聚合物微球调驱机理及应用方法探究

通过室内实验,利用激光粒度分析仪和光学显微镜,测定了聚合物微球的水化膨胀规律;利用物理模拟实验,评价了聚合物微球的封堵能力,研究了聚合物微球在多孔介质中的运移规律;测定了聚合物微球体系降低油水界面张力的能力,并探究了冻胶-微球两种调驱体系的协同效应,证实了其具有更好的调驱效果。结果表明:纳米级别的聚合物微球经水化膨胀后可以达到微米级别,对于渗透率小于4000×10-3μm2以下的地层具有较好的封堵能力;水化膨胀后的微球在多孔介质中能够实现有效封堵,压力上升后能够突破运移,实现深部调驱;聚合物微球体系具有一定的降低油水界面张力的能力;先冻胶后聚合物微球的注入方式,能够充分发挥两种调驱剂各自的优势,更好地调整吸水剖面,实现深部调驱,提高采收率。     

饶阳凹陷中部河间东营组高温油藏深部复合调驱技术

为有效提高河间东营组高温油藏的采收率,根据开发现状和地质特征,开展了深部复合调驱技术研究。研究表明基于地层水和注入剂的配伍性实验,确定了“凝胶+微球”调驱方案;室内实验优选了调驱体系,推荐助剂浓度、微球注入浓度分别为1750mg/L和3000mg/L,聚交比超过1:1.7时黏度保持效果更好;优选的调驱技术减缓了油藏的自然递减率,降低了油藏含水上升率,水驱效果得到明显改善。     

南堡陆地高含水油藏弱冻胶深部调驱实验研究

针对冀东油田高浅北地区油层的储层特性、非均质特征以及流体性质,评价了酚醛树脂弱冻胶体系的成冻性能。通过调节聚合物和交联剂的加量,形成了一系列成冻时间可调、强度可控的配方,并考察了不同配方冻胶的黏弹性特征,分析了弱冻胶在多孔介质中的运移-滞留规律,评价了不同条件下弱冻胶体系的驱油效果。结果表明,酚醛树脂弱冻胶体系的黏弹性较好,并受聚合物及交联剂浓度的影响较大;弱冻胶调驱体系能够实现在地层中运移—封堵—再运移—再封堵的有限度的驱油过程,起到深部调驱的作用;当弱冻胶注入量为油藏高渗孔隙体积的0.3倍时,单位堵剂的采收率增值达到最大值80%;当水驱含水率达到35%～80%时,调驱后的最终采收率为32.8%～35.9%,效果最好。     

沈67块聚合物微球调驱技术可行性研究

结合沈67块油藏特征,研究了交联聚合物微球ESsc深部调驱体系封堵性能,进行聚合物微球室内岩心驱油模拟实验。实验结果显示:微球ESsc驱油时,当岩心渗透率在(500～3500)×10-3μm2范围内,微球驱对应采收率相对稳定,能满足化学驱提高采收率要求。另外,针对油藏孔隙吼道的多分布特征,在选择微球作为主调驱段塞时,应对特大孔隙采用过250目延迟体膨型颗粒调剖剂进行先期调剖。2009年在沈67块实施聚合物微球体系深部调驱先导试验,取得了较好效果。     

桩106块深部调驱EOR技术研究与应用

桩西滩海地区桩 10 6块馆陶组油藏平面与纵向上砂体非均质 ,注入水在平面上舌进和纵向上向高渗透层突进较严重 ,驱替原油能力较差。为增加注入水驱替能力 ,开展了深部调驱提高采收率技术研究 ,即在注水地层充分调剖后注入高效驱油剂 ,进行有限三次采油。室内试验确定了由弱冻胶 -强冻胶 -低度固化体系 -高度固化体系等组成的深部调剖剂体系和主要由 0 .1%聚丙烯酰胺和 0 .75 %的碳酸钠组成的驱油剂体系 ,通过降低水油流度比、降低界面张力和乳化 -携带等机理来提高原油采收率。在桩 10 6块选择封闭性较好 ,井组控制储量大、油水井连通关系好的 2个井组进行了试验 ,效果较好。     

