聚合物驱油层吸水剖面变化规律

统计分析大庆油田聚合物驱工业区块油层吸水剖面资料发现，绝大多数井中、低渗透层在注入聚合物溶液体积达0．08～0．2PV时吸水剖面发生返转，低渗透层吸水剖面返转时机先于中渗透层，且在整个聚驱过程中高渗透层仍保持最高的吸水量，对改善油层开发效果不利。数值模拟研究表明：层间渗透率级差及有效厚度比越大、注入聚合物分子量越小，聚合物溶液对低渗透层吸水能力的调整效果越弱；地层产能系数级差是影响吸水剖面返转时机和返转周期的主要因素。根据研究结果，提出：在聚合物驱层系组合时，应避免层间产能系数级差过大，分层注聚合物、优化聚合物分子量及段塞组合方式、注聚合物前深度调剖等措施可改善聚合物驱油效果。图10表2参13     

聚合物驱剖面返转类型及变化规律

聚合物驱过程中的注入剖面变化在注聚初期,其吸水剖面与水驱基本相同,聚合物溶液还是主要进入高渗透层,随着高渗透层渗流阻力的增加,聚合物溶液开始进入低渗透层,注入剖面得到改善.随着低渗透层聚合物溶液的不断进入,其渗流阻力增加,导致其吸水比例逐渐下降,吸水剖面出现返转.其吸水变化类型主要有一次返转型、二次或多次返转型和不返转型.通过对现场实际资料的研究表明:①在注聚过程中,各沉积单元相对吸水量往复变化;②注聚过程中,低渗透层剖面返转时机先于中渗透层;③低渗透层注聚剖面第二次返转时相对吸水量峰值低于第一次返转时的峰值;④高渗透层的厚度比例越大,聚合物调整低渗透层吸水剖面能力越差;⑤聚驱全过程中,高渗透层的累积吸水量仍大于中、低渗透层;⑥绝大多数单元的吸水剖面在吸水指数、含水下降期发生初次返转.另外,相对于一类油层聚合物驱,二类油层具有返转出现时间早于一类油层、返转幅度大于一类油层等特点.     

双河油田Ⅳ1-3层系聚合物驱吸水剖面变化特征分析

统计双河油田Ⅳ1-3层系聚合物驱吸水剖面资料发现,聚驱过程中层间和层内都存在吸水剖面返转的现象;层间吸水剖面具有变化类型多、差异大的特征,其中低渗透层返转时机晚、返转频率低、不吸水层数多,聚驱过程中累计吸水量和平均吸水强度也最低;纵向上含油层位越多,聚驱调整吸水剖面难度越大。从层内吸水情况来看,河道和河口坝砂层吸水剖面周期性返转,席状砂砂层层内吸水变化小,厚油层底部吸水强度大。根据研究结果,建议采取调剖或分注、分层分质的注入方式,提高低渗透层动用程度,改善聚合物驱开发效果。     

纵向非均质油藏聚合物变阻力渗流规律实验研究

聚合物驱在多个矿场试验中取得了良好的应用效果,但在聚合物驱过程中常常出现吸液剖面返转现象,而传统的交替注入聚合物溶液来控制吸液剖面返转的理论对笼统开发纵向非均质油藏并不适用。从计算油水两相流的阻力出发,研究了聚合物驱过程中发生吸液剖面返转的机理与判别方法,探讨了交替注入聚合物溶液在笼统开发过程中提高采收率的机理,确定了聚合物驱适用的渗透率级差界限。结果表明,在纵向非均质油藏中,各层的流度极值点对应的注入量为聚合物驱吸液剖面返转发生点;在笼统开发纵向非均质油藏的情况下,交替注入聚合物溶液没有明显提高低渗层吸液量,而是通过聚并油墙作用来提高采收率;当纵向非均质油藏储集层渗透率级差大于4时,单一聚合物驱已不能达到最佳的开发效果,需要调整吸水剖面后再进行聚合物驱以提高原油采出程度。     

