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为了提升低渗透油藏调驱剂的注入性和封堵性,开发了一种水凝胶体系,以成胶强度为指标优选了水凝胶配方及制备条件,并评价了其封堵性能和调驱性能。优化的水凝胶配方如下:丙烯酸用量为20 g/L、丙烯酰胺用量为5 g/L、过硫酸铵用量为0.07 g/L、改性淀粉用量为5 g/L、交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺用量为0.08 g/L,最佳合成条件为中和度75%、反应温度9℃,所生成水凝胶的成胶强度为35~37 Pa·s。通过机械剪切、烘干得到微米级粒径的水凝胶调驱剂。封堵实验表明,质量浓度为0.1~0.7 g/L的水凝胶调驱剂对渗透率为1600×10-3~1900×10-3μm2的填砂管的封堵率在92%以上,随着水凝胶质量浓度的增大,阻力系数增大,注入压力爬升较快,但残余阻力系数和封堵率变化较小。水凝胶作为驱油剂使用建议采用低浓度注入,在水驱基础上可提高采收率10%左右。低浓度微颗粒水凝胶调驱剂可有效解决低渗透油藏调驱注入性和封堵性的矛盾。综合考虑注入性、封堵性和驱油性能,推荐水凝胶水溶液现场应用的质量浓度为0.1~0.3 g/L。 相似文献
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为了解决低渗透油藏在注水开发中存在的吸水不均匀、产量递减明显、注水效果差等问题,研制了用于特低渗透油藏调驱的聚合物凝胶和聚合物微球两种堵剂,以调节注水矛盾、提高注水波及系数,从而降低含水率,提高原油采收率。分别用单体原地聚合和反相微乳液聚合两种方法,成功制备出聚合物凝胶和微球堵剂。当聚合物凝胶的制备条件为单体DT-1 8.0%,引发剂YF-3 0.15%,交联剂JL-5 0.15%时,聚合物在填砂管模型的成胶时间36 h~48 h,封堵率大于92%;当聚合物微球的制备条件为单体DT-2 5.0%,交联剂JL-9 0.60%,引发剂YF-4 0.50%时,质量分数20%的聚合物微球,在填砂管中溶胀96 h后,封堵率大于94%。本文制备的聚合物凝胶和聚合物微球体系具有封堵时间可控、封堵性强,可用于低渗透油藏的调剖/调驱,具有广阔的应用前景。 相似文献
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低渗透油藏深部调驱剂筛选及其效果评价 总被引:1,自引:0,他引:1
压裂投产是低渗透油田开发常用的技术措施,可以大幅度提高油井单井产油量,但注入水也容易沿裂缝突进,造成含水快速升高,影响水驱开发效果。本文针对低渗透油藏地质特征和流体性质,采用仪器检测和物理模拟方法进行了调驱剂筛选及其与油藏岩心配伍性研究,在此基础上开展了调驱效果及其注入参数优化物理模拟实验研究。结果表明,通过添加矿化度调节剂,可以形成具有"分子内"交联结构特征的Cr3+聚合物凝胶(调驱剂),它与低渗透油层孔隙间具有良好的配伍性,具有较大的阻力系数和残余阻力系数,而且残余阻力系数大于阻力系数。注入时机愈早、调驱剂用量愈大,调驱增油效果愈好。考虑技术经济效果,推荐调驱剂段塞尺寸为0.025~0.05 PV,"低分"聚合物浓度CP为500~700 mg/L,聚合物溶液与Cr3+质量比为270∶1,矿化度调节剂0.4%~0.8%,水驱基础上提高采收率14%~18%。图5表3参12 相似文献
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温米油田温西三区块已进入高含水期开发阶段,主力油砂体水淹严重,层间、层内、平面矛盾突出。通过实施加密调整、精细注水、调剖等技术,取得了一定效果,但持续时间短,开发矛盾未根本扭转,因此有效恢复主力层系储量动用成为油田稳产的关键。本文在深入研究水驱机理的基础上,利用纳米微球特性,开展了逐级深部调驱试验,明确了调驱增油机理,有效改善井组开发效果,为老油田开发调整提供了思路及对策。 相似文献