纳米微球深部调驱技术应用与效果分析

2018年温米油田温西三区块纳微米级聚合物微球调驱取得较好效果,因此考虑在同类性质的温5-5井组进行纳米微球深部调驱扩大试验。2019年应用超分子材料将纳米级微球送至地层深部,逐级对地层孔吼进行封堵,使注入水在油藏中不断改变流向,最大限度地提高注入水的波及体积,实现深部调驱。纳米微球调驱技术为老区高含水注水油田提高采收率提供了有效的技术手段,可以在类似油田推广应用。     

桩106块深部调驱EOR技术研究与应用

桩西滩海地区桩106块馆陶组油藏平面与纵向上砂体非均质，注入水在平面上舌进和纵向上向高渗透层突进较严重，驱替原油能力较差。为增加注入水驱替能力，开展了深部调驱提高采收率技术研究，即在注水地层充分调剖后注入高效驱油剂，进行有限三次采油。室内试验确定了由弱冻胶-强冻胶-低度固化体系-高度固化体系等组成的深部调剖剂体系和主要由0．1％聚丙烯酰胺和0．75％的碳酸钠组成的驱油剂体系，通过降低水油流度比、降低界面张力和乳化-携带等机理来提高原油采收率。在桩106块选择封闭性较好，井组控制储量大、油水井连通关系好的2个井组进行了试验，效果较好。     

交联聚合物微球深部调驱技术及其应用

交联聚合物微球的颗粒粒径和溶胀性能是影响调驱效果的主要因素.为提高交联聚合物微球在高含水、强非均质性油藏深部调驱中的应用效果,通过粒径实验、岩心驱替实验等对交联聚合物微球分散体系的性能进行了评价.结果表明:交联聚合物微球在60℃条件下、用孤岛回注污水溶胀10d后,粒径中值增大了34倍;交联聚合物微球分散体系的单管封堵率大于92%,双管岩心驱油实验提高采收率大于11%,交联聚合物微球分散体系完全能够满足孤岛油田高渗透油藏深部调驱的要求.在GD2-24斜516井组实施了交联聚合物微球分散体系深部调驱现场试验,注水井油压上升了2.9MPa,对应一线油井见效高峰期含水率下降了5.6%,单井平均增产原油5t/d.表明交联聚合物微球深部调驱是改善注水剖面和降低油井含水率的有效方法.     

聚合物驱后提高采收率方法平板模型实验研究

模拟孤岛油藏条件(温度70℃,原油粘度237mPa·s,地层水和注入污水矿化度5004和6049mg/L),在沿对角线方向有高渗带、两端布置注入、流出口的正方形平板模型上,考察了水驱、聚合物驱(1750mg/LHPAM溶液,0.3PV)之后,进一步提高采收率的2种方法:①深部调剖—活性水驱(0.3PV);②聚合物固定化—适度深部调剖—活性水驱(0.3PV)。深部调剖剂为一种HPAM/Cr3+冻胶体系;聚合物固定剂为可交联HPAM的一种无机氧化 还原体系,溶液浓度1.0×104mg/L;活性水为界面张力小于10-3mN/m、浓度2.0×103mg/L的石油磺酸盐溶液。在驱替实验1中,水驱、聚合物驱、深部调剖(注入量为高渗带孔隙体积的1/3)+水驱、活性水驱、最后水驱的采收率分别为24.80%、9.80%、11.40%、5.80%、1.80%,合计53.6%;在驱替实验2中,水驱、聚合物驱、固定化(注入量为高渗带孔隙体积的1/2)+水驱、深部调剖(适度)+水驱、活性水驱、最后水驱的采收率分别为28.66%、9.20%、10.33%、5.49%、7.65%、2.89%,合计64.22%。给出了2组实验的采收率、含水率、注入压力曲线,结果表明:聚合物驱后注入的深部调剖剂由于流度高,可进入中、低渗透层,使后续驱替液体注入压力升高、波及体积减小,而注入固定剂可将大孔隙中存留的聚合物分子交联,使聚合物溶液变为具有调驱作用的弱的     

