稠油油藏聚合物驱剖面返转现象室内实验

为探讨稠油油藏聚合物驱剖面返转规律,建立了与现场实际相似的非均质物理驱替模型,并用聚合物驱替模拟岩心,来研究油层渗透率级差、注入浓度、注入时机对聚合物驱剖面返转的影响。实验结果表明：渗透率级差越大,剖面返转出现越早,返转程度越大,说明对于级差较大的稠油油藏用聚合物驱油效果较差;聚合物驱油过程中聚合物浓度越大,剖面返转越早,原油采收率升高,但增长速度变缓,说明在聚合物驱油时需要对聚合物的浓度范围进行界定;聚合物驱油注入时机越早,剖面返转出现越早,应结合生产实际情况选择适当注入时机。该研究成果对聚合物驱提高稠油油藏原油采收率具有指导意义。     

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.     

驱替液黏度对多层非均质油藏聚驱吸液剖面返转及驱油效果影响

针对聚合物驱过程中吸液剖面返转现象,通过模拟渤海某油藏的地质条件,从不同黏度的同质聚合物溶液在低渗透层的分流率出发,研究了聚合物溶液黏度对注聚过程中吸液剖面返转的影响规律,并开展了浓度为1500 mg/L的剪切后黏度分别为30.5 mPa·s和130.8 mPa·s的异质聚合物（HPAM和HAPAM）溶液段塞组合的驱油实验。结果表明,聚合物溶液黏度增加,聚合物驱时吸液剖面返转时机将提前,低渗透层分流率先升后降,并且分流率的峰值会增大,注入聚合物溶液黏度过低或者过高都不利于提高采收率。对于渤海某油田,过炮眼后聚合物溶液黏度控制在15~30 mPa·s范围之内较为合适。高黏度HAPAM溶液对非均质油藏改善效果要强于低黏度HPAM溶液,但其相应的注入压力也更高,对于海上正在实施聚合物驱的某多层非均质油藏,采用高黏-低黏异质聚合物溶液交替注入方式对非均质油藏改善效果更加明显。     

海上稠油聚合物驱交替注入参数优化研究

为进一步有效抑制海上稠油聚合物驱单一段塞连续注入产生的剖面返转,提高驱油效果,通过建立基于多相渗流Buckley-Leverett方程的多层油藏聚合物驱交替注入吸液剖面快速表征数学模型,开展了交替注入参数优化研究。结果表明：交替周期是影响吸液剖面与驱油效果的关键参数,合理的交替周期能够最大程度地抑制剖面返转,使稠油吸液剖面由倒“V”型转变为倒“U”型,可提高低渗层吸液量10%以上;最佳交替周期随渗透率级差升高而增大,随低渗层相对厚度增大而降低,进一步提出了最佳交替周期计算模型,并应用于渤海油田交替注入矿场试验方案设计。该研究成果对海上稠油油田聚合物驱持续高效开发具有重要的指导意义。     

渤海稠油油田早期注聚剖面返转规律及控制方法研究

为了提高海上非均质稠油油田聚合物驱效果,采用疏水缔合聚合物AP-P4(特性黏数1800 m L/g、疏水基含量0.8%),通过双管并联岩心物理模拟实验研究了渗透率级差、注聚浓度、注聚时机对渤海稠油油藏早期注聚剖面返转的影响规律,比较了交替注入聚合物的类型和浓度、交替次数对提高采收率效果的影响。研究结果表明:聚合物驱适用于早期注聚(含水率小于80%)、渗透率级差小(﹤6)的油层条件,聚合物良好的注入性和合适的流度控制作用对提高稠油聚合物驱采收率十分重要;弱凝胶体系和聚合物体系交替注入对高渗层伤害大,提高采收率效果差;在相同聚合物用量条件下,高浓度(2250 mg/L×0.15 PV)与低浓度聚合物体系(1750 mg/L×0.15 PV)交替注入2个轮次比单一段塞注聚(聚合物用量1200 mg/L·PV)提高采收率4.3%,渤海稠油油藏开展高浓度/低浓度聚合物体系交替注入可改善稠油聚合物驱效果。     

稠油油藏聚合物驱剖面反转现象室内实验

为探讨稠油油藏聚合物驱剖面反转规律,建立了与现场实际相似的非均质物理驱替模型,并用聚合物驱替模拟岩心,研究油层渗透率级差、注入浓度、注入时机对聚合物驱剖面反转的影响。实验结果表明:渗透率级差越大,剖面反转出现越早,反转程度越大,说明对于级差较大的稠油油藏用聚合物驱油效果较差;聚合物驱油过程中聚合物浓度越大,剖面反转越早,原油采收率升高,但增长速度变缓,说明在聚合物驱油时需要对聚合物的浓度范围进行界定;聚合物驱油注入时机越早,剖面反转出现越早,应结合生产实际情况选择适当注入时机。该研究成果对聚合物驱提高稠油油藏原油采收率具有指导意义。     

