喇嘛甸油田二类油层污水注聚试验研究

喇嘛甸油田北北块的二类油层将成为接替主力油层的挖潜对象。针对清水紧张,污水相对过剩的问题,开展了采用污水稀释高分子量聚合物注入二类油层的可行性研究,通过对清水稀释的1200万中分子聚合物与污水稀释的2500万高分子聚合物综合比较认为:污水稀释的2500万分子量的聚合物能够注入渗透率为100×10-3μm2以上的油层;采用污水稀释的2500万分子量聚合物的驱油效果不低于清水中分子量的聚合物,并且段塞交替注入方式的驱油效果略好于单一段塞的注入方式。     

喇嘛甸油田葡Ⅰ1-2油层聚合物驱综合挖潜方法

目前喇嘛甸油田葡Ⅰ1－2油层聚合物驱区块已陆续进入水驱阶段。在喇嘛甸油田葡Ⅰ1－2油层聚合物驱挖潜实践中，总结出寻找剩余油富集区、确定剩余油分布类型、及时有针对性采取调整措施、减少油层低效循环场以及控制聚合物驱成本等一套提高聚合物驱整体效果的综合挖潜在基本方法。这些方法针对性强，易于操作，对同类油田注聚区块的综合挖潜具有借鉴作用。     

喇嘛甸油田污水配制高分子高浓度聚合物驱油试验研究

大庆喇嘛甸油田聚合物驱过程中暴露出四个突出矛盾：一是采出污水外排污染环境,同时带来清水供应紧张：二是聚合物驱油成本较高,需进一步提高效益;三是超高相对分子质量聚合物能否成为高效驱油剂：四是调驱结合能否解决聚合物突进问题。通过几年来污水有效利用技术攻关,提出了采用高浓度、超高分子聚合物驱油技术方法。该技术与调剖方法相结合解决了聚合物突进问题,试验达到阶段采收率增加15．28％的好效果。矿场试验表明,清水配制母液、污水稀释高浓度超高分子聚合物驱,不仅可以实现污水利用,而且还可以提高原油采收率。     

喇嘛甸油田TS1200抗盐聚合物驱现场应用效果

为了减少污水体系对喇嘛甸油田聚驱开发效果的影响,开展了抗盐聚合物提高采收率技术研究.通过调研大庆油田抗盐聚合物开发现状,选择3种抗盐聚合物开展室内实验,评价了增黏性、抗剪切性、黏度稳定性等性能指标,筛选出了体系性能最佳的TS1200抗盐聚合物.现场试验效果表明:在相同1500 mg/L注入质量浓度条件下,TS1200抗盐聚合物井口黏度达66.3 mPa·s,比原1600×104相对分子质量普通聚合物黏度提高35.3％;由于相对分子质量降低,与二类B油层匹配性好,注入能力增强,油层动用程度提高,注入0.084 PV后,采出端已有6口井见到初步效果,预计最终提高采收率11.1百分点.现场应用效果表明,TS1200抗盐聚合物驱可以作为喇嘛甸油田二类B油层开发的实用技术,为油田持续发展奠定基础,值得推广应用.     

低矿化度清水脱氧站的适用性评价

依据喇嘛甸油田4座低矿化度清水脱氧站均未投运,但聚合物驱油效果并没有受到影响的实际情况,从室内及现场两方面开展了试验。通过试验证明,低矿化度清水脱氧与否对聚合物溶液粘度及驱油效果没有明显影响。同时脱氧站在运行过程中亦曝露出其工艺设备、脱氧塔填料等问题。通过含氧量对聚合物溶液注入粘度及在油层中抗降解能力的影响研究,从经济效益的角度评价建立脱氧站的必要性,为低矿化度清水是否需要脱氧提供依据。     

喇嘛甸油田泡沫复合驱油效果室内研究

多元泡沫复合体系由聚合物、碱、表活剂、天然气组成.喇嘛甸油田聚合物驱取得了较好的效果,但仍有50%左右的剩余储量.为进一步提高聚驱后采收率,在喇嘛甸油田开展了聚驱后泡沫复合驱现场试验.在试验中,通过对表活剂种类及浓度的筛选、碱浓度的筛选、聚合物体系对性能的影响以及水质对泡沫体系性能的影响等研究,初步确定了泡沫体系配方.通过室内岩心驱油实验,研究了聚合物相对分子质量、气液比、注入速度、注入方式等对泡沫体系聚驱后驱油效果的影响,为矿场试验提供了有效的依据与指导.     

