfactant is included to decrease the oil–water interfacial tension and change the wettability. Although the mechanism of SP flooding has been deeply investigated, the application of SP flooding on a specific oil field requires the selection of optimal SP system. Therefore, for the first time, we performed a series of experiments to determine the optimal SP system for high water-cut oil field. In the injection capability experiment, we observe that the SP system is injected into the core with less resistance compared with single polymer solution. In the flooding experiment, regardless of the polymer types, the improvement of recovery becomes significant when the injected PVs increases. SP flooding shows the higher improvement of recovery compared with single polymer flooding or surfactant flooding. Based on the performance of recovery improvement, we recommend the optimal SP system for the studied case is the combination of DQ-TSRP01 polymer and surfactant. The optimal injection parameters of this SP system are 1500 mg/L polymer concentration, 0.3 injection PV and the injection timing of 96% water cut. The finding of this study can help for better understanding of the application of SP flooding in high water-cut oil field production.     

变黏度聚合物驱提高采收率方法

利用室内物理模拟实验方法,采用有效渗透率分别为250×10-3μm2、500×10-3μm2和1000×10-3μm2三管并联岩心模拟非均质油层条件,在聚合物用量相同的情况下,分别采用恒定黏度聚合物和黏度逐渐降低的两种聚合物驱油方案,对比了两种方案提高采收率的效果。同时,利用研制的平面非均质人造可视平板填砂模型,对比了恒定黏度和变黏度聚合物驱油在模型上的波及面积。实验结果表明,在三管并联和填砂模型两种情况下,变黏度聚合物驱效果均好于定黏度聚合物驱,其中三管并联方式聚驱阶段提高采收率幅度增加4.48%,填砂模型波及体积增加了7.7%。结合实验结果,利用五点法平面模型和并联油层模型,探讨了变黏度聚合物驱可以扩大油层纵向和平面上的波及体积,进而提高水驱或聚驱后采收率的原因。分析认为,无论是平面非均质、纵向层内非均质,还是在层间非均质油藏中,变黏度聚合物驱油都可实现不断扩大波及体积的目的。     

电阻率测试技术在注水井中的应用

电阻率测试技术是一种地球物理探测方法。在石油天然气勘探中,用于解决油气藏边界探测、井周围油气藏探测、剩余油分布探测等问题。在采油工程中,该项技术用于解决水力压裂裂缝几何参数探测、酸化压裂裂缝几何参数探测、注水推进方向和波及范围探测、注水井调剖堵水效果探测等问题。对于注水井来说,了解和掌握注入水的运动方向和推进速度、注水前缘位置,了解和掌握不同油层或同一油层的不同部位的水淹特征,是合理部署注采井网、研究剩余油的分布规律、挖掘剩余油、提高最终采收率、提高注水开发水平的基本要求。因而,应用地球物理新方法和新技术,探测注水驱油前缘分布参数,意义重大。     

The role of the gas diffusion layer on slug formation in gas flow channels of fuel cells

Water drops emerge from large pores of the hydrophobic Gas Diffusion Layers (GDL) into the cathode gas flow channel of Polymer Electrolyte Membrane (PEM) Fuel Cells. The drops grow into slugs that span the cross-section of the flow channels. The slugs detach and are forced out the gas flow channel by the air flow. An acrylic micro-fluidic flow cell with a 1.6 mm gas flow channel and a 100 μm liquid pore through a carbon paper GDL has been used to quantitatively determine slug volumes, velocity of slug motion, and the force required to move slugs as functions of the gas and liquid flow rates. In a channel with 4 acrylic walls, slugs detach immediately upon formation. A porous GDL wall allows gas flow to bypass the slugs, thus allowing slugs to continue to grow after spanning the open area of the channel. The differential pressure to detach and move slugs is equal to the dynamic interfacial force on a slug normalized by the cross-sectional area of the channel. The dynamic interfacial force is equal to the difference between the downstream (advancing) and upstream (receding) contact lines of the water with the channel walls. Slugs will stop moving if the differential pressure drop for gas flow to bypass the slug and flow through the GDL under the rib separating the channels is less than the differential pressure required to move the slug. The results improve our physical insight into the state of water hold up in PEM fuel cells.     

专家系统模糊识别理论在河南油田聚合物驱整体调剖中的应用

河南油田聚合物驱整体调剖评价是一项复杂且具有多目标元素的工程,由于衡量调剖效果的因素很多。所以必须综合考虑各种因素的影响,对调剖效果利用模糊数学的方法进行综合评价。通过专家系统模糊识别理论在河南油田双河V上层系聚合物驱整体调剖评价中的实践,证明该方法在现有技术条件下能够充分真实反应聚合物驱调剖效果：整体大剂量调剖后,双河油田V上层系12口注水井压力平均上升了3．4MPa,启动压力上升了7．3MPa;对应21口油井,有17口见效,见效率为80．9％,油井见效率较局部调剖提高了15个百分点,累计增油10476t;同时,整体大剂量调剖作为聚合物驱的一项配套措施,可使聚合物防窜能力提高23．6％。     

黄沙坨油田火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田为裂缝型边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝-孔隙型双重介质。黄沙坨油田注水开发后,油藏能量虽然得以补充,但水驱控制程度、波及范围和注水效果却难以控制,增产效果不明显。为黄沙坨油田下步调整提供依据,分析了裂缝发育程度、注采井相对位置、油井生产状况、驱油效率、注水时间、注水强度等因素对注水开发的影响。分析结果表明:影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向,裂缝发育区油井产能高,见水见效快、含水上升快,裂缝欠发育区油井产量低、见水见效慢;同一井组内井距及注水高差小的井注水见效快,反之则见效慢;平均日产液量大于10t/d、平均日产水量大于2t/d的油井注水效果好;油水两相区区域较窄,油藏可动油饱和度较低,油藏采收率不高;注水时间越长,注水强度越高,井组注水见效的反应越明显。