孤岛油田西区聚合物驱开发研究

孤岛油田西区注聚区1997年3月投入注聚后，高渗层得到有效封堵，吸水剖面得到明显改善。注聚期间，通过实施注聚区外围水井降水或停注、油井放大生产压差和调整注聚井注入速度等开发措施，扩大了聚合物波及体积，聚合物驱取得了明显效果。     

聚合物反相乳液深部调驱技术试验研究

常温条件下聚合物反相乳液调驱剂是油包水的稳定乳液,根据孤岛油藏特点对该调驱剂进行了适应性室内评价,模拟地层条件下转相成胶时间大于3d,单管岩心封堵试验的阻力系数为10.4,三管模拟注聚后调驱试验最终提高采收率13%,说明该体系可以到达岩心深部发挥调驱作用.在6个井组实施了反相乳液调驱体系调驱后,注水井油压平均上升了1.8MPa,对应油井见效期内含水平均下降了3.4%,平均单井增产原油377t.     

聚丙烯酰胺/水溶性酚醛树脂反相乳液水分散液的成胶性能

所报道的反相乳液含25%聚丙烯酰胺、15%交联剂(水溶性甲阶酚醛树脂),可用作深部调驱剂,是将交联剂借助乳化剂分散在采用复合乳化剂制备的白油外相聚丙烯酰胺反相乳液中制得的,储存稳定性良好,其水分散液在加入转相剂后几天内发生转相,交联形成水基凝胶,黏度迅速升至峰值后下降,此后大体稳定至少30～40天,160天后仍有较高值.实验水分散液用矿化度8.476 g/L的孤一联采出污水配制.转向剂加量增大时(0.4～1.6 g/L),20 g/L的聚/交反相乳液水分散液65℃时的转相时间和成胶时间缩短,成胶黏度增大.转相剂加量为0.8 g/L、反相乳液浓度增大时(5～20 g/L),水分散液65℃时成胶时间缩短、成胶黏度增大即成胶性能增强.转相剂加量为0.8 g/L、反相乳液浓度20 g/L的水分散液,25℃和35℃时基本不成胶,在45～65℃范围pH越高成胶性能越好.转向剂加量0.8 g/L、反相乳液浓度20 g/L的NaCl盐水分散液65℃时的成胶性能随含盐量增大(≤20 g/L)而改善,在不含盐的水中不成胶;当配液用水为含聚0.985 g/L、矿化度7.365 g/L的油田污水 清水时,只有当污水比例≥2/3时才能成胶,但凝胶黏度低,为4～8 Pa·s.图7参4.     

清除聚合物堵塞的解堵剂DOC-8的研制

聚合物解堵剂DOC-8已用于孤岛渤19注聚试验区注交联聚合物（弱凝胶）引起的地层堵塞。该剂为粒状，由强氧化剂过氧化钙（Ⅰ）和辅剂亚氨酸钠（Ⅱ），柠檬酸（Ⅲ）组成，其中Ⅰ与Ⅱ质量比为92：8，用清水或油田污水配咸水溶液使用，最佳组成为1％Ⅰ＋3％Ⅲ＋Ⅱ，此即1％DOC-8解堵液。1％DOC-8解堵液与HPAM／C2^3＋凝胶在〉55℃以上反应〉5小时，凝胶中的HPAM完全降解，生成低黏度水溶液，借用标准规定的黏度法测反应液中HPAM分子量，求得降解率接近完全。DOC-8水溶液pH为7～9，腐蚀速率随浓度升高而降低，1％溶液为0．8564g／m^2。ha在含油的85％石英＋15％黏土填砂管流动实验中，注入HPAM／C2^3＋溶液并成胶后造成约41％的渗透率伤害，用1％DOC-8解堵液处理，进入深度达到岩心长度1／2时，渗透率恢复率63％；在填砂管前置入注聚水井凝胶堵塞物使渗透率下降57％，分五轮次用DOC-8＋JCN-006（低伤害酸液）处理，进入深度达到岩心长度1／2时，渗透率恢复率达95％。图4表6参2。     

孤岛油田聚合物驱见聚特征及影响因素

孤岛油田聚合物驱试验取得了明显的降水增油效果。注聚区内油井单井见效、见聚特点不同,按单井含水的变化划分为5种类型：见效低谷型、见效初期型、见效波动型、回返型、不见效型;每种类型的影响因素不同,主要影响因素是储层参数、剩余油饱和度、注采关系等。     