不同渗透率级差下化学驱油体系优选

针对聚合物驱过程中出现的剖面返转现象,选取不同驱油体系(聚合物、微球、凝胶、泡沫),开展了渗透率级差为3、6、10时不同驱油体系单一或交替注入的驱油效果实验对比,结果表明:渗透率级差为3时,浓度为1 400 mg/L和800 mg/L的聚合物交替注入较浓度为1 100 mg/L的聚合物连续注入可提高采出程度3.5个百分点;渗透率级差为6或10时,凝胶和聚合物交替注入效果最好,采出程度较聚合物连续注入可分别提高14.6个百分点或20.3个百分点。对于渗透率级差较小的储层,推荐采用高低浓度聚合物交替注入;对于渗透率级差较大的储层,高低浓度聚合物交替注入失效,采用高黏体系封堵高渗层再注入聚合物的方式能够显著改善吸液剖面。     

非均质性对高温高盐油藏聚合物驱影响实验研究——以大港油田官109-1断块油藏为例

针对大港油田高温高盐油藏官109-1断块特点,建立层内和层间非均质模型,对水驱之后的模拟油层进行聚合物驱室内实验。结果表明:层内非均质条件下,渗透率级差越大,水驱效果越差,转聚合物驱后提高采出程度幅度越高;反韵律组合前期水驱采出程度最高,正韵律组合后期聚合物驱提高采出程度幅度最大,最终采出程度最高;聚合物溶液注入速度对最终驱油效率影响较小;随着聚合物注入量增加,提高采出程度幅度增加,超过一定量后,增幅减缓。层间非均质条件下,随着聚合物浓度增加,中低渗层吸液能力出现先增后减的趋势;层间非均质性越强,水驱后转聚合物驱改善开发效果越明显;层间渗透率级差相同时,平均渗透率越低,聚合物驱提高采出程度幅度越大。     

渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响

储层层间物性差异是影响非均质油藏聚合物驱采收率的重要因素。为揭示由水驱转为聚合物驱过程中的产液指数的变化规律,通过物理模拟实验研究了岩心渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响。结果表明,由水驱转为聚合物驱的过程中,产液指数变化整体上经历水驱上升段、聚合物驱速降段、聚合物驱缓降段以及聚合物驱回返段四个阶段;在非均质岩心实验中,储层渗透率级差变化对聚合物驱阶段的产液指数下降幅度具有明显影响,具体表现为聚合物注入后产液指数、采收率随渗透率级差的增大而减小。研究结果对于判定存在储层渗透率级差油藏的聚合物驱合理产液下降幅度、预测产液下降周期具有一定的指导意义。     

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     

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     

聚合物驱剖面返转规律及返转机理

利用室内并联岩心物理模拟实验及渗流力学的基本定律,对聚合物驱油过程中的剖面返转规律及返转机理的研究表明,油层非均质性是剖面返转的主要原因,随着渗透率级差的增大及返转时机提前,低渗透层累积吸液比例下降。在固定渗透率级差条件下,随着聚合物分子量及浓度的增大及返转时机提前,低渗透层累积吸液比例下降及聚合物驱波及效率下降。剖面返转的根本原因在于聚合物溶液在高、低渗透层中的动态阻力系数表现规律不同,高渗透层中阻力系数呈对数式上升。低渗透层中阻力系数呈指数式上升。即高、低渗透层中阻力系数变化率不同,高渗透层中阻力系数变化率不断下降,低渗透层阻力系数变化率不断上升,在注聚合物初期,高渗透层中阻力系数变化率大于低渗透层阻力系数变化率,当二者相等的时候,吸水剖面开始发生返转。     

变黏度聚合物驱注入参数优化研究与应用

针对渤海油田储层非均质性强,单一段塞连续注入易发生剖面返转等问题,利用数值模拟和人造岩心三管并联物理模拟实验,对变黏度聚合物驱提高采收率机理及注入参数进行研究与优化.研究结果表明:在聚合物用量相同的情况下,高黏低速+低黏高速段塞注入为最优注入方式,6倍渗透率级差下,高低黏段塞大小比≤0.3,注入速度比在1:2时,可最大...     

