低渗油藏用聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系

针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上,优化了复合调驱各段塞的注入参数,评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性,最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L),在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。     

非均质油藏聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系

为了进一步提高非均质油藏水驱开发后的采收率,将聚合物微球与表面活性剂相结合,研发出一种适合非均质油藏的聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系.文中对聚合物微球和表面活性剂的最佳注入质量浓度和注入量分别进行了评价,并在此基础上开展了三层非均质岩心驱油实验.研究结果表明:聚合物微球JWQ-11具有良好的膨胀性能和封堵性能,当J...     

聚合物凝胶-微球颗粒-表面活性剂堵调驱提高采收率技术

采用树脂胶结非均质岩心开展堵调驱组合提高采收率实验研究.结果表明:聚合物凝胶+微球+表面活性剂的"堵+调+驱"组合段塞注入方式相比单一段塞注入效果更好,采出程度比水驱提高34.78％.该技术可协同发挥聚合物凝胶封堵水窜通道,调整吸水剖面,微球深部液流转向,表面活性剂提高驱油效率的作用,从而大幅提高采收率.B油田现场试验...     

聚合物微球调剖技术研究与应用

本文证明了堵剂聚合物微球技术可以有效封堵高渗通道,提高注水扩大波及面积,成为了低渗油田中后期提高采收率主要技术手段之一。     

濮53块表面活性剂／聚合物微球复合驱技术研究

针对濮53块油藏开发中出现的含水高、递减快和常规工艺措施难以解决注入水沿高渗条带突进等问题,提出了利用表面活性剂与聚合物微球复合进行深度调剖,并利用界面张力法和真实砂岩模型对该体系的注入方式和表面活性剂/聚合物微球的驱油效率进行了研究。研究表明,分开注入聚合物微球和表面活性剂可使非均质性得到改善,驱油效率也得到大幅提高。这种复合调剖体系具有良好的调剖效果,既提高了波及系数又能提高洗油效率。     

聚合物微球调驱技术在沙南油田的研究与应用

沙南油田油藏中部注水压力高,调剖空间小,使用聚合物凝胶调剖后容易使水井注水压力上升过高造成欠注,因此,需要开展新的调剖工艺的研究。根据聚合物微球调驱特性,对聚合物微球膨胀性能、封堵率、耐温抗盐能力等参数进行了研究,在此基础上,在室内模拟沙南油田油藏条件对3种聚合物提高采收率能力等进行了室内评价。优化出了聚合物微球现场应用的工艺参数,编制了现场施工方案。该工艺在沙南油田现场应用16井次,应用结果显示,16口井单井注水压力上升0.5~4.5 MPa。其中,可对比井次13,有效井次11,措施有效率84.6%,起到了较好的稳油控水作用。     

低张力聚合物微球乳液体系调驱试验研究

随着中原油田进入高含水或特高含水开发期,虽然主力油层水淹严重、剩余油分布零散,但从动用的状况和剩余油状况来看,仍有较大开采潜力。选用一种聚合物微球乳液体系对此类油藏深部调驱进行了室内研究。通过单个填砂管驱替试验、双管并联驱替试验以及二维平板填砂驱替试验来研究聚合物微球乳液体系的调驱机理,试验结果表明渗透率级差较小时,聚合物微球乳液体系以"调"为主,"驱"为辅的方式进行驱油;渗透率级差较大时,以"驱"为主,"调"为辅。     

聚合物驱后利用OCS表面活性剂/聚合物二元体系提高采收率的研究

为进一步提高河南双河油田聚合物驱后原油采收率,进行了聚合物驱后利用OCS表面活性剂／聚合物二元体系驱油性能的研究。结果表明,OCS表面活性剂／聚合物二元体系是一种高效驱油剂,聚合物驱后利用OCS表面活性剂／聚合物二元体系可以进一步提高原油采收率。利用交联聚合物与OCS表面活性剂／聚合物二元体系相结合进行驱油的实验结果表明,聚合物驱后先用交联聚合物进行调剖,再注入OCS表面活性剂／聚合物二元高效驱油剂,提高采收率的效果更好。     