油酸钠蠕虫状胶束的性质及驱油效率研究

分别通过稳态、动态流变的方法和冷冻蚀刻透射电镜、室内模拟驱油实验和平板夹砂微观模型驱油实验,研究了由碳酸钠诱导形成的油酸钠蠕虫状胶束的流变学性质及形貌和蠕虫状胶束驱油配方的驱油效果及驱油微观机理。结果表明,在油酸钠(NaOA)溶液中,加入一定量的Na2CO3能够形成蠕虫状胶束;孤岛东区稠油注聚驱后,蠕虫状胶束驱油配方(w/%,1.83 NaOA 4.24 Na2CO3)的室内模拟驱油可提高采收率25%原始石油地质储量(OO IP);平板夹砂微观驱油模型显示蠕虫状胶束驱油体系进入模型中,能够使注聚后束缚残余油重新启动、变形,渐渐形成油墙向出口处运移,蠕虫状胶束驱油体系能够有效扩大波及体积,提高洗油效率,从而提高驱油效率。     

分子沉积膜驱油技术研究现状

综合分析了水溶性分子沉积膜的表面及界面特性、吸附特性、表面zeta电位、破乳作用和驱油机理。在此基础上，结合国内外资料认为应用分子沉积膜驱油荆不降低水溶液的表面张力，能够降低油水界面张力但降低幅度不大，能够降低油水界面粘度，有自组织破乳作用，能自发吸附在呈负电性的岩石表面上并放热，能通过改变岩石表面润湿性来剥离残余油提高采收率。指出了分子沉积膜驱油荆在三次采油中的主要应用领域，提出了分子沉积膜驱油技术在聚合物驱油后进一步提高采收率的方向。     

聚合物微球的粒径影响因素及封堵特性

为了更好地推广和应用新型聚合物微球逐级深部调剖技术,对该技术的主体聚合物微球的粒径影响因素及封堵特性进行了研究。结果表明,适量的NaCl有助于微球的溶胀,Ca2+和Mg2+的存在会抑制聚合物微球的溶胀;总矿化度越高,微球膨胀速度越慢;温度越高,微球体系的膨胀速度越快;膨胀15d、粒径为4μm的微球对渗透度为400×10-3μm2的岩心的封堵效果最好。用膨胀15d的微球对不同渗透率填砂岩心进行封堵实验,结果表明封堵效率与渗透率成反比;对高渗透岩心,提高聚合物微球浓度对封堵效率影响甚微。微球膨胀粒径的大小决定着封堵机理,也是决定封堵效果的重要因素。     

阳离子乳化沥青对油层的保护作用

在钻井过程中为了达到保护储层的目的,通常根据储层的平均孔喉半径,在上部钻井液中加入合适粒径的暂堵剂,再配合胶体填充粒子等,将上部钻井液改造为完井液;但往往在实际井中,储层孔喉半径分布范围较宽,导致经改造后的钻井完井液仅对某井段具有较好的屏蔽暂堵效果,而对另外的井段则不能起到较好地保护储层作用。针对储层孔径分布范围较大的特点,配制了17个配方,分别进行了污染试验,根据室内岩样污染评价结果,提出了采用原浆加3%阳离子乳化沥青进行屏蔽暂堵技术,室内评价表明,该技术对储层有很好的保护作用。     

氮气泡沫调剖技术在孤岛油田热采井中的应用

针对孤岛油田稠油热采中的汽窜井和高含水井蒸汽吞吐效果差的问题，进行了氮气泡沫调剖技术应用试验。利用气流法测试了发泡剂的性能，试验结果表明，在260℃的条件下，0．3％的发泡剂恒温24h后，泡沫半衰期保留率为94．1％；通过岩心试验测定发泡剂在260℃耐温72h后的封堵能力时，优选浓度为0．3％的发泡剂体系，发泡剂最佳气液比为2：1。双管驱油试验结果表明，注蒸汽时注入氮气泡沫体系的采收率比蒸汽驱的采收率提高了23．9％；在标准条件下，经济有效的氮气、蒸汽和发泡剂注入比例为60：1：1。至2005年已现场应用13井次。成功率为100％，实施后与上一周期对比单井平均增产原油946t，表明氮气泡沫调剖技术是改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果的有效工艺。