酚醛凝胶调剖剂封堵及调剖效果研究*

针对渤中34-2/4油田长期注水开发后存在的非均质性加剧和注入水低效循环问题,须采取调剖措施来改 善水驱开发效果。以渤中34-2/4储层特征为模拟对象,测试了酚醛凝胶调剖剂的成胶时间和成胶黏度,采用环 氧树脂浇筑岩心和层内非均质岩心实验开展了酚醛凝胶调剖剂封堵及液流转向效果研究。研究结果表明,固化 剂间苯二酚和助剂碳酸氢铵可增加酚醛凝胶调剖剂的反应速率和凝胶强度,可通过向聚合物SD-201酚醛凝胶 调剖剂中添加固化剂,向乳液聚合物DW-R酚醛凝胶调剖剂中添加固化剂和助剂来提高凝胶强度。与聚合物 DW-R酚醛凝胶相比,聚合物SD-201酚醛凝胶在多孔介质内封堵效果和液流转向效果较好,当均质岩心渗透率 K_g=300×10^-3 ～5400×10^-3 μm²时,封堵率为 99.65%～96.94%,当非均质岩心渗透率为 300×10^-3/900×10^-3/2000× 10^-3μm²时,调剖后采收率增幅达到19.10%。     

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     

调剖剂/调驱剂组合方式与油藏适应性研究 ——以渤海油田储层地质和流体条件为例*

为明确调剖剂与调驱剂组合方式注入目标储层的可行性,通过室内实验计算调剖剂与调驱剂在岩心中的 阻力系数、残余阻力系数以及封堵率,分析其压力特征和分流率特征,确定调剖剂与调驱剂组合方式与目标储层 适应性的优劣。结果表明：在70 ℃、0.9 mL/min的注入速率下,初低黏延缓交联型调剖剂可进入岩心最适宜渗透 率的范围应在1000×10^-3～3000×10^-3 μm² 之间,且封堵率大于95%,封堵性能和液流转向效果均较好;“纳米型” 和“超分子型A”聚合物微球非连续性调驱剂可进入岩心最适宜渗透率的范围均应在500×10^-3～1000×10^-3 μm² 之间,且“超分子型A”调驱剂在岩心中的水化膨胀性能、深部调驱能力要优于“纳米型”调驱剂。调剖剂/调驱剂 组合方式提高低渗层的动用程度随着储层非均质性的增强而降低,级差大于8后,调剖剂/调驱剂组合方式的液 流转向效果有所减弱。     

非均质油藏封窜及化学驱复合技术研究

利用单层均质模型及并联填砂管模型,评价改性淀粉凝胶体系的调剖性能。该凝胶体系由4%改性淀粉、4%丙烯酰胺单体、成胶控制剂按一定比例组成。凝胶体系成胶前的选择注入性良好,成胶后的残余阻力系数为834～2548,突破压力梯度高于50MPa/m,封堵率大于99%,可有效解决水窜流问题。利用双层非均质岩心模型,考察3种后续驱替段塞对提高采收率的影响。由0.3%聚丙烯酰胺、0.3%烷基苯磺酸钠和0.1 g/L NaOH组成的三元驱、0.3%聚丙烯酰胺及水驱的采收率增幅分别为20%、17%和10%。"改性淀粉凝胶体系+三元复合驱"组合调驱中,改性淀粉凝胶可进一步开采高渗层位残余油,三元复合驱在封堵后可有效启动低渗层位,整体提高采收率37%。     

二元驱体系水动力尺寸与储层喉道尺寸匹配关系

针对低渗透油藏二元驱过程中聚合物分子量和浓度选择无依据的问题,首先,采用激光粒度分析仪测试不 同条件下二元驱体系水动力学尺寸,明确了二元驱体系水动力学半径随聚合物分子量、聚合物浓度、表面活性剂 浓度、基液矿化度的变化规律;然后,通过恒速压汞实验测试不同渗透率人造岩心平均喉道半径,并拟合出了人 造岩心渗透率与平均喉道半径经验公式,最后,基于二元驱体系注入性实验结果,结合现场数据计算得到的判定 标准,明确当岩心渗透率小于20×10^-3 μm² 时,注入聚合物的分子量应小于300万,质量浓度小于500 mg/L;当岩 心渗透率处于20×10^-3 ～40×10^-3 μm² 之间时,注入聚合物的分子量应小于500万;当岩心渗透率处于40×10^-3 ～ 70×10^-3 μm² 之间时,注入聚合物的分子量应小于1200万,结合基液矿化度和表面活性剂浓度对二元体系水动力 尺寸影响规律,可为现场二元体系配方调整提供指导。     

