稠油油藏聚驱后二元复合驱提高采收率研究

针对古城油田泌123断块稠油油藏条件,考察了SP二元复合体系的最佳配方、乳化性和热稳定性,并用最佳配方的SP二元复合体系进行了聚合物驱后复合驱替实验。实验结果表明,得到的最佳SP二元复合体系（2000 mg/L ZL-I＋3000 mg/L OCSB）的黏度为59.5 mPa.s、界面张力7.87×10-3 mN/m,与聚合物溶液相比,黏度上升2 mPa.s、界面张力下降3～4个数量级,毛管数大幅度提高,具备更大幅度提高采收率的能力。SP二元复合体系与原油形成的乳化液黏度大于二元体系的黏度,乳化作用良好,可以进一步改善流度比。60℃下老化120天后SP二元复合体系中HPAM的水解度缓慢上升后维持在30%～40%,黏度始终保持平稳上升,变化规律与单一聚合物溶液相似;界面张力值在老化期间上升半个数量级以内,盐析程度较单一表面活性剂溶液大幅改善。岩心驱油实验表明,聚合物驱后进行二元复合驱可提高采收率10%OOIP以上,说明古城油田泌123断块稠油油藏采用二元复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术是可行的。图4表3参5     

非交联聚合物和凝胶在非均质油藏Ash单元的应用

Ash单元为非均质油藏 ,有高渗透层窜流现象。为了改善流度比和提高波及效率 ,采用了非交联聚合物、胶态分散凝胶(CDG)和整体凝胶三个阶段处理的工艺技术。共注入聚合物和凝胶溶液 0 2 6 2PV ,增油 2 35 0 0 0～385 0 0 0bbl,提高采收率 1 7 2 %OOIP ,工艺成本为 0 91～ 1 49/bbl。连续不断的现场动态监测对及时改进工艺技术和采用合适的新技术具有非常重要的意义。     

不同油藏温度条件下HPAM水解度与黏度变化规律

实验测定了法国SNF公司的AN913(M-=1.72×107,HD=15.0%)、AN923(1.92×107,20.0%)、AN934(2.11×107,31.0%)3种聚合物在驱氧并化学稳定的浓度1.0 g/L的污水溶液中,在180小时热老化过程中水解度和溶液黏度(30℃)的变化。55℃老化的溶液用矿化度2.23 g/L、pH 9.0的下二门油田污水配制,70℃和80℃老化的溶液用矿化度5.33 g/L、pH 9.1的双河油田污水配制。水解度~老化曲线表明油藏条件下HPAM的水解是典型的自阻滞反应,初期水解快速,后期减慢,最终趋于稳定;初始水解度越低则水解越快;温度越高则水解越快且不同水解度聚合物的水解曲线越接近;55℃时的水解仍很明显。溶液黏度~老化时间曲线相似但有所不同:老化初期黏度增加快,达到最高值后维持稳定(55℃和80℃)或缓慢减小(70℃);达到最大黏度的老化时间,55℃下为100天,70℃下为60天,80℃下为30天;水解度越低则黏度增加越快;在70℃老化30天和在80℃老化5天后,AN913溶液的黏度超过AN923和AN934。以3种聚合物溶液黏度对水解度(15%~68%)作图,水解度达到~30%前黏度增大,以后大体稳定,水解度大于60%后略有下降;用HPAM水溶液结构和污水低钙镁含量(26,32 mg/L)解释这一结果。讨论了HPAM水解度对油藏的适应性:在55℃的下二门油藏及70℃和80℃的双河油藏,聚合物驱中分别使用水解度25%~30%、20%~25%、15%~20%的HPAM。图7表1参14。     

微凝胶驱技术在下二门油田的应用

微凝胶驱可以解决聚合物用量高、耐温抗盐性能差的问题。用下二门油田污水配制的Cr3+/HPAM微凝胶体系(0.4g/LHPAM、0.06g/LCr3+)50℃老化180d,黏度保持在130mPa·s左右,可作为驱剂使用。单井注入试验和多井组矿场先导试验表明,该体系可注性良好,在地层中具有良好的成胶性能。微凝胶驱注入压力上升幅度、视吸水指数下降幅度以及改善吸水剖面的能力都比聚合物驱大,使后续流体转向聚合物驱波及不到的中低渗透率层,进一步扩大波及体积;在与聚合物驱(1g/LHPAM)同等驱油效果的情况下,微凝胶驱的化学剂(聚合物、交联剂)费用成本下降了21%,经济效益十分明显。图4表3参6     

