疏水改性聚丙烯酰胺的驱油效果

考察疏水改性聚丙烯酰胺(HMPAM)和部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)溶液的黏度、阻力系数和残余阻力系数,HMPAM在55℃时仍保持较高的黏度,耐温效果明显,HMPAM的增黏效果远优于HPAM;HMPAM具有很高的阻力系数和残余阻力系数,依次为97.62和67.11。HMPAM并联双管驱油实验表明,调驱后,低渗岩心采收率从47.75%提高至58.56%,高渗岩心采收率从58.16%提高至67.04%;调驱前注入压力0.045 MPa,调驱后注入压力0.206 MPa。     

聚合物溶液在多孔介质中的渗流规律及其提高驱油效率的机理

通过室内实验，测定了聚丙烯酰胺（HPAM）溶液在流变仪中的流变性，通过多孔介质的流变性和残余阻力系数，并用不同的浓度，注入速度和岩心渗透率进行了驱油实验，结果表明，随着浓度的增加，聚合物溶液的体相粘度、表观粘度和残余阻力系数增加，衰竭层厚度减小，驱油效率增加，注入速度增加时，聚合物溶液的衰竭层厚度降低，粘弹性增加，驱油效率增加，渗透率的增加能使驱油效率增加，对提高驱油效率起作用的是聚合物分子的缠结作用引起的表观粘度的增加或衰竭层厚度的降低，这种作用能使平行于油水界面的拉动残余油的力增加。     

韦兰胶生物聚合物调驱技术可行性初探

针对延长长2油藏,通过室内试验,进行了韦兰胶生物聚合物溶液调驱技术的可行性研究,评价了韦兰胶生物聚合物溶液的黏浓关系、抗温性、抗剪切性、抗盐性和黏弹性,在此基础上通过单只岩心和并联岩心的调驱实验,对韦兰胶生物聚合物溶液的注入量、注入浓度对阻力系数、残余阻力系数和驱油效率等影响进行了初步研究,结果表明,韦兰胶生物聚合物溶液属于非牛顿流体,其抗温性、抗盐性、抗剪切性良好,具有强的黏弹性。韦兰胶生物聚合物的注入浓度对调驱效果影响较大,浓度愈大,驱油效率愈高,注入量对调驱效果影响较小,当浓度为1 000～3 000 mg/L,其阻力系数为6.2～59.6,残余阻力系数5.3～50.4,并联岩心注入调驱剂后流量变化明显(高渗区流量减小,低渗区流量显著增加),调驱效果最大增加15.4%,耐冲刷性强。韦兰胶生物聚合物可以用于延长油田长2油藏,建议注入浓度1 500～3 000 mg/L,注入量0.3 PV。     

接枝淀粉聚合物调剖体系的封堵性能评价

开展室内岩心实验考察接枝淀粉聚合物调剖体系在孔隙介质中的封堵性能,结果表明：①接枝淀粉聚合物调剖体系成胶前具有一定的流度控制能力;成胶后残余阻力系数较大,具有降低大孔道渗透率的能力;②体系的残余阻力系数随注入速度的增加而减小;③体系对岩心具有很高的封堵率,当注入0．45PV时封堵率就可达到90％以上,注入量越大,封堵率越高;④体系具有较高的堵塞强度。注入后的突破压力梯度随流速的增加而增大;⑤体系的耐冲刷性好,经70PV注水冲刷后其封堵率仍保持在80％以上。油相驱替封堵率明显较低,最高只有39％,经70PV冲刷后已降至10％。接枝淀粉聚合物调剖体系具有堵水不堵油的特性。     

高浓度聚合物驱油体系对不同渗透率油层的动用状况研究

本研究中使用分子量2.5×107的一种抗盐HPAM,柱状人造均质岩心,实验条件模拟大庆主力油藏条件,聚合物溶液用矿化度3700 mg/L的盐水配制。聚合物溶液在岩心中的阻力系数Fr和残余阻力系数Frr随聚合物浓度的增大和岩心渗透率的减小而增大,高浓(2500 mg/L)溶液与常浓(1000 mg/L)溶液的Fr值比和Frr值比,岩心Kg=1.0μm2时最小,分别为3.7和3.2,Kg=1.5μm2时最大,为30.0和29.3,Kg=0.5μm2时为3.3和14.1。在Kg为2.26,0.47,0.15μm2的高、中、低渗三岩心并联的非均质模型上,水驱之后注入高浓溶液0.570 PV,与注入常浓溶液1.425 PV相比,高、中、低渗岩心和岩心组的聚驱采收率增值分别提高1.6%,2.1%,8.9%和4.2%,最终采收率分别提高2.0%,2.9%,9.1%和4.7%。讨论了常浓和高浓聚合物驱中不同渗透率油层(岩心)的动用程度。表3参5。     

