底水油藏弱凝胶调驱影响因素研究

通过底水油藏模型研究了油水层渗透率比、油水层厚度比、油水粘度比及弱凝胶中聚合物浓度、交联剂浓度、段塞尺寸等因素对调驱效果及采收率的影响规律。研究发现，油水层渗透率比和油水层厚度比越大，水驱效果越好，最终采收率越高；油水层渗透率比和油水层厚度比越小、油水粘度比越大，水驱效果越差，弱凝胶调驱的效果越好。     

砾岩油藏弱凝胶调驱的注入参数优选

克拉玛依油田砾岩油藏众多,该类油藏具有特殊的孔隙结构,对弱凝胶调驱技术提出了新的要求,尤其对注入参数优选方面的研究很少。针对七中区克上组砾岩油藏条件,通过物理模拟实验和数值模拟技术相结合,研究了弱凝胶的主剂浓度、段塞尺寸、注入量、段塞组合方式等对采收率的影响规律,并优选出实现较高采收率时的最佳参数,即主剂浓度为1100mg/L,段塞尺寸为0.30倍孔隙体积,注入量为400mg/L·PV,段塞组合方式应采用高浓度前置段塞、高浓度主体段塞和低浓度后续段塞。     

中低渗油藏弱凝胶驱油体系的室内研究

Z35断块聚合物驱中,针对Z145井存在的注入压力不上升,未形成有效流动阻力的问题,在聚合物中加入交联剂及其他添加剂,形成黏度更高的弱凝胶体系。确定了有机铬弱凝胶体系最佳配方:聚丙烯酰胺KY62210浓度为800~1 200 mg/L,Cr(Ⅳ)交联剂浓度为200~400 mg/L,稳定剂硫脲浓度为200 mg/L,体系pH为7~8。KY62210浓度为1 000 mg/L时,成胶后黏度最高可达674.30 mPa·s,油藏温度下热稳定100 d后,黏度仍保持在300.00 mPa·s以上。并联岩心驱油实验表明,该有机铬弱凝胶体系对低渗岩心的提高采收率为13.2%。     

高矿化度油藏弱凝胶调驱剂配方研制及性能评价

针对狮子沟N1油藏地层水矿化度高,一般弱凝胶难以成胶的问题,对比了不同弱凝胶体系在淡水和盐水中的成胶性能,得出梳形聚合物（KYPAM）＋酚醛类交联剂体系在高矿化度盐水中具有较好的成胶性能。优化配方试验得到弱凝胶适宜的配方为：梳形聚合物KYPAM浓度1 300-1 600 mg/L,酚醛类交联剂浓度200 mg/L,促凝剂浓度100 mg/L,除氧剂浓度100 mg/L。性能评价试验结果表明,该弱凝胶体系具有良好的抗盐性和抗剪切性,并且对非均质地层具有很好的调驱效果,可使水驱采收率得到大幅度提高。     

高温油藏弱凝胶深部调驱技术室内研究

针对高温油藏特点。采用非离子聚丙烯酰胺与甲醛和苯酚进行了地层条件下的成胶性能研究。结果表明,该体系成胶时间长,在30h后开始大量成胶,苯酚与甲醛比例的增加有利于羟甲基苯酚的生成,交联剂和非离子聚丙烯酰胺含量的增加有利于体系成胶。综合考虑成本,采用苯酚与甲醛比例为1：2,交联剂浓度为1200mg／L,非离子聚丙烯酰胺2000mg／L。最后通过并联驱替模拟试验表明,该弱凝胶能使后续水驱转向,提高低渗透油层的采收率。     

弱凝胶与微生物调驱联作技术的研究

依据二次采油与三次采油理论,结合油田生产实际,探索研究了弱凝胶与微生物调驱联作技术的可行性.实验结果表明,弱凝胶与微生物茵液具有良好的配伍性,具备技术联作的可操作性,该项技术将会成为二次采油向三次采油过渡的技术先导,有广阔的发展前景和应用价值,也为发展三次采油技术奠定了良好基础.     

