大庆油田强碱三元复合驱表面活性剂配方优化

烷基苯磺酸盐表面活性剂的性能直接影响强碱三元复合驱的开发效果。通过研究原油组成、油砂吸附等对烷基苯磺酸盐表面活性剂浓度及强碱三元复合体系界面张力的影响,建立了原油分子量与表面活性剂当量之间的定量匹配关系。结果表明,依据该定量匹配关系选择合适当量的表面活性剂可使三元复合体系与大庆地区 不同原油间达到超低界面张力,提高了强碱三元复合体系的适应性;原油组成影响表面活性剂在油水相中的分配比例,原油中的沥青质含量越高,水相中的表面活性剂浓度越低,原油组成对表面活性剂当量的影响较小;油砂吸附改变了表面活性剂的当量及组成分布,导致三元体系中表面活性剂的浓度降低、三元体系界面张力升高,可采取增加高碳组分、调整表面活性剂当量的方法,扩大复合体系在地下运移过程中的超低界面张力作用距离。图11表3 参16     

What is After Water Flooding in Daqing Oilfield

ＩｎｔｒｏｄｕｃｔｉｏｎＤａｑｉｎｇｏｉｌｆｉｅｌｄｉｓｌｏｃａｔｅｄｉｎｔｈｅｍｉｄｄｌｅｏｆｔｈｅｄｅｐｒｅｓ ｓｉｏｎｏｆＳｏｎｇｌｉａｏｂａｓｉｎ ,ｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｆａｃｉｅｓａｒｅｓａｎｄｓｔｏｎｅｓｏｆｃｏｎｔｉｎｅｎｔａｌｏｒｉｇｉｎ .ＴｈｅｍａｉｎｐａｙｚｏｎｅｓａｒｅＥａｒｌｙＣｒｅｔａｃｅｏｕｓａｎｄａｒｅｒｉｖｅｒ,ｄｅｌｔａｉｃａｎｄｌａｃｕｓｔｒｉｎｅｓａｎｄｓｔｏｎｅｓｅｄｉｍｅｎｔｓ .Ｃｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｍａｒｉｎｅｓｅｄｉｍｅｎｔｓ ,ｔｈｅｒｅａｒｅｍａ…     

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。     

聚合物再利用技术在孤岛油田的应用与评价

针对孤岛油田聚合物驱后转水驱易发生指进现象,油井水淹速度快;地下残留大量聚合物从油井产出造成地面环境污染等问题。采用聚合物再利用技术,通过注入聚合物再利用剂,与地下残留聚合物形成絮凝体和交联体引起堵塞,达到深部调剖的目的。现场试验结果表明,对两口注水井实施聚合物再利用技术,取得了较好的效果。注水启动压力平均上升了2.3MPa,吸水指数平均下降了39.5m3/(d.MPa),平均日增油0.5t,平均含水下降2.0%。聚合物再利用技术是油田聚合物驱后可接替的提高采收率技术,有广阔的应用前景。     

聚驱后地层残留聚合物性能变化对再利用的影响

残留聚合物性能变化主要是指分子量和水解度的变化。聚驱后地层大量残留的聚合物是以低分子量高水解度的形态存在的。利用聚合物与絮凝剂作用后的沉降体积评价聚合物性能变化对再利用的影响。研究表明，聚合物分子量降低，水解度升高或者两者同时变化，沉降体积均减小，但是仍有很高的保留率。这说明分子量降低和水解度升高的聚合物仍可以再利用，即残留聚合物与絮凝剂作用产生絮凝体封堵大孔道，达到深部调剖作用。     

大排量螺杆泵在大庆聚合物驱采油中的应用

针对抽油机和电潜泵两种机采方式对聚合物驱井采出液的不适应问题 ,开展了大排量螺杆泵采油系统推广应用试验。在确定了总体试验方案的基础上 ,采取了合理选择大排量螺杆泵基本结构参数 ,如加大转子直径、减小转子偏心距和加大衬套导程 ;完善抽油杆柱防断脱技术 ;提高系统效率等一系列具体方案。大庆油田 17口井特别是 5口典型井的推广应用表明 ,大排量螺杆泵可以满足聚合物驱采油井的生产要求 ,螺杆泵井的平均运转时间超过 1年 ,平均泵效达79 7% ,比抽油机井泵效高 32 % ,单井平均每天节电 2 4 8 4kW·h。大排量螺杆泵采油系统存在的问题是配套技术尚需进一步完善。     