泡沫在不同渗透率级差填砂管中的调驱特性研究

为了解决胜利油田稠油油藏开采时蒸汽波及效率低的问题,利用泡沫作为蒸汽流度调剖剂,在温度为90℃的条件下通过物理模拟实验测算了泡沫在不同渗透率级差的两并联岩心管中的阻力因子、高低渗管中产液速度变化特征及泡沫驱油时的采出程度与注入压差的变化特征。实验结果表明：起泡剂FCY产生的泡沫阻力因子随渗透率级差的增大而先增大后减小;泡沫能使高渗管的产液速度减小,而使低渗管的产液速度增大;并联岩心管饱和油后采用泡沫驱,注入0.85PV泡沫时,才能形成有效封堵,而且渗透率级差越大,最终注入压差越低;泡沫驱能同时提高高渗管和低渗管的原油采出程度,但随着渗透率级差的增大,高渗管采出程度略有增加,而低渗管采出程度略有降低。     

用于双河油田 95℃油藏的双分散调驱体系性能评价

为获得适合高温、中低渗透油藏条件的调驱体系,将与地层孔喉直径相匹配的聚丙烯酰胺类(TS-1)微球与耐温抗盐聚合物KYPAM-10混配制得双分散体系,研究了TS-1微球的悬浮性、双分散体系的热稳定性、封堵性和调剖性能。结果表明,TS-1微球在双分散体系中的悬浮性良好;聚合物和TS-1微球的配伍性较好,在95℃烘箱老化180 d后的体系黏度保留率大于80%;随老化时间延长,微球粒径略有增加。双分散体系的注入性和运移性良好,对岩心的封堵率和残余阻力系数大于单一微球体系。在双管并联岩心中注入0.5 PV双分散体系(1500mg/L KYPAM-10+500 mg/L TS-1微球),低渗岩心分流率从20%增至60%,有效地改善了低渗岩心吸水能力。双分散体系驱油效果较好,可在水驱基础上提高采收率24.15%,比单一聚合物驱提高采收率5.78%,可用于双河油田95℃油藏的调剖驱油。     

空气泡沫驱残余阻力系数影响因素研究

在华北油田文120区块地层条件下(温度87℃、矿化度28291 mg/L),通过单管驱替实验,研究了起泡剂有效浓度、岩心渗透率、注入速度及压力对空气泡沫驱残余阻力系数的影响。结果表明,起泡剂有效浓度由0增至0.1%时,空气泡沫驱残余阻力系数由1增至3.1,继续增大起泡剂有效浓度,残余阻力系数增幅变缓,最终趋于稳定;随填砂模型渗透率增加,残余阻力系数先增加后降低,渗透率为178×10-3μm2时的残余阻力系数最大(3.5);注入速度由0.5增至3.0 m L/min时,残余阻力系数由2.1增至3.3后又降至2.6;压力由0增至15 MPa时,残余阻力系数由3.1增至3.6。     

驱油用FPS剂流动性能和驱油效果研究

采用恒速法进行物理模拟岩心驱替试验,分别测定多功能型聚合物驱油剂(FPS剂)、普通中分聚合物、超高分聚合物的滞留吸附特性,阻力系数及残余阻力系数,传导性能。试验结果表明,FPS剂具有较高的阻力系数及残余阻力系数,较强的可注入性,达到了控制流度比的目的;具有较好的传导性能,采用梯度式注入方式具有较好的调剖和"挖潜"驱油双重功能,有利于提高油层的波及体积,扩大波及效率,提高了原油采收率。     

大庆油田聚合物驱后利用残余聚合物挖潜剩余油技术探索

油田经过聚合物驱后油层中仍有可观的剩余油,并残存大量的聚合物。利用残留在储层中的聚合物溶液进行水驱前调剖,可有效挖掘剩余油,又可显著降低调剖费用。在模拟现场注入井注入速度下,聚合物溶液流经不同渗透率变异系数(0.6、0.7)岩心组,分析了聚合物溶液在不同渗透率岩心中的存在形式及其在聚合物驱后后续水驱不同时期,吸附滞留量的变化。用Eclipse软件模拟了聚合物驱后聚合物在油层中的分布规律。通过机理研究,确定了以阳离子凝胶微球与金属交联剂为主剂的调剖剂配方,实验表明该配方可进一步提高残余聚合物的利用率及岩心的封堵效果,聚合物驱后可提高原油采收率10%。     