污水稀释聚合物溶液驱油方法

针对油田采出污水外排的问题,开展了污水稀释聚合物驱油研究。结果表明,污水暴氧、提高聚合物浓度及采用超高分子聚合物,可有效提高污水聚合物溶液的粘度,是保证污水注聚的有效手段。这一研究成果应用于聚驱现场试验,取得了良好的试验效果。     

形变悬浮改性聚合物

大庆油田有限责任公司喇嘛甸油田，1996年开始投入注聚开发，聚合物驱取得了很好的增油降水效果。但同时也暴露出了厚油层顶部的动用程度较差等问题。     

形变悬浮改性聚合物

大庆油田有限责任公司喇嘛甸油田，1996年开始投入注聚开发，聚合物驱取得了很好的增油降水效果。但同时也暴露出了厚油层顶部的动用程度较差等问题。     

喇嘛甸油田水驱浅调剖节能效果评价

喇嘛甸油田储层进入特高含水期后,油层层内及层间无效注采循环严重。针对无效注采循环严重问题,近年来,在喇嘛甸油田开展了规模化水驱浅调剖工作,以控制无效注采循环,文中主要针对喇嘛甸油田水驱浅调剖技术效果进行分析。注水井监测资料表明,调剖后启动压力上升,吸水状况得到改善;采油井生产资料表明,调剖后采油井均见到较好开采节能效果。通过分析表明水驱浅调剖能有效提高油层吸水状况,改善水驱开发节能效果。     

采油污水中保留聚合物对污水配制聚合物 溶液黏度的影响*

采用常规絮凝技术处理油田采出水,带负电荷的聚合物会形成含油絮集体,不仅造成聚合物的浪费,而且在油水处理系统形成劣化油(BS层)和含聚合物油泥沉积,影响原油脱水和污水净化,并滋生硫酸盐还原菌。为充分利用采油污水中的聚合物,首先采用综合破乳清水剂处理含聚合物采出液,在保证原油脱水和污水除油的同时,以分子形态原位保留采油污水中的聚合物,测定了保留聚合物(r-HPAM)的相对分子质量和水解度,研究了r-HPAM与污水中离子的相互作用以及含r-HPAM污水对配制高分子量聚丙烯酰胺(h-HPAM)溶液黏度的影响,分析了r-HPAM提高配注液黏度的增黏作用机制。结果表明,污水中的r-HPAM为低分子量(200×10⁴)、高水解度(46%)的聚合物,污水黏度为1.1 mPa·s。采用含r-HPAM的污水配制新鲜h-HPAM溶液,可以降低溶液的黏度损失。污水中的r-HPAM可作为牺牲剂与Ca²⁺、Mg²⁺、Fe²⁺和S^2-相互作用,抵消这些离子对新配制h-HPAM溶液黏度的损耗,其中对Fe²⁺和S^2-的影响最大。用含聚合物采出水配制高分子量聚合物溶液,对含聚合物采出水的循环利用和减少采出水的排放具有重要意义。     

海上油田聚合物驱降压增注技术

针对海上油田聚合物驱注入压力太高而影响开发效果的问题,提出了海上油田聚合物驱降压增注技术,优选了NPC-10表面活性剂作为海上油田聚合物驱的降压增注剂。在多孔介质中的降压增注试验研究表明,降压增注剂可有效降低注聚压力,地层渗透率得以恢复,且降压增注的效果与地层初始渗透率有一定的关系。产出聚合物质量浓度分析表明,降压增注剂可有效抑制注聚过程中疏水缔合聚合物分子在岩心孔隙中的堵塞。表面活性剂降压增注的原理是主要依靠对聚合物的解缔合作用、对聚合物在岩石表面的解吸作用和对稠油的洗油作用3个方面达到降压增注的目的。     

下二门油田有机铬/聚合物微凝胶体系研究

微凝胶驱油技术是解决目前聚合物驱中聚合物用量高、耐温抗盐性差、污水配制困难的新技术。文中结合下二门油田地质特点,开发状况,研究了有机铬/聚合物微凝胶驱油体系对下二门油田的适应性及影响因素;并在此基础上推荐了400mg/L聚合物+60mg/L交联剂的最佳配方。该配方成胶后粘度高于用下二门油田污水配制的1000mg/L聚合物溶液粘度。该技术驱油可降低成本,解决污水配制粘度低问题。最佳配方双管岩心驱油试验表明微凝胶驱可比水驱提高采收率18%～21%,具有很好的矿场应用前景。     

利用埕东油田西区采油污水配制聚合物溶液研究

为了提高埕东油田西区采油污水配制聚合物溶液的粘度,根据该区污水配制聚合物溶液粘度降低的影响因素和污水的特点,提出了首先采用生物接触氧化工艺去除污水中还原态硫化物,然后采用超滤反渗透工艺降低金属离子的质量浓度,形成了一套采油污水生物接触氧化与超滤反渗透处理集成工艺.通过工艺处理,可以有效降低污水中显著影响聚合物溶液粘度的因素——物质的质量浓度,将污水中还原性硫化物的质量浓度由6mg/L降低为0 mg/L,钠离子的质量浓度由3 541 mg/L降低为248mg/L,镁离子的质量浓度由120 mg/L降低为0 mg/L,用处理后的污水配制的聚合物溶液的粘度达到35 mPa.B,粘度保持率达70％以上,达到现场聚合物驱的生产要求.     

