下二门油田聚合物驱后多段塞组合驱技术*

下二门H2Ⅳ层系经过0.5 PV聚合物驱,剩余油分布更加零散,为了优选成本低且能大幅度提高原油采收率的化学驱方式,通过对区块剩余油赋存形态和原油组分分析,依据不同化学驱方式对不同形态剩余油的动用效果,确定该区块的多段塞组合的驱替方式。研究结果表明:配方为1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性剂二元复合驱体系具有较好的长期热稳定性,老化360 d后界面张力仍能保持10~(-2)mN/m数量级,黏度保留率85%以上。聚合物浓度和渗透率相同时,二元体系注入压力低于聚合物的。聚合物浓度为1500 mg/L时,表面活性剂浓度为500数5000 mg/L时,二元复合体系中表面活性剂吸附量低于单一表面活性剂的吸附量。表面活性剂浓度大于1000 mg/L时,二元体系的洗油效率高于40%。双层非均质岩心驱油实验表明,在聚合物驱后实行多段塞组合驱可提高采收率21.51%,比单一聚合物驱和二元复合驱分别提高12.69个百分点和5.33个百分点。最终确定该区块剩余油的动用方式为以聚合物驱为主、复合驱为辅的低成本的多段塞组合"0.05 PV调剖+0.35 PV聚合物驱+0.15 PV二元复合驱+0.05 PV调剖"。图6表12参14     

聚合物驱后凝胶与化学剂交替注入的驱油效果研究

聚合物驱后油藏仍有大量剩余油残留其中,为探讨进一步提高聚合物驱后油藏的原油采收率的方法,利用人造非均质大平板岩心,开展了凝胶与聚合物、凝胶与聚合物/表面活性剂二元复合体系(简称聚表二元体系)多轮次交替注入的驱油效果研究。结果表明,交替注入0.26 PV凝胶与0.39 PV聚表二元体系进行驱油实验,采出程度可在聚合物驱采收率基础上提高11.29%,凝胶与聚合物溶液交替注入驱油阶段采出程度可提高7.10%,说明凝胶与聚表二元体系交替注入驱油技术对聚合物驱后剩余油的进一步挖潜更具潜力,但与凝胶与聚合物交替注入驱油技术相比,其成本相对较高。在现场进行实际技术优选时应综合考虑成本及市场原油价格等因素。     

牛心坨油层聚合物/表面活性剂二元驱数值模拟研究

针对牛心坨油层建立地质模型,在水驱历史拟合基础上,利用FACS数值模拟软件完成了聚合物/表面活性剂二元驱数值模拟研究,对聚合物浓度、表面活性剂含量及聚合物/表面活性剂二元体系注入量进行了筛选,确定了适合牛心坨油层的聚合物/表面活性剂二元驱最佳方案:1 500 mg/L聚合物/0.3%B型表面活性剂二元复合驱,注入量0.3 PV,提高采收率10%以上。     

无碱二元复合驱注入参数优化研究

介绍了无碱二元复合驱注入参数优化依据,即以配方体系黏度范围确定聚合物溶液浓度范围;以油水界面张力达10-3mN/m对所需表面活性剂含量优化。考察了聚合物溶液浓度、表面活性剂含量及段塞尺寸对驱油效率的影响。结果表明,在聚合物溶液浓度为1 400～1 600mg/L,表面活性剂含量为0.2%～0.3%,段塞尺寸0.5～0.7 PV时,无碱二元复合驱油效率比水驱提高25%,与聚合物驱、弱碱三元驱相比,无碱二元复合驱更优。     

