锦州9-3油田二元复合驱提高采收率研究

随着锦州9-3油田的不断开发,含水率上升很快,为了在平台有效期内开采更多的原油,针对该油田的油藏条件,进行了表面活性剂-聚合物二元复合驱提高采收率的研究.结果表明,低质量分数的OS表面活性剂及二元复合体系均可使油水界面张力稳定地保持超低水平(10-3mN/m),与二元复合体系配伍性好、粘度保持率高(大于90%)、耐高矿化度.质量分数为0.10%的OS表面活性剂与质量分数为0.12%的3640C聚合物构成了二元复合体系,运用该体系比单独使用质量分数为0.12%的3640C聚合物驱油可提高采收率4.85%.     

适合渤海绥中361油田二元复合驱体系性能研究

本文在渤海绥中361海上油藏条件下,测定了由磺酸盐型双子表面活性剂为主的表面活性剂(辛基酚基聚氧乙烯醚TX100与磺酸盐型双子表面活性剂按质量比1∶4)与疏水缔合聚合物组成的SP二元复合驱体系的黏度及其与渤海绥中361脱气原油间的界面张力,并考察该体系的抗温性、耐盐性、吸附性及老化稳定性等,测定了该驱油体系在不同渗透率岩心中的阻力系数和残余阻力系数,在三层非均质岩心上进行了表面活性剂浓度不同的6个室内驱油实验。研究结果表明,配方为3000 mg/L表面活性剂+1750 mg/L聚合物的SP二元复合驱油体系具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性及老化稳定性;该二元复合驱油体系黏度达40 mPa.s以上,可使油水界面张力降至10-3mN/m数量级,同时该体系在不同渗透率岩心中均能建立较高的阻力系数与残余阻力系数;室内驱油实验表明,在三层非均质岩心中,聚合物浓度为1750 mg/L,二元体系与原油界面张力由100mN/m(表面活性剂0 mg/L)降至10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)数量级时提高采收幅度很大;当界面张力由10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)降至10-3mN/m(表面活性剂1000 3000 mg/L),复合驱采收率增加幅度很小;总体上,该SP二元复合驱油体系具有良好的提高采收率能力,可提高采收率35%以上。图3表4参9     

稠油油藏聚驱后二元复合驱提高采收率研究

针对古城油田泌123断块稠油油藏条件,考察了SP二元复合体系的最佳配方、乳化性和热稳定性,并用最佳配方的SP二元复合体系进行了聚合物驱后复合驱替实验。实验结果表明,得到的最佳SP二元复合体系（2000 mg/L ZL-I＋3000 mg/L OCSB）的黏度为59.5 mPa.s、界面张力7.87×10-3 mN/m,与聚合物溶液相比,黏度上升2 mPa.s、界面张力下降3～4个数量级,毛管数大幅度提高,具备更大幅度提高采收率的能力。SP二元复合体系与原油形成的乳化液黏度大于二元体系的黏度,乳化作用良好,可以进一步改善流度比。60℃下老化120天后SP二元复合体系中HPAM的水解度缓慢上升后维持在30%～40%,黏度始终保持平稳上升,变化规律与单一聚合物溶液相似;界面张力值在老化期间上升半个数量级以内,盐析程度较单一表面活性剂溶液大幅改善。岩心驱油实验表明,聚合物驱后进行二元复合驱可提高采收率10%OOIP以上,说明古城油田泌123断块稠油油藏采用二元复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术是可行的。图4表3参5     

海上典型油田聚表二元复合体系乳化性室内研究

聚表二元体系的乳化性能有助于扩大波及体积,提高驱油效率,从而增加采收率,因此开展室内实验对复合体系乳化性能进行研究。结果表明:不同聚合物浓度的二元体系形成的乳状液,聚合物浓度越高,形成的乳状液更加稳定,破乳时间更长;不同浓度表面活性剂体系中,随着表面活性剂浓度的增大,形成的乳状液越稳定,破乳时间越长;二元体系乳状液黏度随水油比例的减小而增大,2 500万相对分子质量聚合物配制的二元体系复配效果优于3 500万聚合物配制的二元体系。     