Residual Polymer Reutilization for IOR after Polymer Flooding: From Laboratory to Field Application in Daqing Oilfield

Abstract

According to the reservoir condition of the Lamadian block for polymer flooding in Daqing oilfield, the optimized flocculating agent was studied in order to fully use residual polymer in formation and improve oil recovery after polymer flooding. The experimental results showed that stabilized sodium clay is the best flocculating agent and can react with residual polymer to form a floc unit for improved oil recovery (IOR). Using atomic force microscopy, we can see that the flocculating agent can react with residual polymer to form a floc unit and one clay particle usually reacts with four to seven polymer molecules. This residual reutilization technology was applied in six injection wells of Lamadian in Daqing oilfield; the six injection wells had 13 connected production wells with an average water cut of 95.5% and produced polymer concentration of 459 mg/L. About 30,971 m³ flocculating fluid with 842 tons of flocculating agent was injected into the six injection wells. After treatment, the injection pressure of injection wells was increased and the injection profile was improved; the water cut of the connected production wells was decreased and the oil production rate was increased. The oil increment was 3.6 tons/day, the water cut decrement was 2.5%, and the produced polymer concentration decrement was 89 mg/L. By March 2008, the accumulated oil increment was 2,878 tons and the input–output ratio was 1:3.33.     

解决污水配制聚合物溶液粘度问题的方法探讨

油田污水配制聚合物溶液存在溶液粘度损失严重及热稳定性差的问题,为了探索解决办法,选择孤南注水站和孤六联合注水站的油田污水配制聚合物溶液,分别从油田污水和聚合物2方面考察了污水配制聚合物溶液粘度的影响因素.结果表明,污水中的矿化度、化学耗氧量和细菌含量等是造成聚合物溶液粘度降低及热稳定性变差的主要原因,该问题可通过对污水的有效处理及降低污水中的化学耗氧量得到部分解决;污水配制的HPAM-1聚合物溶液的粘度及热稳定性远好于HPAM-2聚合物溶液,即不同的聚合物对污水的敏感性不同,所以研制并筛选对油田污水不敏感的新型聚合物是解决污水配制聚合物溶液粘度问题的根本途径和主要技术攻关方向.     

聚合物驱产出水配制聚合物溶液的粘度损失及影响因素研究

聚合物驱油过程中一部分聚合物会随着产出水产出，产出水的合理处理不仅关系到聚合物资源再利用，而且关系到环境保护问题。该文利用大庆油田聚合物驱产出水配制聚合物溶液，对聚合物溶液的粘度损失及其影响因素进行了较为系统的研究。结果表明，用产出水配制聚合物溶液的粘度虽然会因水的高矿化度而受到影响，但注入地层后受高矿化度地层水的影响却较小，用产出水配制聚合物从经济和技术角度来看是可行的，这为产出水配制聚合溶液的决策提供了实验依据     

喇嘛甸油田合理地层压力研究

对于注水开发砂岩油田，保持合理的地层压力既关系到油田开发效果，又影响到油田开发总体效益。从喇嘛甸油田室内高压物性、相对渗透率曲线实验和现场实际情况出发，研究了不同地层压力开采时，溶解气对原油粘度进而对采收率的影响。以此为基础，进一步用经济评价方法确定了喇嘛甸油田合理地层压力及油井流压水平。分析认为，喇嘛甸油田应保持饱和压力开采，水驱最终采收率最高，经济效益最好，且有利于保护套管。     

乳液聚合物/核壳微球复合调剖体系的研究与应用

渤海砂岩中低渗油藏受注水开发影响,在储层深部逐渐产生中强水窜通道。为了解决常规聚合物微球体系无法同时满足砂岩储层调剖封堵和注入性要求的难题,开发了能够在地层深部形成网状结构的乳液聚合物/核壳微球复合调剖体系。室内考察了复合体系的聚集体黏度变化、粒径变化及在多孔介质中的动态传播性能,结果表明:水解度30%的乳液聚合物溶液与核壳电荷量1∶3的核壳聚合物微球以0.0646∶1的质量比混合时,黏度提升至18 mPa·s,粒径增长至102 μm,封堵率达到86.6%。应用该体系在渤海B油田S井组进行了矿场实验,井组增油超过5 600 m3,含水最高下降7个百分点,有效期超过6个月,取得了良好的控水增油效果。