海南3断块二元驱技术研究与应用

根据辽河油田海南3断块油藏的具体特点,研究了聚合物微球/表面活性剂二元驱技术。通过室内物理模拟实验,研究了聚合物微球浓度、表面活性剂浓度和段塞大小对二元驱效果的影响,对二元驱的基本参数进行了优化。研究结果表明,海南3断块二元驱中表面活性剂复配体系的最佳质量分数为0.007 5%甜菜碱17+0.01%表面活性剂6501;聚合物微球的最佳质量分数为0.30%;段塞大小对二元驱效果有较大影响,随着段塞体积的增大,采收率增值增大到26.12%后增幅逐渐变小,最佳注入段塞为0.35 PV。该技术自2015年在海南3断块应用后,阶段累计增油超过1万t,表明聚合物微球/表面活性剂二元驱技术在中低渗油藏水驱后期具有广泛的应用前景。     

海上稠油油田聚驱后二元复合驱注入时机与注入方式优选

模拟海上绥中36-1油田油层条件,进行了聚合物驱后二元复合驱注入时机、注入方式的优化实验研究。聚合物驱后在不同注入时机(直接转注、含水最低点、含水70%和含水95%时)转注二元复合体系,最终采收率分别为75.36%、73.32%、71.22%和68.61%,直接转注二元驱的采收率最高(42.61%)。在相同水驱条件下,以不同注入方式注入二元复合体系后发现,注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果优于注入0.05 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系+0.05 PV聚合物和0.1 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系。但注入方式的改变对最终采收率的影响较小,以聚合物做保护段塞更有利于控制工业化成本。在相同段塞聚合物用量条件下,用前后保护段塞的效果好于单一前置段塞。在等经济的条件下,聚合物驱后进行0.3 PV二元复合驱可提高原油采收率19.05%,比等价的0.7 PV聚合物驱采收率高1.61%,使油田开发的整体效益最大化。     

大庆油田萨北开发区二类油层二元复合驱技术研究

大庆油田萨北开发区二类油层具有渗透率低和非均质严重等特点,水驱开采效果差。对4种不同表面活性剂二元复合体系黏度、界面张力及其稳定性进行了评价,优选出性能好的"炼化石油磺酸盐/聚合物"二元复合体系。还对该体系的驱油效果、注入参数、黏度和段塞组合等进行了实验研究,结果表明"炼化石油磺酸盐/聚合物"二元复合体系具有较好增油效果。"整体"段塞和段塞黏度排序"低中高"注入方式的增油效果较好,调剖愈早,增油效果愈好。推荐矿场采用的注入方式为:先注入0.05~0.08 PV的Cr3+聚合物凝胶段塞,再转注0.33~0.49 PV二元复合体系(CP=1 200 mg/L,CS=0.2%)。在上述配方组成和段塞组合条件下,比水驱提高采收率15%以上。     

红岗油田二元复合驱增油效果及注入参数优选

红岗油藏具有油层数量较多、渗透率较低、非均质性较严重和原油黏度较高等特点,水驱开发效果较差.依据油藏开发实际需求,利用仪器检测、物理模拟和理论分析方法,开展“复配聚合物/非离子表面活性剂JN-1”二元复合驱增油效果实验研究,并对二元复合驱注入参数进行了优化.结果表明,与相同黏度“高分聚合物/非离子表面活性剂JN-1”二元复合体系相比较,“复配聚合物/非离子表面活性剂JN-1”二元复合体系的扩大波及体积能力较强,采收率增幅较大,采取“调剖剂+二元复合体系”段塞组合要比单独使用二元复合体系的增油效果好,并且油田开发中前期的调剖要比中后期的增油效果好.推荐矿场驱油剂药剂和段塞组成实施方案为“前置段塞注入孔隙体积倍数0.05(2.4 g/L复配聚合物)+主段塞注入孔隙体积倍数0.50(1.6 g/L复配聚合物,3.0 g/L表面活性剂JN-1)+保护段塞注入孔隙体积倍数0.02(1.8 g/L复配聚合物)”.     

