连续相与分散相驱油体系驱油机理及其性能对比

为了对比连续相驱油体系(传统聚合物溶液)与分散相驱油体系(颗粒型聚合物SMG水分散液)驱油机理及性能,利用微流控技术模拟SMG水分散液在孔隙运移中的颗粒相分离现象,以生物流体力学中红细胞树状叉浓度分布理论为指导,建立SMG在不同孔隙中浓度分布数学模型,开展连续相与分散相驱油体系的微观和宏观物理模拟实验。研究表明,连续相驱油体系无区分地进入所有波及区域,增加不同大小孔隙中的流动阻力,而分散相驱油体系注入过程中产生颗粒相分离现象,SMG颗粒在大孔隙中聚集形成桥堵,携带液进入小孔隙中驱油,SMG颗粒与携带液分工合作,逐级启动相对低渗区域的剩余油,实现提高采收率的目的。室内实验结果表明,分散相驱油体系的增油降水效果比连续相驱油体系更好,这与矿场试验结果一致。     

强碱三元复合驱色谱分离及其影响因素——以大庆油区喇嘛甸油田为例

三元复合驱油体系中驱油剂的协同效应,会使油水间的界面张力大幅度下降,原油采收率大幅度提高;但三元复合驱油体系的色谱分离现象也会破坏其协同效应和完整性,揭示色谱分离现象及其影响因素对于改善三元复合驱油效果具有十分重要意义。以油藏工程和分析化学理论为指导,以化学分析和物理模拟为技术途径,并以大庆喇嘛甸油田典型区块地质特征和流体性质为研究对象,开展强碱三元复合驱色谱分离现象及其影响因素研究。结果表明,采用前置高浓度聚合物段塞后,可以有效扩大波及体积,但表面活性剂与碱和聚合物之间无因次等浓距增加,色谱分离现象加剧。大庆油区喇嘛甸油田不同区块油水性质差异对色谱分离现象存在影响,原因在于部分重烷基苯石油磺酸进入油相,影响水相中浓度检测值。强碱三元复合驱油体系中表面活性剂与碱和聚合物之间色谱分离程度比较严重,碱与聚合物之间较弱。     

缝网压裂裂缝形态对低渗油藏渗吸采油效果影响实验

大庆油田外围地区低渗油藏储量非常丰富,但由于缺乏有效的开发手段,采出程度比较低。渗吸采油是(弱)亲水低渗油藏有效开发的技术措施之一。以大庆外围扶余储层流体性质和地质特征为模拟对象,在仿真模型上开展缝网压裂裂缝长度和条数对渗吸采油效果影响实验。研究结果表明:随缝网压裂裂缝主缝长度和分支缝数量增加,渗吸面积增加,油水交渗作用增强,渗吸采收率增加,但增幅逐渐减小;"渗吸液+增能剂"组合使用能够产生原油降黏、补充驱替动力和油水交渗等3因素间协同效应,可以大幅度提高渗吸采油效果,采收率增幅超过15%。     

海上油田水质处理及其对驱油剂性能影响研究

渤海LD5 -2油田注入水中Ca2和Mg2+浓度较高,致使聚合物溶液增黏性变差,进而影响驱油剂的调驱性能.针对海上油田特征和注入水水质特点,笔者开展了水处理方法筛选及其水处理效果评价,在此基础上进行了水质对驱油剂增黏性、流动特性、分子线团尺寸、分子构型影响研究.结果表明,LD5 -2油田注入水中Ca2+和Mg2浓度含量超过900 mg/L,对聚合物溶液和Cr3+聚合物凝胶性能造成严重不利影响.水处理结果表明,“氢氧化钠-碳酸钠”加药法技术效果和经济效益较好,适用于海上油田水处理.与注入水相比较,软化水聚合物溶液和Cr3+聚合物凝胶黏度较高,分子线团尺寸较大,分子构型趋向伸展,阻力系数和残余阻力系数较大.与钾钠离子相比较,钙镁离子使聚合物分子链更倾向于卷曲构象,黏度降低幅度更大.     