聚合物-表面活性剂二元复合体系微观及宏观驱油特征——以河南双河油田某区块为例

采用微观驱油实验和油藏数值模拟,研究了聚合物-表面活性剂二元复合体系微观及宏观驱油特征.以河南双河油田S块H层系为例的研究结果表明,二元复合体系既能启动柱状、簇状残余油,又可减少孔隙和喉道处的膜状残余油,相比单一表面活性剂驱和单一聚合物驱,二元复合驱具有显著扩大波及体积和提高驱油效率的双重效果,比单一聚合物驱提高采收率3.03%-5.45%.对于层内非均质储层,二元复合驱可较大幅度地提高低渗透带的采收率,其次是中渗透带;而对于层问非均质储层,进一步改善低渗透层开发效果的能力有限,二元复合驱提高采收率由高到低的排序为中、高、低渗透层.     

聚驱后SDCM-1/聚合物二元复合体系提高采收率研究

表面活性剂 SDCM-1为天然羧酸盐的氧乙烯基化产物.用矿化度4.5 g/L的矿化水配制的SDCM-1溶液,与孤岛河滩区原油之间的最低界面张力(70℃),在SDCM-1浓度大于1.0 g/L时达到10-4 mN/m数量级.2.0 g/LSDCM-1 1.6 g/L HPAM溶液黏度超过原油黏度(70℃),与原油间的界面张力(70℃)在56 min时可降至稳定的最低值3.2×100mN/m,此即为所选二元复合驱配方.在岩心驱油实验中,水驱后、注聚后(1.6mg/L,0.3 PV)、注二元复合体系(0.3 PV)并水驱后采收率分别为42.31%,5.21%,18.07%.在平板夹砂模型上采用相同工艺驱油,按所撮图像驱替面积测算各驱替液波及体积,注入水为51%,聚合物为48%,0.1、0.2、0.3 PV二元复合体系分别为54%、60%、64%,后续注入水为68%;用软件计算的水驱、注聚后、二元复合驱并水驱采收率,分别为44%,8%,16%.该体系是可用于聚驱后油藏的高效表聚二元复合驱油体系.图9表1参14.     

无碱二元复合体系与原油之间的界面性能

为了揭示无碱二元复合体系与原油之间的界面性能,利用磺基甜菜碱BS和聚合物KYPAM-2 配制了无碱二元复合体系,系统研究了该体系与克拉玛依油田七东1区原油之间的界面张力。结果表明,二元复合体系与选取的该区块6 口油井的原油之间的界面张力均能降至3.0×10^-2mN/m以下,具有很强的适应性;BS浓度在0.5～5.0 g/L 范围时,油水界面张力均能保持在4.1×10^-2 ～55×10^-3 mN/m范围内,具有很宽的低界面张力窗口;BS具有良好的抗盐、抗钙和抗油井产出水稀释性能;聚合物浓度对二元体系与原油之间的界面张力有一定的影响,但当浓度高于1.2 g/L 时,对油水界面张力的影响较小;通过绘制二元复合体系的界面活性图,为二元体系配方的设计提供了理论上的指导。图7 表2 参9     

二元复合体系微观驱油机理可视化实验

针对胜利油区油藏条件,运用新型表面活性剂—聚合物二元复合体系,对其开展了微观模型(岩心薄片)驱油和常规柱状岩心可视化驱油实验.以水驱效果为基础,对比了表面活性剂、聚合物、二元复合体系的驱油效果,重点研究了微观孔隙中表面活性剂、聚合物以及二元复合体系的洗油和携油性能及其在驱油过程中的微观渗流特征,深入分析了二元复合体系的微观驱油机理.结果表明:与聚合物和表面活性剂相比,二元复合体系的驱油效果更好.在岩心薄片可视化驱油实验中,由于3种不同的驱替溶剂波及效率不同,最终导致驱替结束后岩心薄片中剩余油的面积有所不同,采用二元复合体系驱替后,剩余油的面积最小,表明其驱油效率最高,比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了2.59％和11.80％;对于常规柱状岩心,二元复合体系比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了1.43％和20.70％.     