深部调驱技术在砾岩油藏二次开发中的应用——以克拉玛依油田七中区克下组油藏深部调驱试验为例

深部调驱技术是以深部调剖为主,在"调"的基础上又结合了"驱"的效果,并具有提高波及系数和驱油效率的双重作用。克拉玛依砾岩油藏在二次开发的过程中,局部区域注入水沿高渗通道窜进明显。为了进一步保障水驱开发效果,2010年开始在七中区克下组砾岩油藏开展了9个井组的深部调驱试验,形成了砾岩油藏深部调驱选区选井原则、配方体系研究、数值模拟技术、注采跟踪调整等核心配套技术。试验表明,深部调驱技术可以有效改善砾岩油藏开发效果,实现提高采收率5%左右的目标。     

弱凝胶CN-2调驱在乌尔禾S6油藏中的应用

弱凝胶调驱是改善水驱效率的重要方法之一。通过室内实验研究了适合于低温低渗裂缝性油藏的弱凝胶调驱体系CN-2的性能。乌尔禾S6油藏的弱凝胶调驱现场试验结果表明，CN-2调驱可显著地解决提高低渗裂缝性油藏能量与抑制含水上升之间的矛盾，为改善该类型油藏的水驱油动态与提高水驱采收率提供了有效的方法和途径。     

边底水驱油藏可动凝胶调驱研究

针对复杂断块边底水驱油藏含水上升快、多轮次调剖费用高的问题提出了可动凝胶调驱技术.通过数值模拟和物理模拟研究,确定了最佳注入井网、注入方式、注入段塞尺寸以及不同开发方式提高采收率潜力与经济效益关系.研究表明,4口井注入井网的见效井较多,提高采收率32.2个百分点,注入相同PV数情况下2口井注入井网见效井较少,提高采收率28.7个百分点;多级段塞注入方式提高采收率幅度高于单段塞注入方式;在非均质严重的油藏,在实施可动凝胶调驱前有必要进行先期调剖,调剖后可动凝胶调驱开发油藏最终提高采收率26.01个百分点,而可动凝胶调驱开发油藏可最终提高采收率23.15个百分点.该技术可提高边底水驱油藏开发效果.     

七东1低渗砾岩油藏聚合物驱配方设计及应用*

为提高砾岩油藏采收率,针对七东1区砾岩低渗储层强非均质性、水驱采出程度低、剩余油饱和度较高等特点,在七东1区实施聚合物驱。通过理论计算、聚合物注入性及流动性分析、天然岩心驱油实验,对聚合物相对分子质量和注入浓度进行了筛选,并在七东1区进行了矿场应用。结果表明,七东1区低渗砾岩储层可注入浓度不高于1000 mg/L、相对分子质量400×10~4以下的聚合物,采收率可提高4%数9%。针对低渗透油藏特点,形成了驱油体系与油藏流体等黏驱替流度控制技术。试验区于2016年1月全面注入相对分子质量为350×10~4、质量浓度为800 mg/L的聚合物溶液。截至2019年2月,聚合物驱阶段产油8.01×10~4t,阶段采出程度14.5%,降水增油效果明显。图6表6参14。     

适用于高温油藏的弱凝胶调驱体系室内研究

以部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）为主剂,酚醛类物质为高温交联剂,制备了适用于高温油藏的弱凝胶调驱体系,确定其最佳配方为：HPAM浓度1 800 mg/L、酚醛类高温交联剂加量1.0%。实验结果表明,该弱凝胶体系具有较强的热稳定性,在110℃条件下放置30 d后,其粘度保持率在80%以上。该弱凝胶体系成本较低,制备步骤简单,可推广应用到不同高温油藏的调驱工艺措施中。     