薄膜扩展剂与微球高温深部调驱技术

为了抑制稠油油藏蒸汽驱汽窜提高井组油汽比,针对辽河油田齐40区块中深层稠油油藏蒸汽驱生产特点,在室内进行了薄膜扩展剂耐温发泡性能及封堵性能评价,通过对自交联微球耐温老化前后的电镜照片等进行对比探索微球逐级深部调驱机理,用单填砂管模型研究了自交联微球在油藏深部的进入、封堵、突破及二次封堵能力,用三管并联模型进行了封堵及驱油实验;证实了薄膜扩展剂的发泡性能、半衰期、阻力因子及微球的膨胀、封堵及驱油性能,能适应蒸汽驱的温度条件;并以此为基础设计了薄膜扩展剂与微球深部调驱现场试验方案,实施后蒸汽驱井组见到了较好的生产效果,为抑制汽窜,提高汽驱井组油汽比奠定了基础。     

现河梁11断块油藏堵调剂的研究与应用

为了做好史南油田梁11断块油藏的控水稳油工作，依据油藏条件的特殊性，采取了适宜的堵水调剖技术。该技术以油藏为基础，根据高温高矿化度的特点研制出复配聚合物／有机铬冻胶堵调剂及其施工工艺，进行了室内试验和初步的现场应用。结果表明：所研究的复配聚合物／有机铬冻胶堵调技术适用于梁11断块油藏条件，可作为改善注水开发效果的有效措施之一。     

阳离子调剖剂在高温高盐油藏的应用研究

针对高温高盐油藏的苛刻条件,开发了新型阳离子复合凝胶调剖剂.室内评价结果表明,调剖剂成胶后,(115±15)℃下30天不破胶,在矿化度7×10 4 mg/L下胶体不变形,岩心封堵率达到93%,冲刷30PV后封堵率为92%,各项性能指标明显优于常规有机交联凝胶调剖剂.在T142-27井区的调剖应用实验表明,对应油井的含水...     

适用于高温高盐油藏控水的耐温耐盐堵剂

针对常规堵剂耐温耐盐性能差,而难以满足高温高盐油藏控水进一步提高采收率的问题,研发了一种耐温耐盐(97℃,197.35 g/L)的延缓冻胶体系。该体系由耐温耐盐非离子聚丙烯酰胺PAM、有机交联剂HDAME组成,目标油藏条件下,优化的冻胶体系配方为(0.40%~0.50%)PAM+(0.12%~0.20%)HD+(0.12%~0.20%)AME,成胶时间在24~60 h。室内物理模拟实验表明,耐温耐盐延缓冻胶体系具有较好的剖面改善能力,采收率增值达到34.6百分点。采用环境扫描电镜(ESEM)和差示扫描量热仪(DSC)探究了冻胶的微观结构和耐温耐盐性能,并从冻胶的交联机理、微观结构阐明了其耐温耐盐特性。     

XXP-1固体消泡剂在川西气田的应用

针对目前液体消泡剂使用的局限性,川西气田引进了XXP-1固体消泡剂,在含泡沫液天然气进入分离器之前消除其携带的泡沫。在X5、XC6和XYHF-2井进行了现场试验。试验结果表明,XXP-1固体消泡剂对X5、XC6和XYHF-2气井水样具有较好的破泡、抑泡能力,平均破泡时间小于10s,平均抑泡时间大于6min。加注XXP-1固体消泡剂后,污水罐泡沫高度明显下降,站场月污水拉运量大大提高,天然气出站压力降低,接近管网压力。XXP-1固体消泡剂能有效消除携液天然气中的泡沫,提高分离器气液分离效率。     

适合高温高盐油藏的无机调驱剂室内研究

水玻璃在高温下不仅能自身形成凝胶,与高矿化度地层水作用能产生大量沉淀,有效封堵地层中的大孔道,并且可以形成高粘物质,增加水的粘度,减小水油流度比。水玻璃与原油的活性成分产生的表面活性物质,可降低油水界面张力,从而提高洗油效率。岩心物理模拟结果表明,水玻璃在高温、高矿化度下易进入地层,有较好的封堵效果和驱油效果。     