聚合物驱剖面返转时机及其影响因素

聚合物驱过程中的剖面返转现象会对提高采收率造成不利影响,为进一步提高聚合物驱效果,通过理论分析和室内物理模拟方法,对聚合物驱油效果和聚合物驱剖面返转时机及其影响因素进行研究。结果表明,随岩心渗透率升高,聚合物驱剖面返转时机延后且延后幅度增大,聚合物溶液浓度C_p=1600 mg/L、渗透率级差为4 时,渗透率大于1200×10^-3μm²后尤为明显;随渗透率级差和小层厚度比（高渗层/低渗层）增大,即地层系数级差增大,剖面返转时机提前,聚合物溶液浓度CP=1600 mg/L、岩心平均渗透率Kg=300×10^-3μm²、地层系数级差10 条件下,剖面返转时机可提前至0.06～0.07 PV。随岩心渗透率升高和地层系数级差增大,采收率增幅呈先增大后减小趋势;聚合物驱剖面返转时机T_p与地层系数级差D_j关系满足方程式T_p=a（D_j-1）^-1,随聚合物溶液浓度升高,返转系数a 值减小,剖面返转时机提前。应用该公式可定量描述剖面返转时机与地层系数关系,及时调整注入参数,提高聚合物驱效果。图3表5 参8     

分层注聚技术可解决聚驱井层间层内吸聚差异大问题

分层注聚合物技术可以改善聚合物驱注聚吸水剖面，控制聚合物溶液沿高渗透条带突进现象，使难动用的油层能够得到有效开发，解决聚驱井层间层内吸聚差异大的问题，实现层间合理配注，延长聚合物驱的有效期，进一步提高采收率，改善聚合物驱开发效果。     

姬塬油田L1区块聚合物微球驱技术应用效果分析

L1C8是典型的低孔低渗透油藏,孔隙、裂缝性见水严重。目前开发矛盾突出,地层压力平面分布不均,见水关系复杂,纵向上剖面吸水不均,水淹井治理工艺方式单一等问题。为此进行了聚合物微球深部调驱技术试验,结合试验效果分析,得出聚合物颗粒在低孔低渗油藏,可通过封堵-突破-再封堵-再突破的运移过程,实现对储层的逐级深度调驱,有效改善了平面、剖面矛盾,区块整体开发形势变好。     

聚合物分注工艺技术

聚合物驱能改善注聚井的吸水剖面,但因受油层条件的限制,聚合物溶液沿高渗透条带突进现象仍然存在,为改善聚驱井层间层内吸聚差异大的问题,开展了聚合物驱井下分层配注工艺研究,研制了低剪切配注器等分注工具和配套的投捞测试仪器,实现了聚合物驱井下单管多层分层配注,分注层数达3层,在单层流量180m3/d时,可以产生压降3.6MPa以上,对聚合物剪切降解率小于6%,现场试验应用效果良好,减少了聚合物溶液沿高渗透条带突进现象,改善了聚合物驱开发效果。     

低渗透油藏聚合物微球驱适应性研究——以长庆油田A区块为例

本文针对长庆油田A区块聚合物微球驱后油井生产动态进行归类分析,从油井类型、注入井剖面、微球粒径3个方面对聚合物微球驱适应性进行了分析。分析结果表明,聚合物微球驱对低渗透油藏适应性较好,其中孔隙裂缝型水淹井是其主要挖潜对象,同时注入井吸水状况及微球粒径是影响其效果发挥的关键因素,在进行聚合物微球方案设计时要充分考虑目标井、注入井地质特征及微球粒径与地层孔隙的匹配性,并采取相应措施有效规避其不利影响,为待选区块发挥聚合物微球驱最大效果提供保证。     

陆相沉积多层非均质油藏聚合物驱层系组合界限研究

原油黏度高及储层非均质性强是影响海上油田聚合物驱开发效果的重要因素。本文采用双管并联物理模拟实验,研究了多层非均质油藏在不同注聚时机、不同注聚速度下,聚合物溶液在不同渗透率级差岩心中的分配比例,分析了岩心渗透率级差对高、低渗透层和总的采收率的影响。实验结果表明,多层聚合物驱的合理渗透率级差在5~6范围内,聚合物驱改善储层纵向非均质性较理想,能获得较高的采收率。研究结论为确定多层非均质油藏的聚合物驱合理层系组合界限提供了实验和应用依据。图9表3参8     