高浓度三元复合体系增油效果及其作用机理研究

本文分析了高浓度三元复合驱增油效果的影响因素和经济效益。结果表明,在驱油剂费用相同时,0.12%高分聚合物驱、0.3%非离子表面活性剂/0.25%超高分聚合物二元复合驱、1.2%碱/0.3%磺酸盐/0.25%超高分聚合物三元复合驱的采收率增幅分别为19.6%、15.9%、13.7%。在高浓度三元复合体系黏度相同的条件下,体系界面张力由8.10×10^-1降至5.73×10^-3 mN/m,采收率增幅由23.4%增至27.7%。当三元复合驱黏度由36.8增至134.4 mPa·s时,采收率增幅由18.5%增至32.9%;当段塞尺寸由0.095增至0.475 PV时,采收率增幅由15.6%增至30.7%,但采收率增幅差值逐渐减小。在药剂费用相同的条件下,“聚合物前置段塞+三元主段塞+三元副段塞+聚合物保护段塞”组合的采收率增幅较大（33.8%）。从技术和经济效益方面考虑,推荐三元复合体系聚合物浓度范围为0.2%～0.25%,段塞尺寸为0.380～0.475 PV。对于非均质比较严重的油藏,与驱油剂洗油作用相比,其扩大波及体积作用对采收率的贡献较大。     

等成本下聚合物及凝胶驱油效果

聚合物驱、凝胶驱是我国陆上油田最主要的两种驱油体系,为考察等成本条件下聚合物和凝胶驱的驱油效果,采用三联填砂岩心管,模拟了不同浓度的聚合物驱、凝胶驱及聚合物-凝胶组合驱的采收率增幅,以及聚合物-凝胶交替注入工艺对采收率增幅的影响。研究结果表明:对于较均质油藏,相同药剂成本的低浓度聚合物驱、高浓度聚合物驱、低浓度凝胶驱及聚合物-凝胶组合驱采收率增幅差异不明显,单纯高浓度凝胶驱采收率增幅略小;对于非均质油藏,等成本凝胶驱及凝胶-聚合物驱组合采收率增幅明显大于单纯的聚合物驱或凝胶驱,其中凝胶-聚合物组合驱采收率增幅最大。等成本的凝胶-聚合物组合驱交替注入对采收率增幅有显著影响,其中凝胶-聚合物组合驱4次交替注入采收率增幅最明显。图3表2参10     

流度比对化学驱驱油效果影响实验研究

通过大量非均质和均质岩心物理模拟实验,给出了三元复合驱和聚合物驱替原油时的合理流度比,对于非均质岩心,三元复合驱和聚合物驱的流度比应控制在0.50-0.25。此时,三元复合驱采收率介于20.6%-24.0%之间;聚合物驱采收率介于13.3%-16.8%之间,对于均质岩心,三元复合和聚合物驱流度比应控制在0.50-d0.33,此时,三元复合驱采收率介于17.0%-19.1%之间;聚合驱采收率介于11.8%-13.1%之间。实验结果为矿场试验选择合适的驱替液粘度提供了依据。     

低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度的表征

为研究低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度对渗流规律的影响, 通过稳态压差-流量法和毛细管平衡法, 研究了水驱油至残余油状态时岩心渗透率和聚合物溶液黏度对聚合物驱渗流曲线的影响, 建立最小启动压力梯度、 拟启动压力梯度与体系黏度、 岩心渗透率和流度的量化关系。结果表明, 在相同渗流速度下, 随着岩心渗透率降低、 体系黏度增加, 聚合物驱压力梯度增大; 随着体系黏度增加、 岩心渗透率或流度降低, 聚合物驱的最小启动压力梯度和拟启动压力梯度均增大, 且都大于相同条件下的水驱启动压力梯度值; 拟启动压力梯度与流度关系曲线的拐点为 17.89×10^-3μm²/mPa· s, 低渗透油藏进行聚合物驱的渗透率下限为 10×10^-3μm²。水驱拟启动压力梯度方法可以用于表征聚合物驱渗流曲线的拟启动压力梯度。图 9表1参 14     