插层凝胶颗粒调驱技术在哈得油田的应用

为了提高哈得油田高温高盐油藏水驱效果,开展了插层凝胶颗粒调驱技术研究。通过配伍性实验、耐温抗盐实验和岩心驱替实验,对插层凝胶颗粒进行性能评价,并进行现场应用。实验结果表明,插层凝胶颗粒均匀分散在溶液中,与地层水的配伍性良好;在哈得油田地层水条件下,插层凝胶颗粒老化30 d,吸水膨胀倍数超过5.00倍,具有较好的耐温抗盐和吸水膨胀性能;向渗透率相近岩心中注入不同粒径的插层凝胶颗粒,最大封堵率为99.79%,说明插层凝胶颗粒具有较强的封堵性能。在哈得油田东河塘组砂岩油藏,利用插层凝胶颗粒进行深部调驱现场应用,截止到2018年10月底,调驱井组平均日产油量由104.07 t上升到121.52 t,含水率由83.95%降至74.40%,累计增油量1.7×10 ⁴ t,取得了较好的开发效果。     

温8区块复合深部调驱体系的制备与评价

针对温米油田温8区块油藏地质条件,采用水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱技术。选用粒径为3～5mm水驱流向改变剂2^#用于复合调驱体系;并研制了适合该油藏条件的弱凝胶体系,确定了其最佳配方：聚合物HPAM浓度1000～1500mg／L,交联剂FO浓度300mg／L,交联剂GR20mg／L,稳定剂WD浓度100mg／L,除氧剂CY浓度100mg／L。通过岩心流动实验,评价水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱体系对吸水剖面的改善能力。结果表明,该复合调驱体系可大幅提高吸水剖面改善率,适用于温8区块的调驱作业。     

中国堵水调剖60年

记述了中国油田油井堵水、注水井调剖,以及调驱、深部液流转向等技术的起源、试验、发展、成熟、更替的过程。在这60年中,油井机械封隔器分层堵水技术、水玻璃-氯化钙化学堵水技术、聚丙烯酰胺-黏土注水井调剖技术、膨胀颗粒深部调剖、弱凝胶调驱技术、聚合物微球深部液流转向技术、区块整体调剖PI、RE、RS决策技术,以及近十年发展的水平井化学及机械控水技术、选择性堵水技术等是具有里程碑意义的技术。随着油气田开发程度的加深,高温、深井、裂缝、海上等油藏的堵水调剖技术,水平井、气井的堵水技术,以及智能化学剂技术、高效选择性堵水技术、聚驱后的调驱技术等将会成为研究的重点。     

高温高盐油藏环氧树脂／酚醛树脂复合堵水调剖剂的性能研究

针对国内高温高盐油藏,使用环氧树脂胶黏剂和酚醛树脂,选择合适的固化剂、增韧剂,制备环氧树脂／酚醛树脂复合调剖体系,确定了复合词剖剂最佳配方：100g环氧树脂和酚醛树脂混合物（环氧树脂与酚醛树脂质量比为6：4）,稀释剂40mL,固化剂六次甲基四胺0．1％,中试纤维2．0％。对复合调剖体系进行了性能评价,试验结果表明,堵水调剖体系在14．5℃下养护30d,抗压强度仍达7．76MPa;在矿化度160g／t,中养护24h,7d后封堵率在96％以上;在145℃下养护时间在2．5h内,黏度均在1000mPa·s内;4000min以搅拌30min后,黏度下降8．33％,24h后抗压强度为2．36MPa;后续水驱中注水量达30PV时,堵水率基本不变。此复合调剖体系能满足高温高盐油藏堵水调剖的要求。     

无机凝胶调剖剂的性能评价与应用

研究了无机凝胶体系形成的影响因素以及浓度、温度对成胶时间的影响，考察了体系成胶前的易注入性，成胶后在高温高盐条件下的堵塞能力。经过在胜坨油田T143断块等高温、高盐、中低渗油藏的应用，取得了较好的效果。