黄原胶溶液在多孔介质中的渗流规律及其对提高采收率的作用

通过实验测定了黄原胶溶液在流变仪中的流变性，通过多孔介质的流变性和残余阻力系数，用不同的浓度，注入速率和岩心渗透率进行驱油实验。结果表明：随浓度增加，黄原胶溶液的体相黏度增加，浓度主于缠结浓度时，残余阻力系数随浓度的增加而增加，但衰竭层厚度，表观黏度和提高采率的幅度变化不大，同低于缠结浓度的情况相比，采收率保持较高的数值，最佳的黄原胶驱 度应稍高于缠结浓度。注入速度增加，黄原胶溶液的残余阻力系数下降，衰竭层厚度降低，采收率变化不大。渗透率增加能使采收率增加。对采收率提高起作用的是黄原胶分子的缠结作用下引起的表观黏度的增加或衰竭层厚度的降低，这种作用能使平行于油水界面拉动残余汪的力增加。图4表1参11（张宏方摘）。     

不同类型聚合物溶液在多孔介质中的渗流规律

为了研究不同类型聚合物溶液在多孔介质中的渗流规律，测定了聚丙烯酰胺溶液和黄原胶溶液在流变仪中的流变性和不同浓度，注入速度及岩心渗透率条件下通过多孔介质的流变性和残余阻力系数，研究结果表明，随浓度增加，聚丙烯酰胺溶液的体相粘度，表观粘度和残余阻力系数增加，衰竭层厚度减小，黄原胶溶液的体相粘度增加，浓度高于缠结浓度时，残余阻力系数随浓度的增加而增加，但衰竭层厚度和表观粘度的变化幅度不大，注入速度增加时，两种聚合物溶液的衰竭层厚度都降低，聚丙烯酰胺溶液的残余阻力系数不变，粘弹性增加，黄原胶溶液的残余阻力系数下降。     

聚合物弱凝胶在高盐中低渗条件下的渗流特性 及影响因素*

为提高长庆高盐油藏采收率,以长庆油田油藏地质特征和流体性质为模拟对象,研究了聚合物弱凝胶的渗流特性及影响因素,分析了作用机理。结果表明,影响聚合物弱凝胶渗流特性的因素较多。随聚合物浓度、相对分子质量、注入水矿化度和Cr³⁺浓度增加,聚合物弱凝胶的阻力系数(Fr)和残余阻力系数(F(rr))增大,驱替过程中注入压力增加;随岩心渗透率减小,Fr和F(rr)增加,注入压力增加。不同类型聚合物交联生成的弱凝胶对岩心的封堵效果不同。与相同浓度的聚合物溶液相比,尽管聚合物弱凝胶视黏度略为减小,但其Fr和F(rr)较大,且F(rr)大于Fr,液流转向能力良好。水稀释引起弱凝胶分子链舒展和吸水水化膨胀是造成弱凝胶分子聚集体尺寸增大、岩心孔隙内滞留和封堵作用增强的主要原因。图6表9参25。     

JYC-1聚合物微球乳液膨胀性能及调驱适应性研究

采用反相乳液聚合法制备了JYC-1聚合物微球乳液,筛分为毫米级、微米级和纳米级,测定了纳米级微球乳液的粒径和表观黏度随养护时间变化规律,通过室内物理模拟实验评价了其在高含水非均质油藏模型中的调驱效果。实验结果表明：在模拟油藏温度（70℃）下JYC-1聚合物微球水化膨胀粒径逐渐增大,70℃恒温养护60 d后,JYC-1聚合物微球的PDI值为0.274,平均粒径超过了410.8 nm,此时微球乳液体系的分散性最好,膨胀作用趋于稳定;JYC-1微球乳液体系的表观黏度变化不大,养护60 d后最大表观黏度为2.4 mPa.s;JYC-1聚合物微球乳液的适宜注入浓度为2000 mg/L,适宜注入段塞为0.2 PV毫米级＋0.2 PV纳米级,在渗透率级差大于3的非均质油藏模型中调驱后,可有效扩大低渗透率岩心的波及体积,明显提高低渗透率岩心的采收率。     

高浓度三元复合体系性能评价及机理分析

针对油田实际需求,利用仪器测试和理论分析方法,对碱/表面活性剂/聚合物(ASP)三元复合体系黏度、界面张力、静吸附特性、流变性和流动特性进行了系统评价。结果表明,随碱浓度增加,三元复合体系黏度和界面张力降低;随表面活性剂浓度增加,三元复合体系黏度先降后升,界面张力降低。在三元复合体系中,表面活性剂静吸附量最大,碱次之,聚合物最小。随碱浓度增加,三元复合体系黏弹性降低;表面活性剂对三元复合体系黏弹性影响不大。流动性实验表明,溶剂水除垢后三元复合体系阻力系数和残余阻力系数变小。随碱浓度降低、聚合物浓度升高和岩心渗透率降低,三元复合体系阻力系数和残余阻力系数增大;随表面活性剂浓度增加,三元复合体系阻力系数和残余阻力系数呈现"先减小后增大"的变化趋势。     