RNJ—L低温弱凝胶调驱剂

定义储能模量G′值＞0.1 Pa而≤1.0 Pa的凝胶为弱凝胶,以G′值代表弱凝胶的强度.稳定的弱凝胶的G′值在角频率0.03-2.0 rad/s范围内基本不变.详尽介绍了可用于20-50℃低温油藏调驱的聚合物水基弱凝胶RNJ-L的形成、配方和性能.在30-40℃,pH值6-8条件下,用矿化度＜10 000 mg/L的水配制的300-1 200 mg/L HPAM(M＞5.0×106)、300-500 mg/L酚醛复合体RE(交联剂)、50-750 mg/L交联助剂AN水溶液均能形成稳定的弱凝胶.成胶时间随AN、RE及HPAM浓度的增加而减小,弱凝胶强度(模量G′)随HPAM浓度的增加而增大,随RE和AN浓度的增加通过极大值.RNJ-L的成胶时间(几小时到几天)的控制可通过组分浓度的变化而不必借助pH值的调节.成胶温度超过50℃时弱凝胶的G′值下降.在30℃和45℃下进行的长期稳定性测试结果表明,所测定的溶液成胶时间是初凝时间,完成凝胶化反应需要3-7天,G′值达到最高值约需要30天,RNJ-L弱凝胶可稳定存在至少1年.     

裂缝非均质油藏注CO2驱防气窜弱凝胶体系的研制及评价

针对JZ25-1 S油田非均质裂缝低渗高矿化度的油藏特征,研制了一种适合该类油田的防气窜弱凝胶体系,并对该体系的耐温、耐矿化度及注入性能进行了评价。注CO2驱防气窜弱凝胶体系配方为:1 500 mg/L JHW-5+100 mg/L JLJ-1+100 mg/L WDJ-1+60 mg/L HSJ-1。该防窜体系具有较好的热稳定性和耐矿化度性能,在非均质储层中的注入具有选择性,在低渗透层中的压力梯度明显高于高渗层。     

渤海普Ⅱ类稠油过渡带弱凝胶驱增油预测模型

为解决海上普Ⅱ类稠油（> 350 mPa·s）弱凝胶调驱应用实例少、增油潜力预测难度大的问题,基于渤海BN油田调驱矿场实践,利用数值模拟方法研究了弱凝胶调驱相对于天然能量（边水驱）开发的增油量与8个静态参数的相关关系,基于拉丁超立方实验方法建立均匀设计样本集,并采用多元回归方法建立了过渡带调驱增油潜力预测模型。模型适用于渤海相似普Ⅱ类稠油油田,参数范围为平均渗透率（1 000~9 000）×10-3 μm2、变异系数0.1~0.9、边水倍数1~20、注采井距100~500 m、净毛比0.2~1.0、地层原油黏度为200~1 000 mPa·s、油层厚度4~20 m、生产井距内含油边界距离0~200 m。模型预测增油量与实际产量相对误差平均为2.5%,满足工程应用精度要求。     

适合胜利孤东油田的聚合物/无机铝弱凝胶体系及其试应用

孤东注水开发油田层内、层间矛盾严重 ,注入水和注入聚合物单相锥进 ,注聚井常发生堵塞。为此 ,研制了微凝胶调驱体系 :聚合物 (日本三菱公司的MS35 0 0 ,M =1.9× 10 7,HD =2 6 .4%) 10 0 0mg/L ,交联剂无机铝盐 5 0～2 0 0mg/L ,稳定添加剂 10～ 15mg/L ,用矿化度 390 0mg/L的油田污水配制。铝盐浓度 5 0 ,10 0 ,15 0mg/L的体系(CDG 5 0 , 10 0 , 15 0 ) 6 0℃下的粘度 ,在初配时较相应聚合物溶液 (PS) 6 0℃下的粘度 (4 1mPa·s)略低 ,在 6 0℃反应后均有所降低 ,但相互之间及与PS之间相差不大 ,在 6 0℃反应 5 6天后约在 30mPa·s上下。在 6 0℃下初配制的PS ,CDG 5 0和CDG 10 0流过气测渗透率 4.2～ 4.3μm2 的人造岩心柱时 ,阻力系数相差不大 ,随着 6 0℃下反应时间的延长 (0～ 42天 ) ,PS的阻力系数趋于下降 ,而CDG 5 0特别是CDG 10 0的阻力系数增加的幅度越来越大。在孤东 7 2 9 194井组试用CDG弱凝胶体系进行调驱 ,采用双段塞注入工艺 :10 0 0m3 CDG 10 0 +16 0 0m3 CDG 5 0 ,初步结果良好 ,注水井启动压力由 0 .4上升到 6 .7MPa ,吸水指数由 30下降到 2 8m3 /d·MPa ,对应 6口采油井日产油量由 2 9t上升到 48t,含水由 96 .1%下降到 90 .1%。     