Cr3+聚合物弱凝胶调驱剖面变化规律及改善方法

采用分子内交联为主的Cr³⁺聚合物弱凝胶,通过“分注分采”岩心驱替实验研究调驱剂段塞尺寸、岩石渗透率和原油黏度对储层吸液剖面和产液剖面的影响。针对渤海油田LD10-1区块渐新统东营组进行了“堵/调/驱”实验。研究结果表明：①调驱剂段塞尺寸对注采两端液流转向和剖面返转时机没有影响,但超过0.3 PV后单位体积段塞尺寸Cr³⁺聚合物弱凝胶提高原油采收率增幅减小,随储层渗透率级差和原油黏度增大,注采两端液流转向时机延后,剖面返转时机提前;②“有机/无机”复合凝胶体系封堵高渗透率层、聚合物微球调控微观非均质性和稠油流度改善剂提高驱油效率等3种措施同时实施,可提高聚合物弱凝胶调驱后的采收率;③“堵/调/驱”组合提高采收率机理为：封堵优势渗流通道扩大非均质储层宏观波及体积、聚合物微球在变径孔隙或喉道处发生桥堵实现微观液流转向、高效驱油剂可进入未波及孔喉区域发挥降黏原油、降低油水界面张力和高效驱替等3种作用。     

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     

聚合物驱提高采收率实验研究

长期注水开发加剧了油藏非均质性,形成优势流场,随着油田聚合物驱的扩大,聚合物沿高渗透条带窜流导致油井提前见聚,降低了驱油效率。通过并联岩心实验模拟高含水后期油田聚合物驱油,实验结果表明,不同渗透率级差下,岩心采收率提高程度不同,随着级差的增加,聚合物驱最终采收率降低,相同级差与注入速度条件下,岩心的采收率与聚合物的浓度密切相关,后续水驱过程中低渗透岩心的采收率大幅度提高,但高渗透岩心最终采收率均高于低渗透岩心。     

聚合物驱吸液剖面反转机制、应对方法及实践效果

大庆、大港和渤海油田的矿场测试资料表明,化学驱中、后期注入井都出现了吸液剖面反转现象,因此降低了增油降水效果。为进一步探究聚合物驱吸液剖面反转机理、提高化学驱开发效果,采用“分注分采”岩心物理模拟方法,开展了聚合物驱过程中吸液剖面反转作用机制和应对方法实验研究。研究结果表明,水驱油藏提高采收率的关键在于增加储层内中、低渗透部位吸液压差,为此可以提高注液速度或利用化学材料滞留增大高渗透部位渗流阻力或采取侧钻和微压裂等措施减小低渗透部位渗流阻力。聚合物驱过程中,聚合物在储层内低渗透部位滞留所引起渗流阻力和吸液启动压力增幅要远大于高渗透部位的水平,加之注入压力受限于储层岩石破裂压力,二者共同作用引起注入井吸液剖面反转现象。采取高滞留与低滞留能力聚合物溶液(或二元和三元复合体系)交替或梯次注入方式可以降低厚油层内低渗透部位渗流阻力和吸液启动压力升高速度,进而减小吸液剖面反转速度。矿场试验表明,不同滞留能力驱油剂交替或梯次注入减小了吸液剖面反转速度,提高了化学驱增油降水效果。     

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.     

深水浊积岩油藏提高采收率方法研究

深水浊积岩油藏储层非均质性强,平面矛盾突出,注水开发过程中易出现油水前缘不稳定,形成窜流。气为明确气水交替驱与氮气泡沫驱在平面非均质油藏的适用性及其提高采收率机制,结合油藏地质资料,设计制作了不同渗透率级差的岩心模型,开展了气水交替驱和氮气泡沫驱试验,分析了2种提高采收率方法的驱油效果,结合数值模拟研究,探索了驱替过程中不同渗透率条带的流体波及规律。研究结果表明,当岩心模型渗透率级差较小时,气水交替驱可表现出良好的提高波及系数及降低出口端含水率的能力,但当岩心模型渗透率级差较大时,该方法控制气体流度能力降低,提高采收率效果变差。氮气泡沫驱在岩心模型渗透率级差较大时,仍可发挥泡沫堵大不堵小、堵水不堵油以及表面活性剂洗油的多重特性,有效抑制高渗条带中的流体窜逸,使氮气泡沫在低渗条带呈现活塞式驱替,从而实现深部调驱、大幅度提高采收率的目的。因此,氮气泡沫驱可有效提高深水浊积岩油藏采收率,为该类油藏的经济高效开发提供技术支持。      

变黏度聚合物段塞交替注入驱油效果评价

针对聚合物单一段塞注入易发生返转、高渗层突进等问题,探索通过变黏度聚合物段塞交替注入改善非均质油层的驱油效果。对非均质油层依次交替注入不同黏度的聚合物段塞,高黏度聚合物段塞优先进入高渗层,降低了高渗层流速,迫使后续低黏流体进入与之较为匹配的低渗层,使高、低渗层驱替剂流度差异减小。实验结果表明,交替注入增加了低渗层的吸液量,低渗层分流率曲线形态由“∧”字型向“∩”字型转变,交替注入方式聚驱采收率提高值高于单一段塞注入方式,并且使聚合物用量降低了四分之一。