聚合物调驱特征影响因素分析

研究了聚合物驱过程中,纵向调整吸水剖面与平面驱油的不同特征和作用,以双层模型为基础,考察了纵向上高低渗透性储层组合条件下,不同厚度比、渗透率级差、注聚时机及隔层分布等因素对聚合物驱油效果影响,并评价了调驱作用的差异和效果,分析结果对于及时准确把握聚合物调剖和聚合物驱油动态,具有很好的现实意义和应用价值。     

油田注入系统滋生物对聚驱渗流特性影响研究

聚合物驱注入系统中过滤器和管线内壁存在的黏性胶状物是注入水中微生物在系统内大量繁殖的代谢物,它会随聚合物溶液进入储层,对聚合物驱开发效果造成影响。采集了杏树岗油田聚合物配注系统内滋生胶状物,与聚合物溶液混合形成含胶状物聚合物溶液,开展了胶状物对聚合物驱开发效果影响的实验研究。结果表明,与聚合物溶液相比较,胶状物在多孔介质内传输运移能力较差。当储层岩心渗透率较低(Kg1 000×10~(-3)μm~2)时,聚合物溶液中胶状物主要滞留在岩心端面附近区域。胶状物会对聚合物驱增油效果造成不利影响,但随储层渗透率级差增加,其影响程度逐渐减小。并联模型实验表明,水驱过程中分流率呈现"高渗透层增加,低渗透层减小"趋势,注聚初期和中期分流率呈现"高渗透层减小、低渗透层增加"趋势,后期分流率呈现相反趋势,即出现"剖面反转"现象。岩心实验表明,当采用不同注入方式(恒速和恒压)注入相同(类型和段塞尺寸)聚合物溶液时,聚驱采收率会存在差异。现场聚驱注入方式通常是"恒速"或"恒速"到"恒压"方式。因此,在岩心实验时,聚合物溶液注入方式的选择必须考虑现场储层破裂压力的影响,否则,现场按照室内推荐方案执行就会遇到注入井注入困难问题。     

弱凝胶提高海上稠油油田采收率影响因素分析

渤海湾某稠油油田L、M、N 3个区块地层纵向和平面非均值性严重、油水流度比大,主力注水井各层吸水不均、油井水驱效果差异大?为保持地层能量、改善流度比、调整吸水剖面,先后在3个区块各选1个井组开展弱凝胶调驱矿场试验：以3个井组调驱的不同效果为基础,通过聚合物性质、地质油藏条件以及注入参数等分析,分别对影响弱凝胶效果的聚合物浓度、原油黏度、渗透率级差、边底水影响、调驱时机、注入速度等因素进行了对比。矿场试验表明,弱凝胶调驱可以调节层间吸水、缓解平面矛盾、改变注入水驱替方向,其调驱矿场效果受地层油藏条件、调驱时机、调驱参数的影响。     

聚合物驱“吸液剖面反转”现象机理研究

聚合物驱油技术在中国已经得到了广泛应用,为提高原油采收率做出了巨大贡献.许多非均质性比较严重的区块出现聚合物驱阶段高渗透层吸液量大于水驱阶段吸液量,中低渗透层吸液量少于水驱阶段的"吸液剖面反转"现象.利用物理实验,对影响原油采收率的各种因素进行了系统研究.结果表明,油藏渗透率级差、聚合物相对分子质量和聚合物溶液注入时机均对聚合物驱过程中"吸液剖面反转"现象存在影响,这对提高聚合物驱油效果具有积极意义.     

聚合物单管多层分质分压注入技术

大庆油田主力油层聚驱结束后,二、三类油层分注面临着中、高分子量聚合物对部分油层适应性较差,注入溶液主要流向油层性质好、连通好的油层,薄差层动用程度低的矛盾。为了解决层间矛盾,提高最终采收率,提出了聚合物单管多层分质分压注入技术。介绍了研发的分子量调节器和压力调节器;对应低渗透层使用分子量调节器,高渗透层使用压力调节器,实现对分子量和注入量的双重控制;在不影响高渗透层聚驱效果的同时,通过对分子量的剪切降解作用,有效增加了聚合物分子可进入低渗透油层的孔隙体积。通过对现场试验资料分析,分质分压注入井与正常分层注聚井对比,剖面动用明显提高。聚合物单管多层分质分压注入技术可满足大庆油田二、三类油层聚合物驱分层注入的需要。     