胶态分散凝胶技术在高温油藏的应用

AdonRoad油田为无裂缝砂岩，油层温度高（79．4℃），渗透率变异系数较大（0．70）。在水驱初期就进行了深部胶态分散凝胶（CDG）技术处理。20个月内共注入CDG溶液564948bbl（8．03％PV），平均聚合物浓度268mg／L。随后17个月内注入未交联聚合物溶液556800bbl（7．91％PV），平均聚合物浓度150mg／L。实施效果非常明显，采油量上升，处理水量下降，注入达32．3％PV后，采收率为45．2％STBOOIP。而在相同条件下的水驱，采收率可达到27％STBOOOP，每增加一桶原油的化学剂成本为0．72美元，实际效果明显地优于方案预测。本文详细地讨论了CDG的方案设计和实施，注入和产出动态监测及效果分析。     

加利福尼亚西科约特油田提高聚合物可注性的研究

这篇文章论述了提高聚合物的可注性的研究过程。使用室内实验和模拟结果，模拟西科约特（West Coyote）油田聚合物单井可注性的现场试验，以便在随后的现场试验中，提高聚合物的可注性。在第一次现场实验中，使用的聚丙烯酰胺显示出低的注入性。室内研究确定了低注入性的原因，并对现场实验进行了物理模拟。在数学模拟中，根据室内岩芯实验数据和油藏物性参数，计算聚合物的可注性，其结果和现场观察能良好地相匹配。     

聚丙烯酰胺浓度测量方法综述

本文综述了１１类测量ＨＰＡＭ浓度的方法，讨论了每一种方法的原理、特点、干扰因素和应用范围。     

水润滑条件下沥青基碳纤维及其混杂纤维增强尼龙1010复合材料摩擦磨损性能的研究

通过对几种复合材料在水润滑条件下摩擦磨损性能的研究,发现沥青基碳纤维和表面处理的玻璃纤维混杂增强尼龙1010复合材料具有综合的优良性能,界面粘结状况对玻璃纤维复合材料的摩擦磨损性能有很大的影响。     

一种新的低毒性聚合物交联体系的开发和矿场试验

新开发的低毒性聚合物/乳酸锆体系可以用于高矿化度、高硬度盐水,寻常用的铬交联体系相比,锆交联体系具有更低的毒性。低浓度制备的聚合物／乳酸锆微凝胶在两个不同的油田进行了矿场试验;取得了良好改效果：①在NorthBurbankUnit(NBU)的一个大的水驱单元中进行了一口井的注入试验,共注入69000bbl微凝胶溶液。注入前后的压降测试结果表明,流体流度下降了5－6倍;②在CBLongUnit（CBLU）的水驱单元中进行了一口注入井和一口生产井的微凝胶处理,注入井处理中共注入微凝胶溶液655O0bbl,注入剖面明显改善,55％的注入流体转向了低渗透层;几口邻近生产井的原总产量增加,增产范围为15－20BOPD,生产进的微凝胶处理降低了产出液的水油比。由于微凝胶中聚合物和交联剂的用量很少,大剂量的微凝胶处理在经济上是可行的     

河南双河油田90℃以上高温油藏二元复合驱实验研究

针对河南双河油田Ⅵ油组90℃以上高温油藏条件,提出了由表面活性剂SH7与聚合物1630S组成的适合该油藏条件的SP二元复合驱油体系,研究了该二元驱油体系的界面性能、乳化性能、热稳定性能、抗吸附性能及驱油性能。结果表明,SP二元复合驱油体系(1630S浓度1500 mg/L)在SH7浓度高于500 mg/L时油水界面张力可达10~(-3)mN/m超低数量级,SH7浓度高于1000 mg/L后,界面张力可达10~(-4)mN/m数量级,且在30 min内即达到超低。组成为1500 mg/L 1630S+2000 mg/L SH7的SP二元复合体系的乳化性能良好,油水比为7∶3时乳状液黏度是SP二元复合体系的7倍以上。该SP二元复合体系的抗岩心吸附性能良好,在经历五次吸附后,油水界面张力仍可达8.82×10~(-4)mN/m。当体系中氧含量低于0.8 mg/L时,聚合物及SP二元复合体系的长期热稳定良好,95℃下老化180 d后的体系黏度仍高于初始值,油水界面张力可以保持在10~(-4)mN/m数量级。均质岩心驱油实验结果表明,水驱后注入0.606 PV的SP二元复合体系,在水驱(采收率42.26%)基础上可提高采收率22.16%,较同等条件下的聚合物驱高出6个百分点。三倍渗透率级差层内非均质岩心驱油实验结果表明,SP二元复合体系的最佳段塞尺寸为0.6 PV,在水驱基础上提高采收率16.23%。