聚合物纳米微球调驱性能室内评价及现场试验

针对河南油田油藏物性特征及传统调剖效果差的问题,在确定聚合物纳米微球膨胀倍数的基础上,结合油藏物性计算出了聚合物纳米微球的初始粒径。通过流动试验测试了聚合物纳米微球对单填砂管的封堵率及高低渗透率平行填砂管注聚合物纳米微球后的采收率,结果表明:聚合物纳米微球对单填砂管的封堵率达到80.5%,单填砂管注入聚合物纳米微球后不同区域压力波动幅度不同,表明微球在填砂管中发生了运移、封堵、弹性变形、再运移和封堵过程;聚合物纳米微球优先进入并封堵高渗透率填砂管,改变高低渗透率填砂管的非均质性,启动低渗透率填砂管内原油,高低渗透率填砂管整体采收率提高20.5%。柴9井的试验表明,注水井注入聚合物纳米微球后,注水井的注入压力升高,吸水剖面发生显著变化,与其对应的油井产油量增加。采用聚合物纳米微球深部调驱技术可以实现深部调剖,扩大注水波及体积,提高原油采收率。      

微球/表面活性剂复配调驱体系的优选与评价

为改善西达里亚油藏水驱后开发效果,进行了新型调驱研究。将不同质量浓度微球Z10与表面活性剂SA及A37进行复配优选,对优选出的复配调驱体系进行封堵和分流特性评价,并进行了不同体系间的提高采收率效果对比。实验结果表明:适宜的复配情况为0.3%Z10+0.25%SA,此复配调驱体系具备良好的深部封堵性能,阻力系数呈波动式上升,最高可达到8,并且能不断地调和高、低渗透层,发挥选择性封堵及液流转向的作用,适用于非均质性油藏。此外,复配调驱体系能同时发挥微球"调"和表面活性剂"洗"的作用,增油降水效果明显,阶段采收率达18.27%,其驱油效率高于单独微球及表面活性剂驱。     

聚合物及聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系在超长岩心中运移规律

为了获得聚合物及聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系在油层中真实的运移规律,采用J油田油砂建立15 m超长岩心物理驱油实验模型,利用现场在用聚合物3640(丙烯酰胺、丙烯酸共聚物,相对分子质量2000万,水解度20%,浓度1200 mg/L)和表面活性剂HDS(由α-烯烃磺酸盐与APG等表面活性剂按比例复配而成,浓度2000 mg/L)配制二元复合驱体系和聚合物体系,在油藏温度57℃条件下研究了二元复合体系和聚合物驱油体系的运移情况。研究结果表明:两种体系中聚合物浓度和黏度均随着运移距离的增大而降低,聚合物溶液的黏度损失程度比浓度更严重。二元复合驱与聚合物驱相比注入压力低,采收率提高4.94%,较低的界面张力(10~(-2)m N/m数量级)仅可维持约1/2井距的距离,最终界面张力值与聚合物溶液相近。二元复合体系与原油在岩心内可形成稳定的乳状液,随着运移距离增大,表面活性剂的吸附损失会导致乳状液发生破乳、聚并。     

注聚末期颗粒调剖技术应用效果分析

注聚末期如何突破现有的技术和工艺,提高聚合物的利用率,改善聚合物驱开发效果,是聚合物驱油田开发亟待解决的瓶颈问题.预交联颗粒调剖剂具有较好的体膨性能,调剖粒径、强度和膨胀倍数等可调,可有效地调整吸入剖面,改善聚合物驱开发效果,提高聚合物驱最终采收率.研究了注聚末期颗粒调剖技术的特点及选井选层方法,详细分析了萨北开发区注聚末期颗粒调剖后聚合物驱动态指标变化规律.     

调剖剂与二元复合体系配伍性评价及机理分析

针对吉林红岗油田实际开发需求,采用仅器检测和理论分析方法,开展了2种调剖剂即Cr3+聚合物凝胶和缓膨聚合物颗粒与二元复合体系的配伍性研究.结果表明,在二元复合体系中添加Cr3+交联剂后,体系黏度随Cr3+浓度增加而降低,界面张力及其随时间变化趋势受Cr3+影响不大,基本上都在10-2～10-3mN/m;而缓膨聚合物颗粒与二元复合体系接触后,体系黏度降低了50.60%～90.05%,界面张力由3.65×10-3mN/m最高上升到1.15×10-mN/m,并且添加量越多、时间越长,影响程度越大.由此可见,Cr3+聚合物凝胶与二元复合体系具有较好的配伍性,而缓膨聚合物颗粒则较差.流动性实验表明,在二元复合体系中加入Cr3+交联剂后,其阻力系数和残余阻力系数增加了几倍到几十倍甚至更高,流度控制能力得到明显改善.     