二、三类油层新型调剖剂研制

采用反相微乳液聚合制备水溶性交联聚合物调剖剂,研究了该交联聚合物调剖剂分散体系的微球形态、配伍性、封堵性和驱油性能.实验结果表明:合成的调剖剂能够溶于油田污水,不出现絮凝现象;室温水化30d后,调剖剂粒径由水化前的10 ～ 40 nm增至几微米;可对3.0 μm的纤维素酯滤膜形成有效封堵,且微孔滤膜封堵性能随水化时间增加而加强,随矿化度的增加逐渐降低;岩心实验表明,交联聚合物调剖剂能够进入低渗岩心深部,具有良好的注入性能和封堵性能,岩心驱油效果显示交联聚合物调剖剂能够较好地提高采收率,可将模拟油采收率在水驱基础上提高7.3％,在聚驱基础上提高5.3％.     

聚合物溶液对孔隙结构特征的影响

通过水驱、聚合物驱及后续水驱实验,研究了不同相对分子质量、不同质量浓度聚合物溶液的阻力系数和残余阻力系数;通过常规压汞实验,研究了聚合物驱后岩心孔隙结构特征,对比分析了不同相对分子质量、不同质量浓度的聚合物溶液驱替对岩心孔隙结构特征的影响。结果表明,由于聚合物溶液在岩心孔隙中的吸附滞留,随聚合物溶液相对分子质量、质量浓度的增加,阻力系数和残余阻力系数增大,渗透率下降幅度越大;毛管压力曲线从左下方到右上方逐次排列,孔隙体积在大孔道处减少,而在下一级的小孔道处增加,岩心的平均孔隙半径、半径均值、歪度、结构系数、均质系数各参数降低,其结果对聚合物驱后进一步提高原油采收率的方法研究具有重大的指导意义。     

稠油油藏聚合物驱相对渗透率曲线及驱油效率影响因素

针对目的海上稠油油藏地质特征、流体性质和现场施工工艺,通过岩心驱替实验、岩心CT扫描和理论分析,开展了岩心渗透率、水冲刷作用及原油黏度对聚合物驱相对渗透率和驱油效率影响研究。结果表明,随岩心渗透率增加,油相相对渗透率降低,驱替相渗流阻力减小,水相相对渗透率增高,波及区域面积增大,两相流跨度带增大,最终采收率增加;水冲刷对岩心孔隙结构的“携屑”和 “剥蚀”作用会扩大孔喉半径,增大岩心渗透率,其对相渗透率曲线和驱油效率的影响与岩心渗透率增大造成的影响相同;随原油黏度增加,油水两相相对渗透率降低,驱替相黏性指进现象加剧,渗流阻力增加,波及区域面积减小,两相流跨度带减小,最终采收率降低。     

化学剂结晶提高蒸汽驱采收率研究

研究了化学剂结晶控制蒸汽冷凝水流度提高稠油采收率技术,采用优选化学剂MA开展了MA降低水相渗透率实验和室内模拟驱油实验。实验结果表明:岩心水相残余阻力系数随温度和MA饱和溶液注入量的增加而增大,注入量应该大于1 PV,注入温度应高于220℃;MA对岩心水相渗透率的降低具有可逆性,随着注入温度的升高,可逐渐解除MA对水相渗透率的影响;注入MA前后不同温度的油相残余阻力系数都接近1,说明MA具有堵水不堵油的特性;当温度由200℃降低至160℃时,注MA饱和溶液岩心的驱油效率为49.9%,比单纯200℃热水驱高10.1%,比160℃热水驱的驱油效率高11.7%;当温度由200℃降低至60℃时,注MA饱和溶液岩心的驱油效率为37.1%,其效果介于200℃热水驱和60℃热水驱之间。     

疏水缔合聚合物/表面活性剂二元体系渗流特性研究

为改善大港油田孔南地区油藏疏水缔合聚合物/表面活性剂二元体系的液流转向能力,获得良好的增油效果,研究了聚合物和表面活性剂浓度、岩心渗透率和注入水除垢对疏水缔合聚合物溶液和疏水缔合聚合物/表面活性剂二元复合体系黏度和渗流特性的影响。结果表明,聚合物溶液和二元复合体系的黏度随聚合物浓度的增 加而增加,疏水缔合聚合物临界缔合浓度为1～2 g/L;在疏水缔合聚合物溶液中加入少量表面活性剂可以增强体系中疏水缔合聚合物疏水基团间的缔合作用,使黏度和渗流阻力增加;岩心渗透率越高,二元体系的阻力系数和残余阻力系数越低;用除垢软化水配制聚合物溶液和聚合物/表面活性剂二元体系的黏度最大,且聚合物浓度越小,软化水对其增黏效果越明显;用含垢软化水配制聚合物溶液和聚合物/表面活性剂二元体系的阻力系数和残余阻力系数最大、注入压力最高,液流转向效果最好。图4 表5 参16