聚/表二元复合体系配方优选及其驱油效果评价

以大庆喇嘛甸油藏地质特征和流体为研究对象,开展了聚/表二元复合体系组成对驱油效果的影响研究。结果表明,在等药剂费用且固定聚合物质量浓度(2200 mg/L)的条件下,在适当浓度范围内,随表面活性剂浓度增加和碱浓度降低,驱油剂视黏度增加,界面张力逐渐增加;与碱/表/聚三元复合体系相比,聚/表二元复合体系阻力系数和残余阻力系数较大,液流转向能力较强,但当表面活性剂加量过高(2.0%)时,阻力系数和残余阻力系数降低。表面活性剂质量分数由0.5%增至5.0%时,聚/表二元复合驱采收率增幅先增加后降低,在表面活性剂加量为1.5%时达到最大值22.5%;"产出/投入"比由6.7降至0.8。当表面活性剂加量在0.5%~1.5%时,二元复合驱技术经济效果较好。碱加量由0.4%增至1.2%时,聚/碱二元复合驱采收率增幅由14.2%降至9.9%。聚/表二元复合体系优选配方为聚合物质量浓度2000 mg/L,表面活性剂质量分数0.5%~1.5%。     

胜利油区海上油田二元复合驱体系性能评价

通过流变性、界面张力、吸附、老化、驱油等实验研究了适合胜利油区海上油田条件下的二元复合驱体系的性能,结果表明该体系具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性及老化稳定性,表面活性剂在较大浓度范围内使油水界面张力达到10-3 mN/m.物理模拟研究表明,二元复合驱体系在多孔介质中具有良好的注入性能,在1 152.3×10-3μm的孔隙介质中具有较高的阻力系数和残余阻力系数,分别为504.2和102.7,大幅度降低了水测渗透率,且有效地扩大了波及体积.驱油实验结果表明该体系具有良好的驱油能力,能使胜利油区海上原油采收率提高24％以上.     

表面活性剂/聚合物二元复合体系驱油效果研究

针对大庆油田应用的新型表面活性剂/聚合物二元复合体系,开展了微观仿真模型驱油实验和岩心驱油实验研究;对比了水驱油后聚合物溶液驱油、表面活性剂溶液驱、无碱表面活性剂/聚合物（SP）二元复合驱体系驱油3种方案的驱油效果,研究了SP二元复合体系界面张力和乳状液的含水率对其驱油效果的影响规律。研究表明:SP二元体系的驱油效果明显好于聚合物溶液和表面活性剂溶液的一元体系,人造岩心水驱油后,开展SP二元复合体系驱油提高采收率17.50%;人造岩心水驱后聚驱,再开展SP二元复合体系驱油提高采收率10.10%。该研究对指导SP二元复合体注入方案设计具有重要意义。     

海上油田聚合物驱降压增注技术

针对海上油田聚合物驱注入压力太高而影响开发效果的问题,提出了海上油田聚合物驱降压增注技术,优选了NPC-10表面活性剂作为海上油田聚合物驱的降压增注剂。在多孔介质中的降压增注试验研究表明,降压增注剂可有效降低注聚压力,地层渗透率得以恢复,且降压增注的效果与地层初始渗透率有一定的关系。产出聚合物质量浓度分析表明,降压增注剂可有效抑制注聚过程中疏水缔合聚合物分子在岩心孔隙中的堵塞。表面活性剂降压增注的原理是主要依靠对聚合物的解缔合作用、对聚合物在岩石表面的解吸作用和对稠油的洗油作用3个方面达到降压增注的目的。     

海上油田聚合物驱后提高采收率技术

中国海上油田中有3个油田实施了聚合物驱开采技术,且取得了较好的增油控水效果,但聚合物驱后进一步提高采收率技术将成为一个亟待解决的问题。为了研究海上油田聚合物驱后提高采收率的合理接替技术,在调研总结中外聚合物驱后提高采收率技术的基础上,从工业化应用规模、矿场试验效果和驱油机理等方面进行分析,针对海上油田的特点和条件,筛选出适合海上油田聚合物驱后提高采收率的接替技术。结合室内物理模拟实验,对残留聚合物的分布特点和聚合物驱后接替技术进行了分析,对比了聚合物驱后二元复合驱与絮凝剂驱提高采收率的效果。研究结果表明,海上油田聚合物驱后可采用二元复合驱和聚合物再利用等提高采收率技术进一步开发;聚合物驱结束时,残留聚合物主要分布在主流线上;聚合物驱结束后进一步提高采收率的时机越早越好;二元复合驱油体系增油降水效果及注入性均优于絮凝剂驱。     