强碱三元复合体系与大庆原油乳化作用

通过收集喇嘛甸、萨尔图和杏树岗等油田水驱目的层原油进行组分分析,开展了强碱三元复合体系与原油乳状液稳定性、药剂在油相中损耗量以及碱、表面活性剂和聚合物对乳状液稳定性影响研究。结果表明:喇嘛甸油田原油黏度、含蜡量和含胶量较高且酸性活性组分种类和数量较多,碱在油相中损耗量较多,乳状液稳定性较强;当原油中重质组分含量较高且碳链分布范围较广时,重烷基苯磺酸盐类表面活性剂在原油中损耗较大,乳状液稳定性较强;单一碱液与原油作用生成W/O型乳状液,"碱/表面活性剂"二元和"碱/表面活性剂/聚合物"三元复合体系与原油作用生成O/W型乳状液。     

海上稠油油藏“调驱+热采”提高采收率实验研究

渤海稠油油藏具有原油黏度高、油层渗透率高和非均质性严重等特点,常规注水开采时油井产能低,开发效果差,亟待采取强化措施来改善水驱开发效果。以油藏工程、物理化学和热力学等理论为指导,以仪器分析、化学分析和物理模拟等为技术手段,以渤海NB35-2油藏储层地质和流体为实验平台,开展了调驱、热力采油和"调驱+热力"联合作业增油效果实验研究和机理分析。结果表明,与采用蒸汽发生器向岩心内注入高温高压蒸汽的实验方法相比,通过在岩心中不同区域饱和不同黏度原油来模拟热流体注入即热采过程,不仅能够更好地模拟热采过程中储层内原油黏度分布,而且技术简单。与单独热采或调驱措施相比较,"调驱+热采"联合作业增油效果较好,并且采收率增幅大于二者之和,产生了协同效应。"调驱+热采"联合作业优化工艺参数:Cr~(3+)聚合物凝胶段塞尺寸范围为0.025PV~0.075 PV,C_P为1 200~1 600 mg/L,m(聚):m(Cr~(3+))=(180:1)~(270:1)。热流体作用范围小于3/10注采井距,作用范围内原油黏度50~120mPa·s。     

ASP体系对耐碱砂和石英砂裂缝导流能力影响

实验研究了三元复合体系对石英砂和耐碱树脂砂充填裂缝导流能力影响。结果表明,与弱碱相比较,强碱对石英砂溶蚀作用较强,颗粒破碎率较高,填砂裂缝导流能力降低幅度较大。与石英砂相比较,碱型对耐碱树脂砂溶蚀作用程度差异较小,对耐碱树脂砂填砂裂缝导流能力影响程度差异不大。随闭合压力增加,石英砂和耐碱树脂砂充填裂缝导流能力下降,但降低幅度逐渐减小。与石英砂相比较,闭合压力对耐碱树脂砂充填裂缝导流能力影响程度较小,裂缝导流能力较大。     

支撑剂润湿性对油井压裂后开采效果影响研究

利用可视化裂缝模型和平板裂缝模型研究支撑剂润湿性对油井压裂后开采效果影响,两种模型均使用不同润湿性支撑剂填充裂缝。可视化模型结果表明,选择性支撑剂充填裂缝水相渗流阻力大,注入压力高,促使部分水流转向进入裂缝上下基质部分,扩大了波及体积,提高了采收率。平板模型结果表明,裂缝的存在可大幅度提高模型采收率,且支撑剂润湿性表现为疏水性,对采收率的提高也有正面的效果,因为润湿性的改变,采收率提高了3%。     

半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素

渤海油田注水开发过程中低效和无效循环现象十分严重。而颗粒类封堵剂和普通聚合物凝胶强度又难以满足实际需求。半互穿网络结构凝胶由于其初始黏度较低、成胶强度大等优点,近年来已在各大陆地油田取得了较好增油降水效果。为使半互穿网络结构凝胶满足渤海油藏治理窜流技术需求,开展了半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素实验研究。结果表明,半互穿网络结构凝胶可以对储层中特高渗透层实施有效封堵。通过抗稀释性、抗剪切性、耐黏土、耐油性、耐酸性和稳定性等性能评价表明,与渤海油藏流体和温度条件相适应的封堵剂组成(质量分数)为:2%~4%羟丙基淀粉+2%~4%丙烯酰胺+0.036%~0.150%交联剂+0.005%~0.012%引发剂 +0.002%无水硫酸钠。     

自悬浮与普通支撑剂裂缝导流能力实验研究

开展了自悬浮支撑剂与“支撑剂+携带液”裂缝导流能力对比实验研究,并进行了机理分析。结果表明,无论是自悬浮支撑剂还是“支撑剂+携带液”,随闭合压力增加,裂缝导流能力均减小。随填砂浓度增加,裂缝导流能力均增加。与石英砂相比较,陶粒抗压和裂缝导流能力明显较高。聚合物类携带液一方面可以增强支撑剂抗压能力,降低破碎率,进而增加裂缝导流能力。另一方面,携带液在支撑剂颗粒间隙中会发生滞留,致使渗透率减小,这会降低裂缝导流能力。因此,最终裂缝导流能力是渗透率和破碎率共同作用的结果。与“支撑剂+携带液”相比较,自悬浮支撑剂破碎率略高,对裂缝导流能力未造成明显影响。由此可见,自悬浮支撑剂加工过程中并未对支撑剂抗压能力和裂缝导流能力造成影响。