低渗透纵向非均质油层水驱波及规律实验研究

多层非均质油藏普遍存在层间矛盾,导致低渗透层动用程度、水驱波及程度及采收率低,纵向非均质性严重影响了低渗透油藏的高效开发.通过单岩心水驱油、岩心组合模型水驱油实验,结合多层非均质油层注水量劈分公式和水驱波及系数计算方法,研究了渗透率级差对水驱波及规律的影响.结果表明:岩心组合模型的吸水量分配符合多层非均质油藏吸水量劈分理论公式,岩心组合模型可以较为准确地反映非均质油藏的水驱波及规律;随着岩心组合模型渗透率级差的增大,高渗透层的吸水量比例逐渐增加,当渗透率级差大于9时,注入水几乎无法波及低渗透层.     

BHJ3-D注聚井解堵剂效果评价与应用

聚合物驱是一种常用的提高采收率技术.随着注入量的增加,聚合物溶液与地层的固体颗粒相互作用形成复合垢,在地层孔隙中发生堵塞,影响聚合物的继续注入,降低聚驱的效果.文章通过BHJ3 -D解堵剂对聚合物溶液的降解实验、现场堵塞物的溶蚀实验研究,确定了BHJ3 -D解堵剂的使用浓度及反应时间,物模试验结果表明,BHJ3 -D解堵剂能够有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、注聚压力升高等问题.2009年10月在渤海JZ9 -3油田W8 -4井进行了现场应用,目标层吸水强度大幅提高,达到了注聚井改造的目的.     

暂堵酸化技术的研究及在中原油田的应用

文、卫油田属复杂断块油田,储层非均质性较严重,层间渗透率级差大,经过多年的注水开发,吸水剖面不均匀性日趋加剧,严重影响了油田开发水平的提高.暂堵酸化技术是通过泵入暂堵剂在高渗透层及部分中渗透层形成低渗透滤饼,从而使酸液转向中、低渗透层,能有效地解除中低渗透层伤害,改善吸水剖面,提高酸液利用率,为此研究应用了暂堵酸化技术...     

聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限实验

为有效封堵高渗透层注水窜流通道,设计一种用于封堵非均质储层水流优势通道的聚合物微球调驱体系.基于室内动态物理模拟装置,通过双管并联驱替实验模拟不同渗透率级差的储层,研究聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限.结果表明:当储层渗透率级差偏大时(>7.01),聚合物微球调驱体系无法封堵高渗透层,不能有效挖潜低渗储层剩余油;在一定的渗透率级差范围内(2.44～5.21),聚合物微球能有效封堵高渗透岩心,启动低渗透层,挖潜低渗岩心剩余油;当储层渗透率级差偏小时(<1.62),高低渗岩心渗透率接近,驱替规律相近,低渗透岩心提高采收率不明显.实验说明储层渗透率级差对该体系调驱效果有较大影响.     

非均质条件下孔喉尺度弹性微球深部调驱研究

针对孔喉尺度弹性微球调驱技术设计原理的特殊性,引入粒径匹配系数,通过非均质平行填砂管岩心实验,研究了不同粒径匹配关系下弹性微球的封堵性能以及渗透率级差对剖面改善能力的影响,并在此基础上,开展了弹性微球调驱现场试验。室内实验结果表明,在较佳的粒径匹配系数范围内,岩心的残余阻力系数和封堵率最大,封堵效果最好;弹性微球可选择性优先封堵高渗透层,使高、低渗透管的分流率均趋于50%,对渗透率具有明显的选择性;渗透率级差对弹性微球调驱性能具有重要的影响,在较佳的粒径匹配系数范围和较低的渗透率级差条件下,弹性微球的剖面改善能力较好。现场试验结果表明,在粒径匹配系数为1.52和渗透率级差为3.1的条件下,弹性微球可对吸水剖面进行有效控制,调剖目的层67小层和65小层的剖面改善能力高达98%;运用粒径匹配系数和渗透率级差指导弹性微球深部调驱现场试验具有科学性。