一种新型油田高渗透层封堵技术——超细纤维封堵剂

为了探索油田开发过程中各种驱替方式下有效解决厚油层内部高渗透层或平面上高渗透条带对驱油效果的影响,考察了超细纤维封堵剂——CZZL-10对填砂管和人造岩心的封堵效果。水驱填砂管实验结果表明,CZZL-10驱替后填砂管的渗透率比水驱时降低了90%以上,驱替压力增大10.6倍;聚合物驱封堵实验结果表明,加CZZL-10驱后的渗透率比单独聚合物驱时降低了80%以上,驱替压力增大7.4倍。人造均质岩心实验结果表明,岩心渗透率高,CZZL-10的封堵效果明显。岩心水测渗透率分别为435×10^-3、666×10^-3、953×10^-3 μm²时,CZZL-10对岩心的封堵率分别为40.0%、66.7%、57.6%,岩心残余阻力系数分别为1.6、3.0、2.1。封堵后岩心最低水测渗透率为222×10^-3 μm²,达到了堵而不死的目的。用超细纤维聚合物溶液封堵3层非均质岩心,非均质变异系数越大、渗透率级差越大的岩心,高渗透层封堵效果越好,高渗透层分流率大幅下降,中、低渗透层分流率大幅上升,实现了扩大波及体积,提高采收率的目的。     

表面活性剂驱的驱油机理与应用

通过对表面活性剂分子在油水界面的作用特征、水驱后残余油的受力情况以及表面活性剂对残余油受力状况影响的分析,对表面活性剂的驱油机理进行了评述。根据对国内驱油用表面活性剂研究现状的分析,结合目前开展的研究工作,认为开发研制廉价、高效表面活性剂是开展表面活性剂驱油及其相关驱油技术的关键,并对表面活性剂及其相关驱油技术的应用前景进行了展望。     

大庆油田"三元""二元""一元"驱油研究

“大庆油田驱油用烷基苯磺酸盐的合成”项目的研究工作,从分子水平上基本掌握和控制了三次采油用的烷基苯磺酸盐的结构,并取得了拥有自主知识产权的系列产品,产品性能与国外ORS-4l产品相当。通过选择合适的表面活性剂二元前置段塞,获得了低界面张力的二元体系,减少了三元复合驱的油水乳化。通过三元配方中加入防垢剂减少甚至防止油层结垢。表面活性剂聚合物二元复合体系可以最大限度发挥聚合物的粘弹性,减少乳化液处理量,彻底清除由于碱的存在引起的地层及井筒结垢现象,在化学剂成本相同的情况下,可以达到与三元体系相同的驱油效果。大庆油田一元驱——高浓度聚合物提高采收率研究及矿场实验取得了满意的效果,在提高采收率幅度上与三元复合驱的结果完全接近。尤其重要的是,在驱油效果相当的情况下,高浓聚合物驱经济合理性优于三元复合驱。试验室研究和矿场生产试验表明：高浓度聚合物驱和三元复合驱适合于高渗透的低温油藏;其中高浓度聚驱更适合于非均质严重的油藏;三元复合驱适合于非均质不太严重的油藏;二元复合驱更适合于高、中渗透的中温和低温油藏;活性剂驱更适合于低渗透油藏和比较均匀的中渗透油藏。大庆油田研制的三元、二元、一元驱现场试验证实采收率提高值均达到20％以上。     

胜利油田用化学法提高原油采收率的探索与实践

本文从三次采油的角度探讨了提高采收率的问题。文中指出，化学法在胜利油田应用的可行性最大，其中尤以聚合物驱对胜利油田的条件最为适宜，进而重点介绍了胜利油田根据多数油藏具有油稠、出砂、渗透率高、非均质严重等特点而研制的交联聚合物、粘土胶和黄原胶等驱油方法。实验结果表明，在常规聚合物驱油方法基础上发展起来的交联聚合物驱，在高含水期可以改善水驱效果，提高采收率。并在实践中总结出了一套立足国产聚合物、交联剂和配制注入流程的注交聚合物新工艺。     