油藏孔隙的剪切-拉伸对弱凝胶调剖特性的影响研究

弱凝胶溶液在通过油藏孔隙时,所受的剪切-拉伸作用是影响其成胶及封堵特性的关键因素之一。研究了孔隙的剪切-拉伸作用对一类弱凝胶溶液(HPAM溶液+交联剂)静态成胶特性的影响;将剪切-拉伸前后的弱凝胶溶液注入填砂模型中,以其在多孔介质中形成弱凝胶后的残余阻力系数为指标,评价了孔隙的剪切-拉伸对这类弱凝胶在储层中调剖能力的影响。结果表明:弱凝胶溶液经多孔介质剪切-拉伸前后的黏度值分别为170和43mPa·s,黏度损失率为74.7%;经孔隙剪切-拉伸的弱凝胶溶液在静态条件下成胶后,与原样相比其黏性模量和弹性模量的最大降幅分别为18%和55%,凝胶强度损失严重。经剪切-拉伸的弱凝胶溶液在填砂模型中成胶后,在注胶部位的最大残余阻力系数为10,与原样(279)相比降低了26.9倍,残余阻力系数随后续注水量的增加降幅明显增大;段塞下游未注胶部位最大残余阻力系数为4.3,与原样(102)相比降低了22.7倍。经油藏孔隙剪切-拉伸后,弱凝胶的调剖能力大幅降低。     

非均质砾岩油藏绒囊流体辅助聚合物驱效果

非均质砾岩油藏高渗通道与低渗通道共存时,常规聚合物驱大幅度提高采收率困难。绒囊流体中囊泡在高渗通道低流动阻力诱导下进入并大量堆积,降低高渗通道与低渗通道间流动阻力差,促使驱替介质转向进入低渗区,提高油藏采收率。选择45 mm×45 mm×300 mm渗透率200~1200 mD人造岩心,模拟多种渗流通道,并联渗透率10~1200 mD的岩心模拟非均质储集体,驱替压力为0.11~0.57 MPa,水驱和聚合物驱后,高渗与低渗岩心原油采收率差值为16.69%~37.93%,且随渗透率比值的增大而增大。随后注入0.6 PV绒囊流体,低渗岩心原油采收率较高渗岩心高11.15%~19.97%,驱替压力为33.89~39.12 MPa,高渗与低渗岩心内流体流动阻力差反转,驱替介质转向进入低渗岩心,原油采收率提高8.17%~11.54%,提高驱油效果显著。在克拉玛依油田七东1区砾岩油藏TX井和TY井应用,分别累计注入绒囊流体150 m3和123 m3,井口压力升高4.70 MPa和1.28 MPa,对比注入前后90 d,日产油量分别提高64.15%和17.74%,整体含水率下降7.94%和10.91%,说明绒囊流体辅助聚合物驱提高采收率可行。     

耐高温弱凝胶体系的室内研究

以聚合物HPAM为主剂,加入有机酚醛类交联剂和有机复配稳定剂,制备了高温弱凝胶调驱体系。考察了聚合物浓度、交联剂浓度、稳定剂浓度、温度、矿化度及pH对成胶性能的影响。确定了弱凝胶体系的最佳适用条件：聚合物HPAM浓度1200-1800mg／L,交联剂浓度800mg／L;稳定剂浓度80mg／L,体系pH为6～8,在此条件下可耐油藏高温达110℃。弱凝胶体系可实现成胶时间可控,凝胶强度可调。