西峰油田交联聚合物深部调驱体系

西峰低渗裂缝性油藏选用的交联聚合物调驱体系各组分最佳浓度范围分别为:聚合物浓度1 200～1 500 mg/L,交联剂浓度800～12 00mg/L,稳定剂浓度400～500 mg/L.室内研究结果表明,该体系具有较稳定的抗盐、抗剪切性能,高温、高盐及剪切条件下成胶黏度保留率高;具有较强的岩心封堵能力,阻力系数大于32,残余阻力系数大于20,封堵率大于95%.室内调驱实验结果表明,该体系具有较好的启动低渗层能力,最终提高采收率幅度较HPAM调驱高13%.在西峰油田开展的6个井组交联聚合物调驱先导试验均取得较好效果,有96.4%试验井见效,含水下降11%,调剖井吸水剖面得到明显改善,启动新层吸水14.4 m/9层,截至2009年5月底累计增油8 461 t.     

大庆油田无碱二元复合体系对聚合物驱后残余油作用效果研究

利用可视化驱油实验研究了聚合物/两性表面活性剂无碱二元体系的界面特性对聚合物驱后残余油的作用效果,进行了超低界面张力的无碱二元体系在人造岩心中驱替聚合物驱后残余油实验。设定水驱和化学复合驱剂量均为20 PV,保证出口含水100%及岩心中的剩余油全部为残余油。界面张力分别为10-1、10-2、10-3mN/m数量级的二元体系使聚合物驱后残余油饱和度分别下降了12.65%、14.79%、21.55%。在人造岩心驱油实验中,超低界面张力的二元体系使聚合物驱后残余油饱和度下降值达5%以上。     

聚驱后自修复凝胶调剖剂的研制

聚合物驱后的油层非均质性更加严重,低效、无效循环严重。常规凝胶调剖剂在地层条件下经剪切后黏弹性大幅下降,严重影响了调剖效果。本文通过考察pH值、阴离子型聚丙烯酰胺CH601浓度、交联剂SQ-1浓度、稳定剂TYB-5浓度对自修复凝胶体系成胶性能的影响,进而得到最佳配方。考察了最佳配方自修复凝胶体系的耐温性、抗剪切性及封堵性能。结果表明：最佳自修复凝胶体系配方为：3000~5000 mg/L聚合物,3000 ~4500 mg/L交联剂,200~400 mg/L稳定剂。体系的pH值在5~6之间。该体系的热稳定性良好,在45℃下放置300 d后的黏度保持率为76.9%,弹性模量保持率为76.5%。该自修复凝胶体系具有较强的抗剪切性能,在45℃条件下初次成胶后经高速混调器剪切后,再次放入45℃烘箱内,成胶后再用相同的方式剪切,如此反复6次仍能成胶,成胶黏度为4430 mPa?s,黏度恢复率达到45%以上。岩心实验结果表明自修复凝胶体系对水测渗透率为1.2~4.5μm²的人造石英砂岩心的封堵率均在99%以上,残余阻力系数为68~147。     

聚合物微球调驱机理研究

通过室内渗滤评价实验和核磁共振实验,研究了多孔介质不同渗透率条件下聚合 物微球调剖效果规律,分析了规律产生的原因.结果表明,多孔介质平均渗透率适当时,聚合物微球可以达到最佳调驱效果,超出这一范围效果将变差.通过岩心驱替核磁共振分析实验进一步揭示其作用机理,即聚合物微球粒径应与孔喉尺寸匹配.聚合物微球粒径过大或过小,都不能达到最佳调驱效果:粒径过大,可注入性变差;粒径过小,则不能有效封堵优势通道.     

非均质油藏深部调驱用聚合物微球的制备及性能评价

为解决常规丙烯酰胺类聚合物微球在高温高盐非均质油藏中应用效果较差的问题,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和改性环状单体(NW-1)为合成原料,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺和有机锆作为交联剂,制备了一种具有双重交联结构的聚合物微球SAM-2,室内评价其长期热稳定性能、黏弹性能、深部运移能力、剖面改善效果以及驱油效果,分析了调驱机理,并成功进行了现场应用。结果表明,聚合物微球SAM-2在储层温度(110℃)和矿化度(10.2×10⁴mg/L)条件下老化180 d后仍能够具备较高的黏度和良好的膨胀性能,具有良好的耐温抗盐性能和长期热稳定性能。聚合物微球SAM-2的黏弹性能较好,且具有较强的深部运移能力。注入长岩心后能够在深部区域产生有效的封堵,并能有效地改善非均质岩心的吸水剖面,注入聚合物微球后高、低渗透岩心的剖面改善率可以达到98.7%。三层非均质岩心水驱结束后注入0.5 PV聚合物微球SAM-2,可使采收率继续提高25.34百分点,调剖驱油效果较好。现场应用结果表明,M-101井采取聚合物微球SAM-2深部调驱措施后,平均日产油量提升56....