80℃高温油藏聚驱后复合驱油体系性能评价

针对聚合物驱后双河油田80℃高温油藏,从10种表面活性剂中筛选了石油磺酸盐表面活性剂1#,研究了表面活性剂浓度、聚合物浓度、矿化度、新鲜污水等因素对二元体系界面张力的影响,并对二元体系的长期热稳定性、表面活性剂的静态吸附量、注入性、段塞选择和岩心驱油实验进行评价。研究结果表明:1#表面活性剂具有很好界面活性,质量分数在0.1%～0.5%范围内均可达到10^-3 mN/m数量级的超低界面张力,聚合物浓度对二元体系界面张力影响不大。二元体系具有很好的抗盐性和长期热稳定性,老化90 d后的界面张力仍能保持10^-2mN/m数量级。二元体系中表面活性剂在双河油砂上的吸附量要小于单一表面活性剂的吸附量。该二元体系具有良好的注入性。岩心驱油实验表明:低界面张力的二元体系提高采收率的幅度大,聚合物浓度1800mg/L、表面活性剂浓度3000 mg/L的二元体系在聚驱后可提高采收率10.26%。     

聚合物驱后多元调驱体系提高采收率研究

根据聚合物驱后提高采收率的需要,筛选了多元调驱体系的凝胶颗粒类型、交联剂最优浓度和洗油剂最优浓度,分别考察了单元注入体系(50 mg/L或100 mg/L交联剂、2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV),二元注入体系(100 mg/L交联剂+2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV)和三元注入体系(0.4 PV×2000mg/L阳离子凝胶微球+0.3 PV×100 mg/L交联剂+0.4 PV×2000 mg/L高效洗油剂)的调剖效果。实验结果表明:二元注入体系转水驱突破压力为3 MPa左右,而且压力整体波动范围和波动幅度都明显高出单元注入体系的,这说明二元注入体系调剖效果比单元注入体系的好;在水驱采收率39.65%、聚合物驱提高采收率18.38%的基础上,三元注入体系提高采收率22.82%;水驱和聚合物驱阶段注入压力较低,凝胶微球注入后压力迅速上升,交联剂的注入保持了压力,高效洗油剂驱使压力进一步上升,转后续水驱后压力下降并稳定在2 MPa左右;与二元注入体系相比,三元注入体系的后续水驱压力明显降低,这保证了在不影响调驱效果的同时还能降低后续水驱压力,因此多元注入体系具有更好的实际应用价值。图5表3参9     

聚合物驱后油藏强化泡沫驱参数优化设计

为进一步提高聚合物驱后特高含水开发后期油藏采收率,根据强化泡沫驱先导试验区的油藏特点及开发现状,利用CMG数值模拟软件,对双河油田强化泡沫驱的注入段塞大小、注入浓度、注入方式等参数进行了优化设计,并依此制定了开发方案。优化结果表明:强化泡沫体系为2 000 mg/L稳泡剂+0.3%发泡剂,合理气液比为1∶1,最佳注入量为0.5 PV,并且采用气液混注方式驱油效果最佳;预测矿场实施后,可提高采收率10%,对聚合物驱后油藏采用强化泡沫驱技术进一步提高采收率是可行的。     

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。     

聚驱后三元复合驱进一步提高采收率数值模拟研究

首先利用正交实验设计,确定了化学剂最佳注入程序为0.1PV聚合物前置段塞、0.45PV三元复合剂主段塞、0.05PV聚合物后续保护段塞,其次再依据聚驱后区块特点及实际情况,设计了三套井网方案并开展了聚驱后三元复合驱进一步提高采收率数值模拟研究。数模结果表明,三元复合驱与前一阶段聚驱相比平均可提高采收率12.9%,其中,水平井和直井的注采组合方案提高的采收率幅度最大,达到15.97%,所以聚合物驱后应综合考虑水平井的注采调整和三元复合驱的多重优势,以期取得更好的开发效果。     