大庆油田四次采油凝胶颗粒+聚合物驱技术研究

针对大庆油田聚合物驱后油层优势渗流通道发育,层间、层内、平面三大矛盾加剧,而高浓度聚合物驱用量大,但经济效益较差的问题,自主研发PPG凝胶颗粒,攻关了PPG+聚合物驱技术,实现了“堵、调、驱”有机结合。采用仪器检测和物理模拟实验等方法,分析PPG+聚合物体系渗流特性、驱油效果,筛选出最佳体系配方及注入方式。研究结果表明:调驱型PPG具备增黏特性,调驱型PPG+聚合物体系90 d黏度保留率高达78.9%;与单纯聚合物溶液相比,PPG+聚合物体系黏弹性显著增加,具备更强的调堵能力;聚合物驱后先注入0.05倍孔隙体积封堵型PPG+聚合物体系,再注入0.70倍孔隙体积调驱型PPG+聚合物体系可取得最佳驱油效果,可节省24%聚合物用量。预测研究区采用PPG+聚合物驱后可提高采收率8.57个百分点。该研究可为大庆油田四次采油阶段持续高效开发提供技术支撑。     

交联聚合物调驱技术研究及矿场应用

交联聚合物调驱技术是在聚合物驱技术上发展起来的一种集调剖和驱替于一体的化学驱技术.交联聚合物是采用部分水解聚丙烯酰胺与交联剂按一定浓度比形成的凝胶,在油藏中适应性强.与聚合物对比的实验研究表明,交联聚合物调驱技术在黏度、耐温性、耐盐性、热稳定性、剪切恢复性、残余阻力系数等方面具有明显优势.矿场试验结果表明,交联聚合物调...     

河南油田聚合物驱矿场实践及经济效益浅析

聚合物驱是一种有效的改善水驱开发效果的三次采油方法,河南石油勘探局在双河油田北块114－5层系和下二门油田H2Ⅱ油组进行聚合物驱取得了明显的增油效果,日产油量上升,含水下降,预计聚合物驱的有效期8年,采收率提高9个百分点。聚合物驱的“增量”效益和“整体”效益评价结果表明,聚合物驱与水驱相比,财务净现值显著提高,单位生产成本下降;聚合物驱的投资效果好于同期老区的滚动勘探和开发后期的井网加密调整;从投资方向和投资效益上讲进行聚合物驱都是正确的选择,建议扩大聚合物驱工业化应用规模,实现老油田产量的稳定,为勘探实现大的突破争取缓冲时间。     

聚合物驱后地下聚合物再利用技术室内试验研究

通过平板模型物模试验研究了聚合物驱后地下聚合物的再利用技术。从而得到聚合物驱后对地下聚合物溶液固定技术和絮凝技术效果的认识。研究表明,聚合物固定荆溶液对高质量浓度、高相对分子质量的HPAM的固定效果好．可用于对聚合物驱后未恢复水驱油藏的聚合物的固定;聚合物絮凝剂与低质量浓度HPAM发生絮凝,产生的絮凝体具有良好的封堵水驱后形成的大孔道的作用。物理模拟试验研究说明。聚合物驱后的聚合物固定剂技术。可以大大提高聚合物驱后水驱的波及系数。进而提高聚合物驱后的原油采收率;在此基础上再注入深部调剖剂。还能进一步提高原油采收率。聚合物驱后若地层中聚合物溶液部分被注入水稀释。采用聚合物再利用技术可以极大地提高聚合物驱后的原油采收率。     