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为了提高聚合物微球深部调驱技术在长庆油田低渗透非均质性油藏的应用效果,在先导试验的基础上,在室内开展了不同粒径聚合物微球微观测试和模拟岩心流动试验,优选了低、中、高含水阶段的微球粒径,模拟优化了不同含水阶段聚合物微球深部调驱注入工艺参数及段塞组合。该技术在安塞、西峰、靖安、姬塬等油田43口井进行了现场应用,油井产量自然递减率平均降低3.0百分点以上,含水上升率平均降低2.2百分点,累计增油16 000 t以上,累计降水21 400 m3。室内试验和现场应用结果表明,聚合物微球深部调驱技术对长庆油田低渗透油藏具有较好的适应性,解决了长庆油田低渗透油藏开发中存在的油井多向性见水、含水上升快和单井产能低等问题。 相似文献
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低渗透油藏主要开发技术是在强化地质认识基础上,以酸化压裂、完善井网、细分开采、丛式井配套为主的水驱技术,由于天然裂缝发育,在注水开发过程中呈现出油井产水快速上升、产能下降、供液能力差、低产低效的局面.为改变这种局面,对延长油田唐80区从54井组微生物调驱进行室内评价研究.微生物采油是一种经济有效的技术,是油田开发后期一种重要的提高采收率技术.针对井组油藏的特点, 根据微生物驱提高采收率技术路线,对菌种进行筛选及评价,对初步筛选的2种微生物菌种在室内进行了基本性能评价,并进行微生物菌液物理模拟实验,综合评价和研究驱油技术提高采收率的能力.实验结果表明,利用微生物对该类油藏进行调剖驱油,能明显改善注采状况,对区块起到降水增油的作用.为更好地在低渗透性油田应用微生物采油技术,提供了经验和依据. 相似文献
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本文针对纳米微球调剖的要求,通过分散稳定实验和粒径的电镜分析对三种反相微乳液制备的微球进行了筛选,并对选定的MG-50型微球进行热稳定性实验和剪切稳定性实验。结果表明,MG-50型微球在地层水和注入水中长期分散稳定,22 d粒径膨胀倍数高达7倍,分布范围大;0.3%MG-50微球乳液注入低渗透填砂管在85℃放置三个月后的封堵率仍在75%以上,但是强度下降,易破碎;流变性测量表明该乳液剪切变稀,结合Darcy公式和Poiseuille定律计算了体系不同速率下注入低渗岩心的剪切速率,结果显示剪切速率对的阻力系数影响不大,即该体系有较好的抗剪切作用。 相似文献
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聚合物纳米微球调驱技术在低渗透油田的应用及效果 总被引:2,自引:0,他引:2
低渗透油田由于储层物性差、非均质性强,进入中高含水开发期后,油藏水驱状况变差、水驱油效率降低,含水上升速度加快,油藏稳产形势严峻,常规手段控水稳油及提高采收率难度加大。因此,本文通过借鉴东部油田成功案例,结合低渗透油藏储层特征及室内实验基础上,应用聚合物纳米微球在油层中深部封堵和驱油的双重特性,开展先导性矿场试验,注入后试验井组水驱状况变好,试验井组提高采收率效果明显,有效丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为低渗透油藏提高采收率奠定了基础。 相似文献
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《钻采工艺》2019,(3)
针对裂缝性低渗透油藏注水开发易出现水窜、水淹的现象,为改善水驱后的开发效果,将聚合物微球的调剖作用和表面活性剂的驱油作用结合起来,形成了聚合物微球/表面活性剂复合段塞调驱技术,室内评价了聚合物微球MQ-3的膨胀性能、封堵性能、表面活性剂GSR-1的界面性能,并评价了聚合物微球和表面活性剂之间的配伍性,在此基础上,采用高、低渗岩心并联的方式评价了复合调驱体系的驱油效果。结果表明,聚合物微球在温度为120℃时膨胀倍数可以达到6. 74倍,具有良好的膨胀性能;对渗透率为30~150 m D的岩心,聚合物微球具有良好的注入性和封堵能力;表面活性剂溶液在120℃下放置30 d后界面张力值仍能保持在10-3m N/m数量级,具有良好的界面活性;同时,聚合物微球和表面活性剂之间具有良好的配伍性。在非均质条件下,复合调驱体系对低渗岩心的驱油效果明显好于单独使用表面活性剂驱,能使低渗岩心水驱后提高采收率达23. 30%。现场应用结果表明,调驱措施后注水井注入压力升高,生产井日产油量上升,含水率下降,控水增油效果显著。 相似文献
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《石油化工》2017,(7)