普通稠油化学驱油技术现状及发展趋势

对于普通稠油,一次采油后常采用注水开发和热采方法。据中石化2007年底统计,采用注水开发动用的普通稠油储量占稠油总储量的30.1%,但由于水油流度比高,使得普通稠油油藏水驱采收率低。当油层太薄或埋藏太深时,热量损失严重,经济上不适合采用热采方法。化学驱方法是一个重要的接替手段。因此,文中重点综述了聚合物驱、碱驱、碱/表面活性剂驱、碱/聚合物驱技术在普通稠油油藏中应用的国内外研究现状和机理研究进展,指出了稠油化学驱中出现的问题和未来的发展趋势。     

国外CO2驱油防止粘性指进和重力超覆工艺

在简述粘性指进和重力超覆的基础上，对国外采取的工艺措施进行了调研。针对广泛使用的水气交替注入(WAG)法，介绍了设计原则、注入方案及存在的不足。泡沫注入法是在WAG法的基础上发展起来的，其关键在于表面活性剂的筛选和使用。最后简要介绍了国外最新研究的稠化泡沫的原理和试验效果。     

自生CO2驱油技术体系及驱油效果研究

针对常规CO2驱存在气源、输送、腐蚀等问题,对自生CO2驱油技术进行了研究。给出了自生CO2驱油机理,在考虑反应速度、经济因素的基础上,筛选出自生CO2体系,对优选出的体系进行原油膨胀、降黏效果评价实验,并利用微观模型和物理模型研究了其驱油机理和效果。实验表明,自生CO2驱油技术在低温时应选用双液法体系,高温选用单液法体系;在一定温度压力条件下,该技术能够使模拟原油膨胀10%~32.5%,油越稠效果越好;可使原油黏度降低38.1%~57.2%;在水驱后能够提高填砂模型采收率6.4~15.5个百分点,双液法效果好于单液法。室内实验和先导性试验表明,自生CO2驱油具有良好的效果,是一种极具潜力的技术。     

聚合物驱后进一步提高采收率的四次采油问题

建议及早考虑和研究在三次采油之后,进一步提高采收率的四次采油问题.以聚合物驱三次采油后注表面活性剂体系和液晶体系驱油为例,在微观和宏观模型以及天然和人造岩心上进行实验,初步探索研究了三次采油后进行四次采油提高采收率的可能性.探索研究表明,只要采用适当的方法,即使只用当前的强化采油方法,四次采油的前景也是不错的.     

非均相复合驱油体系驱替特征研究

针对聚合物驱后油藏缺乏有效提高采收率接替技术的问题,研发了新型非均相聚合物驱油剂PPG产品。通过长岩芯驱替实验考察了PPG产品的运移能力;利用微观物理模型对比了聚合物驱后油藏条件下二元驱与PPG驱的驱油效果。结果表明,聚合物驱后再用PPG驱波及能力最强,聚合物驱后再用二元驱的洗油效率高。将两种体系叠加,配制PPG与聚合物及表面活性剂形成的非均相复合驱油体系,在聚合物驱后再用非均相复合驱油体系驱可进一步提高采收率达10％以上。     

国内外聚合物驱水质研究概述

介绍了国内外由于水质因素对聚合物溶液粘度影响的研究情况，重点对其溶解氧、矿化度、pH值和化学剂等影响因素进行了论述，结果表明，这些因素都一定程度的影响着驱油用聚合物溶液 粘度的稳定性，改善配注水的水质状况对聚合物驱具有十分重要的意义。     

中国石化提高采收率技术研究进展与应用

从化学驱油技术、稠油热采技术、注气驱油技术和微生物驱油技术4个方面,对中国石化提高采收率技术的研究进展及应用进行了概述,归纳了各项技术的适用条件、应用结果及存在问题,并讨论了中国石化提高采收率技术规模化应用的方向。研究结果指出：化学驱油技术已成为中国石化提高采收率技术的主体,其中的聚合物驱和二元复合驱已成熟配套,并实现规模化应用。非均相复合驱技术在孤岛中一区聚合物驱后油藏试验成功,预计可提高采收率7.3%。在稠油热采技术中,热化学吞吐、井网加密和普通稠油水驱转热采技术已推广应用,蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术仍处于工业化试验阶段。注气驱油技术和微生物采油技术处于现场试验阶段,且均已取得较好的增产效果。中国石化提高采收率技术工业化应用的方向是继续研究适应复杂油藏条件的驱油剂、驱油体系和流度控制技术,并对成熟技术进行组合应用。