聚合物驱采出液破乳助剂HF-31的室内性能评价及现场应用

针对油田聚合物驱采出液脱水效果差,脱出污水油含量高等问题.开发了一种破乳助剂HF-31。考察了用破乳剂和破乳助剂HF-31复配后的破乳脱水效果,结果表明,HF-31浓度为60 mg/L,破乳剂浓度为200 mg/L,复配使用后,能有效提高脱水速度,降低脱出污水中油含量和悬浮物含量。破乳助剂HF-31在坨一联合站使用后,外输原油含水量下降了0.012%,取得了明显的经济效益。     

孤岛油田聚合物驱后提高采收率实验研究

针对孤岛油田聚合物驱后恢复水驱,含水率上升迅速的实际情况,研究了4种聚合物驱后提高采收率的方法。通过填砂管平行流动试验,分高、低渗透率模拟油藏非均质性条件,分析研究了各渗透层采收率的变化,对聚合物驱后的4种提高采收率方法进行了室内研究。并针对孤岛油田的具体条件,对所使用的4种外加剂的用量进行优化。研究表明：聚合物驱后,继续注入少量外加剂能有效地提高后续水驱的波及系数和洗油效率,提高原油采收率。同时外加剂的过量使用会导致采收率的降低,对外加剂用量的优化能最大幅度的提高地层采收率。     

聚合物驱后深部调剖提高采收率的实验研究

本项实验研究针对地温69～70℃、地层水矿化度4.5 g/L、注入水矿化度4.7 g/L的河南油田双河砂岩油藏.实验温度70℃,实验用原油70℃粘度12.1 mPa·s,选择单液法施工的交联聚合物冻胶为深部调剖剂,聚合物HPAM分子量1.62×166,水解度12.5%,交联剂有有机铬、无机铬[Cr(Ⅵ)化合物+还原剂]和酚醛树脂.根据三类聚合物/交联剂体系成冻时间等值线图选出了成冻时间分别为1、1、5、10、15天的5个配方,其突破真空度(强度)为69～40 kPa,Sydansk相对强度级别为G,注入0.2 PV时填砂管封堵率为99.23%～97.02%.渗透率级差～3的并联双填砂管饱和油之后注水驱油至含水98%,再注入0.30 PV 1.0 g/L HPAM溶液并再次注水,达到一定含水率(67.0%～98.0%范围,共7个值)和相应采收率(39.4%～45.3%)时,注入0.15 PV成冻时间1天、强度较高的调剖剂(HPAM/有机铬体系)并恢复注水,采收率增值(28.7%～12.5%)随调剖时机提前而加大.注入、采出口之间有高渗条带的可视平板填砂模型,依次饱和水,饱和油,注水驱油至含水98%,先后注入成冻时间1 d、强度不同的两种HPAM/有机铬体系(0.015+0.010 PV)并恢复注水,调剖剂注入顺序为先弱后强时的最终采收率(63.6%)高于注入顺序为先强后弱时的最终采收率(55.3%).图6表3参7.     

大庆第一口聚驱水平井的储层深度预测

南1-2-平25井在大庆油田是第一口挖潜厚油层顶部剩余油的聚驱水平生产井,在全国也属首例。该井轨迹设计中为提高避水厚度水平段在油层项面穿行,水平井目的层油层项面深度预测精度要求高。设计研究得出：目的油层的预测指标,是轨迹设计中的水平段所历经砂体的三维参数,关键参数是目的油层的顶面深度。通过井斜校正法和岩心分析法,预测出目的油层顶面深度的参数,形成了一套水平井轨迹设计的储层预测方法。指出直井储层发育的预测精度、直井储层深度的测量方法、补心海拔的测量时间、井斜方位的算法等,直接影响水平井目的油层的预测精度。同时给出了南1-2-平25井的储层预测实例。     