以大庆油田储层和流体物性为模拟对象,采用注入压力、含水率和采收率等评价指标,对聚合物微球油藏适应性评价方法及调驱机理进行研究。实验结果表明,随着水化时间的延长,微球吸水膨胀倍数(Q)增加,初期膨胀较快,之后膨胀减缓。与SMG_W相比,SMG_Y的Q增长较慢,Q较小。与聚合物相分子聚集体尺寸相比,SMG_W和SMG_Y微球状态粒径分布范围都较窄,具有更大的不可及孔隙体积。聚合物微球SMG_W和SMG_Y通过岩心时,压力达到稳定时的岩心渗透率极限值为237×10~(-3)μm~2和712×10~(-3)μm~2。聚合物微球调驱的调驱机理与聚合物驱不同,微球进入较大孔隙滞留和产生封堵作用,水进入较小孔隙发挥驱油作用。微球恒压实验的采收率增幅大于恒速实验的值,聚合物微球调驱(模型Ⅳ)的增油效果要优于聚合物驱(模型Ⅱ)的增油效果。 相似文献
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按照行业标准SY/ T5358 中方法进行油藏应力敏感评价,其结果存在一定局限性,主要原因为实验条件与油藏条件存在差异。以高深南区沙三2+3 油藏为例,利用压力等效方式处理实验数据,根据渗透率比值分类平均拟合,预测油藏条件下渗透率比值随地层压力变化规律。研究表明,该油藏应力敏感属于由弱到无,而采用行业标准分析方法得到的结果为中等偏弱;储层岩石在一定条件下为非弹性形变,存在不可逆渗透率损害率。指出了行业标准SY/ T5358存在缺陷的原因,为制订合理的开发技术政策奠定了基础。 相似文献
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对于长庆油田低渗高矿化度油藏,空气泡沫复合驱提高采收率是可行、有效的方法。本文评价了高矿化度地层水、原油等地层介质对8种起泡剂发泡性能、稳泡性能的影响;起泡剂对原油和高矿化度地层水的表面张力和黏度的影响。这8种起泡剂分别为高级醇聚氧乙烯醚硫酸钠,椰油酰胺丙基二甲胺乙内酯,十二烷基苯磺酸钠,辛基酚聚氧乙烯醚(TX-10),烷基酚聚氧乙烯醚(OP-10),椰子油烷醇酰胺6501,醇醚羧酸盐,FLH非离子渗析剂,依次按1~8编号。长庆油田注入水水型Na2SO4,矿化度1.1 g/L,pH值6.5;地层水水型CaCl2,矿化度82.2 g/L,pH值5.95;原油密度0.85 g/cm3,黏度6 mPa·s。结果表明,6~8号起泡剂与长庆油田地层水不配伍。1~5号起泡剂使注入水和地层水的表面张力降低一半,对原油表面张力和黏度无影响。将配液用水由注入水改为体积比1:1的注入水、地层水混合水后,1~5号起泡剂的泡沫体积变化较小,3~5号起泡剂的泡沫半衰期没有变化,1号起泡剂泡沫半衰期由70增至260 min,2号由60降至25 min。在5% 1号起泡剂溶液中加入1%原油,泡沫体积由398降至388 mL、泡沫半衰期由70降至7 min,洗油能力较好。1号起泡剂高级醇聚氧乙烯醚硫酸脂钠符合长庆油田空气泡沫驱的要求。 相似文献
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以大庆低渗透油田州2区块为研究对象,进行了井流物组成分析、原始相态测定、地层原油注烟道气膨胀PVT实验以及烟道气驱细管实验等评价研究.结果表明,州2区块地层原油属普通黑油,膨胀能力不强;随着注入烟道气比例的增大,地层油变轻,膨胀能力增强;烟道气注入油藏难以达到混相,表现为非混相驱替特征.烟道气驱技术作为一种储备,为开发大庆外围低渗透油田提供了一种技术手段. 相似文献
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针对页岩储层纳米级孔缝封堵的问题,研究了水基钻井液聚合物纳米微球封堵剂CQ-NSA的分散性、封堵性与配伍性。通过超声分散,其粒度中径为82.14;采用常规高速搅拌,17.5%的颗粒仍保持纳米级分布。将CQ-NSA加入膨润土浆中,总颗粒中仍有 6%的颗粒呈纳米级分布。CQ-NSA加量在1.0之间可以显著降 低滤饼渗透率!有效降低膨润土浆与体系配方的高温高压渗透封堵仪滤失量,表明CQ-NSA具有良好的封堵性能。流变性能分析结果表明,CQ-NSA加量不超1.5%,对膨润土浆与水基钻井液体系的流变性能影响不大,具有较好的配伍性能。该研究为页岩气水基钻井液用纳米封堵剂提供了理论与实验依据。 相似文献