聚合物／表面活性剂二元复合体系室内研究

针对海上旅大10-1油田,筛选出适合海上油田的易溶解、耐温性能和增黏效果较好的大庆高分子聚合物HPAM,以及在较低质量浓度范围内能使油水界面张力达到超低的表面活性剂SSOCT。在目标油藏温度下,二者组成的二元复合体系（1500mg／L大庆HPAM＋1000mg／LSSOCT）的黏度和界面张力可达18．7mPa·s和1．2μN／m。试验结果表明：此二元复合体系具有较好的配伍性和一定的老化稳定性。室内水驱含水率95％后注入0.3PV二元复合体系,可提高采收率20．54％,相同经济成本下比聚合物驱提高采收率6．39％。     

辽河油田特高含水期油藏二元复合驱井网井距优化研究

在总结国内成功经验的基础上,通过精细地质建模、数值模拟结合室内物理模拟实验,充分考虑油藏地质特点,从夹层控油因素、化学驱控制程度、中心井组完善程度、注入采出能力、注入速度、采收率提高值、经济效益等方面,对辽河油田锦16块二元复合驱井网模式、井排方位以及合理井距进行优化研究,对比分析技术经济效果,为开发方式的转换作必要的前期技术储备,以实现油田产量的有效接替。     

用于海上油田化学驱的聚合物研究

根据渤海绥中36-1油田油藏特性和聚合物结构设计原理,结合海上平台特点,从功能单体设计出发,研制出具有速溶、高效增粘、较好的抗剪切性、良好流动性和驱油效果的耐盐型疏水缔合聚合物AP-P4。该聚合物首次用于海上油田单井聚合物驱先导试验见到了显著的增油降水效果,正在进行中的井组聚合物驱试验也已初步显示出增产效果,表明疏水缔合聚合物AP-P4作为绥中36-1油田的驱油剂在技术上是可行的,在海上类似油田聚合物驱技术中具有广阔的应用前景。     

聚合物驱在渤海旅大10-1油田的应用

海上油田开发具有勘探投入大、采油平台使用寿命短、生产操作费用高和水驱采收率低等特点,如何提高采收率是油田开发面临的重大技术难题。从海上油田LD10-1开发实际需求出发,结合油藏地质特征和流体性质特点,利用理论分析和室内评价实验,开展了早期聚合物凝胶和聚合物驱增油效果及其影响因素实验研究。结果表明,早期实施聚合物驱不仅大大缩短油田开发时间、节省操作费用,而且最终采收率也比中后期实施时高。在化学药剂费用相同条件下,"聚合物凝胶+聚合物"段塞组合驱的增油效果要好于单纯聚合物驱。A23井单井组聚合物驱矿场试验于2006年3月23日开始,矿场监测结果表明,注入压力大幅度提高,吸液剖面明显改善,部分油井已陆续见到"增油降水"效果。     

海上聚驱油田硫酸盐还原菌治理研究

某渤海聚驱油田污水处理系统硫酸盐还原菌(SRB)问题日趋严重,本文对该油田SRB超标原因进行了分析,发现含聚污水与油田在用杀菌剂不配伍、SRB在流程中大量滋生、SRB对杀菌剂产生抗药性是导致油田SRB超标的主要原因。四羟甲基硫酸磷与渤海某聚驱油田含聚污水配伍性好,投加浓度30 mg/L可将含聚污水SRB含量控制在25个/毫升,为海上聚驱油田污水处理提供了技术支持和实践经验。     

海上油田注聚合物时机研究及现场应用

海上油田开发受到平台寿命的限制,为了在有限的平台寿命期内尽可能多的采出原油,对合理注聚合物时机的研究非常必要。利用平面物理模型实验以及数值模拟方法对不同注聚合物时机的聚合物驱油效果进行了研究。物理模型实验研究结果显示,对于生产时间足够长的油田,不同时机注聚合物,其最终采收率以及聚合物驱与水驱相比采收率增幅的差别不大,而对于生产时间有限的油田,应适当提早注聚合物。数值模拟研究结果显示,海上油田早期注聚合物能够获得更高的采收率增幅、吨聚合物增油及收益。基于实验及数值模拟研究结论及认识,在A油田A井组开展了早期注聚合物现场试验,并取得了初步成效。