聚合物/羧基甜菜碱二元复合体系驱替水驱后残余油的机理

实验研究在30℃下进行。实验聚表二元复合体系为1.0 g/L HPAM、2.0 g/L羧基甜菜碱在矿化度3.7 g/L的模拟大庆油田采出水中的溶液,与模拟大庆油(黏度10 mPa.s)间的界面张力为5.8×10-3mN/m,1-1000 s-1范围的表观黏度与1.0 g/L HPAM溶液十分接近。在玻璃刻蚀大庆油藏仿真均质微观模型上,水驱20 PV的采收率为55.795%,注入20 PV二元体系使采收率增加39.724%;在二元复合体系驱替过程中,注入、采出口之间主流区域内的水驱后残余油在二元复合体系作用下发生变形,伸长并形成油丝,主要以油丝的形式被驱出;过渡区和边角区的残余油则主要以W/O乳状液的形式被驱出。W/O乳状液中的乳化水滴通过圈闭、Y型孔道挤压及水滴变形、断裂这3种方式形成并汇集为比较连续的W/O乳状液流,二元复合体系以W/O乳状液的形式由主流区扩展到两侧的过渡区,再进入边角区,启动死油区的残余油,从而扩大了波及体积,提高了驱油效率。图5参11。     

大庆油田三次采油技术的实践与认识

系统地总结了大庆油田在三次采油研究和应用领域所取得的巨大成就,评价了在驱油机理研究和矿场试验中所取得的突破性认识,指出了新世纪三次采油的攻关方向和主要研究问题。     

An Environmentally-friendly Method for Removing Polymer Plugging in Well Boreholes

With the progresses of industrial scale of high concentration and high molecular weight polymer flooding in Daqing oilfield, there are severe polymer plug problems, which occur in the perforated zone and the interstices of the formation adjacent the perforated zone. In attempts to remove or at lease reduce these polymeric build-up plugs, the strong oxidants are widely used in oilfields. The use of oxidants is undesirable because of the high price and short efficient period. What is more, it cannot meet standards of safety and environmental protection. This article presents lab and field test results of this removing polymeric plug method based on microbial degrading polymer. Lab experiments results show that polymers with different molecular weights were efficiently degraded by screened bacteria under different reservoir temperatures. It can be seen in visualization model that polymer plugs in pore were removed obviously. The polymer injection pressure was decreased 25%. The pilot tests in Daqing oilfield showed that by applying the method, average injection pressure of each well was decreased 435 psia, the average effective period reached to 520 days, and more than 7,000 barrels (bbl) of oil were increased in the test field.     

聚合物驱油技术在大庆油田的应用

利用室内研究与现场试验相结合的手段和方法,总结分析了大庆油田7年多的聚合物驱油生产实践过程,研究了聚合物驱油提高采收率的实际值,分析了提高采收率的主要影响因素,论述了获得均匀聚合物驱前缘及降低聚合物驱油生产成本的方法,大庆油田的应用实践对聚合物驱油技术在我国的进一步推广应用具有一定的指导意义.     

聚驱开发指标计算数学模型的建立与应用

综合运用前缘推进理论和经验回归方法，建立起一种聚合物驱产量和含水率变化规律的预测模型.估应用该方法计算时，假定区块以给定的单位时间产液量生产，压力是不断变化的，即“定产求压”。应用建立的方法对大庆油田20个聚合物注入区块含水率和产油量变化规律进行了拟合和预测。结果表明，该方法预测精度较高，月产油量平均相对误差在12％以内，含水率平均相对误差在3％以内，累积产油量平均相对误差在5％以内，能够满足现场的需要。     

海上稠油油田聚驱后二元复合驱注入时机与注入方式优选

模拟海上绥中36-1油田油层条件,进行了聚合物驱后二元复合驱注入时机、注入方式的优化实验研究。聚合物驱后在不同注入时机(直接转注、含水最低点、含水70%和含水95%时)转注二元复合体系,最终采收率分别为75.36%、73.32%、71.22%和68.61%,直接转注二元驱的采收率最高(42.61%)。在相同水驱条件下,以不同注入方式注入二元复合体系后发现,注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果优于注入0.05 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系+0.05 PV聚合物和0.1 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系。但注入方式的改变对最终采收率的影响较小,以聚合物做保护段塞更有利于控制工业化成本。在相同段塞聚合物用量条件下,用前后保护段塞的效果好于单一前置段塞。在等经济的条件下,聚合物驱后进行0.3 PV二元复合驱可提高原油采收率19.05%,比等价的0.7 PV聚合物驱采收率高1.61%,使油田开发的整体效益最大化。