秦皇岛32-6油田稠油油藏弱凝胶调驱技术研究及应用

秦皇岛32–6疏松砂岩稠油油田长期高强度注采开发后,受储层强非均质性及水油流度比大等因素影响,注入水水窜严重,水驱效果逐渐变差,迫切需要开展注水井调驱技术研究。针对油田开发实际需求,利用物理模拟实验方法,进行了聚合物弱凝胶调驱技术的室内研究及方案优化,结果表明,聚合物浓度愈高、聚Cr~(3+)质量比愈小,凝胶体系的阻力系数和残余阻力系数愈大,则封堵及液流转向能力愈强,扩大水驱波及体积、提高水驱采收率效果越显著。现场实施过程中采用"前置段塞+主段塞+保护段塞"逐级组合的调驱方案,聚合物浓度分别为2 000,3 600,4 200 mg/L,聚Cr~(3+)质量比为180∶1,注入段塞0.08 PV,先导试验D10井组累计增油2.4×10~4 m~3,含水率下降6%,取得了明显的增油效果及经济效益。     

华北油田京11断块三元复合驱配方研究

针对华北油田京11断块油藏原油黏度低、酸值低、水驱采收宰高和储集层黏土含量高等特点，优选得到适合于该油藏的最佳低浓度弱碱三元复合体系：2SY重烷基苯磺酸盐表面活性剂(0．15%)／Na2C03(0．5%)／SY(1．5g／L)。采用实验方法，系统研究京11断块环境因素对该三元复合体系的界面张力性质、流交性以及表面活性剂和碱剂吸附损耗的影响，结果表明：该体系对矿化度、多价金属离子浓度变化以及稀释效应等环境因素影响的耐受性较强。物理模型驱油效率试验结果表明：在水驱至含水98%后，相继注入0．3倍孔隙体积最佳三元复合体系主段塞和0．2倍孔隙体积1．2g／L聚合物溶液保护段塞，可提高采收率21%以上。图3表6参7     

聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化

大庆油田经过聚合物驱后已进入特高含水开发阶段,存在水驱控制程度低、层间矛盾大等问题。为进一步挖潜剩余油,提高采收率,改善大庆油田注采开发现状,在室内实验研究的基础上,针对N5试验区开展了聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化研究。研究结果表明,聚驱后凝胶与聚合物交替注入驱油采用小段塞多轮次的段塞提高采收率效果优于大段塞少轮次的段塞;最佳组合的段塞为凝胶(0.02PV)+聚合物(0.03PV),共计注入11轮次,注入总量为0.55PV;经过凝胶与聚合物交替注入驱油后,其阶段采收率可在聚驱基础上提高10%左右,说明凝胶与聚合物交替注入驱油方法具备进一步开发聚合物驱后剩余油的潜力。     

关家堡海上油田开发早期ASP三元复合驱注入参数优选

关家堡海上油田已经完成了井网部署,即将投入商业开发。为了达到高速高效开发的目的,通过室内实验研究了注水开发初期实施ASP三元复合驱的可行性,对比了复合驱“早期-低浓度-大段塞”、“中期-中浓度-中段塞”和“晚期-高浓度-小段塞”3种注入方式下的驱油效果。研究结果表明,在关家堡海上油田推荐使用“早期-低浓度-大段塞”方式,即开发初期就实施复合驱,ASP三元复合驱体系为600mg／L聚合物、0．3％表面活性荆和1．2％碳酸钠,段塞尺寸为0．50倍孔隙体积。该研究成果对于关家堡油田的高速高效开发具有指导意义。     

注入段塞对空气泡沫驱油效果的影响

泡沫驱特有的高粘度及在油层孔隙介质中渗流时不停消泡与起泡特点,使其即具有聚合物改善流度比、提高波及效率的作用,也能够抗高温高盐.通过室内驱替实验和数值模拟技术,依托高温高盐稠油的鲁克沁油田地质情况,研究泡沫注入段塞对驱油效果的影响.结果表明空气泡沫驱最佳注入段塞为：以改善水驱为主的深部调驱段塞（0.15 PV）和以段塞驱油为主的大段塞（0.45 PV）.泡沫段塞0.15 PV时,提高的采收率为8.59 ％OOIP,吨起泡剂增油量187.47t/t,综合指数16.10;泡沫段塞0.45 PV时其提高的采收率为14.65％OOIP,吨起泡剂增油量106.60t/t,综合指数15.62.