聚合物驱多段塞交替注入效果

聚合物驱区块采用单一段塞注入方式取得了较好开发效果,但出现了低渗层动用程度低、聚合物用量大等实际问题。应用水动力学采油原理创新发展了多段塞交替注入方式,即通过不同相对分子质量、不同质量浓度聚合物段塞交替注入来增加低渗层吸液量,从而有效动用低渗层剩余储量的方法。室内实验及现场试验结果表明:交替注入后油水井注采能力增加,4个试验区视吸水指数提高16.4%、采液指数提高11.3%;油层动用程度提高,小于1 m薄差油层动用厚度比例达到61.3%,在进一步提高采收率的同时降低了聚合物用量24.5%。聚合物驱交替注入方式是改善开发效果、提高聚驱效率的有效途径。     

冀东高浅北区聚合物驱注入参数优选

为使冀东高浅北区首次聚合物驱顺利实施,针对高浅北区油层大孔道发育特点和边底水情况,进行了高浅北区聚合物驱注入参数研究.在室内配方和先导性矿场试验研究基础上,结合冀东高浅北区的地质开发特征,确定聚合物驱聚合物段塞相对分子质量、质量浓度、矿场注入速度的合理范围.利用Eclipse数值模拟软件,建立冀东油田地质模型,模拟优选出适合冀东油田的聚合物相对分子质量、聚合物注入质量浓度、注入速度等注入参数.通过不同注聚方案对比,合理的注人参数有利于提高采收率,同时可最大限度避免油层堵塞,改善开发效果.为冀东油田注聚开发提供了理论依据,并对改善厚油层的注聚开发效果具有重要意义.     

聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化

大庆油田经过聚合物驱后已进入特高含水开发阶段,存在水驱控制程度低、层间矛盾大等问题。为进一步挖潜剩余油,提高采收率,改善大庆油田注采开发现状,在室内实验研究的基础上,针对N5试验区开展了聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化研究。研究结果表明,聚驱后凝胶与聚合物交替注入驱油采用小段塞多轮次的段塞提高采收率效果优于大段塞少轮次的段塞;最佳组合的段塞为凝胶(0.02PV)+聚合物(0.03PV),共计注入11轮次,注入总量为0.55PV;经过凝胶与聚合物交替注入驱油后,其阶段采收率可在聚驱基础上提高10%左右,说明凝胶与聚合物交替注入驱油方法具备进一步开发聚合物驱后剩余油的潜力。     

大庆油区葡萄花主力油层聚合物交替注入对驱油效果的影响

为改善杏树岗油田葡Ⅰ1数 3油层动用不均匀、 聚合物沿高渗透层低效循环的现象, 设计三管并联岩心注入实验, 研究了聚合物相对分子质量、 浓度和注入方式 （单独注入和交替注入） 对采收率的影响, 用数值模拟方法对交替注入周期进行了优选。结果表明： 随聚合物相对分子质量和浓度的增加, 岩心采收率逐渐增加; 单一聚合物驱可以有效动用高渗透层, 但驱替低渗透层效果较差; 交替注入聚合物的平均采收率比单一聚合物驱提高3.3%数 5.47%, 先注入大分子量聚合物段塞后注入小分子量聚合物段塞的驱油效果好于相反顺序段塞的驱油效果。数值模拟结果显示, 交替注入时间间隔过长不利于控制流度, 时间间隔过短容易造成黏度损失, 耗损较大能量, 不利于驱油, 该区块最佳交替注入周期为 3个月, 可提高采收率 11.68%。图6表4参12     

古城油田泌124区聚合物驱动态调整技术研究与应用

古城油田泌124区块属于复杂断块油藏,由于原油黏度高、开采层位多、构造复杂、井距不规则等多种因素造成开发形势严峻,进入聚合物驱开发后如何提高开发效果尤为重要。研究了聚合物驱动态调整技术,聚合物驱前,通过完善注采井和整体调剖技术,对注采关系进行精细调整。聚合物驱过程中,通过调整注入质量浓度、注入速度、注入方式、注采结构,最大限度地扩大聚合物驱波及体积,改善聚合物驱效果。泌124区块聚合物驱方案设计为段塞量0.567PV,注入速度0.11PV/a,注采比1.05,与水驱相比累计增油4.35×104t,提高采收率8.63%,吨聚合物增油45.3t,取得了较好的聚合物驱效果。     

水平井置胶成坝深部液流转向物理模拟研究

针对正韵律厚油层注水开发过程中注入水沿底部高渗层无效循环问题,提出水平井置胶成坝深部液流转向技术思路,即在正韵律厚油层底部的高渗透,强水洗油层部位钻(侧钻)水平井,通过水平井注胶,形成"胶坝",使注入水转向驱替上部低渗透层,扩大水驱波及体积,提高上部低渗透层储量的动用程度,从而起到挖潜和提高水驱采收率的作用.应用二维可视非均质填砂模型水驱油物理模拟实验,研究水平井胶坝对改善正韵律厚油层水驱效果的影响.实验结果表明,在高渗透油层建"挡水坝",增油降水效果明显,1个"挡水坝"模型,能够提高原油采出程度17.6%;2个"挡水坝"模型,能够提高原油采出程度27.3%.水平井置胶成坝深部液流转向技术突破了堵剂深部放置的技术瓶颈,能大幅度提高正韵律厚油层水驱波及程度.     

二类油层不同注采类型井组聚驱最佳调整时机

大庆油田二类油层与主力油层相比,油层非均质性更加严重,决定了其聚驱动态特征与主力油层有较大差别,二类油层笼统注聚过程中,层间开采矛盾依然较突出,薄差层动用程度低,厚层突进现象严重,聚驱整体技术经济效果不理想。为明确大庆油田二类油层不同注采类型井组的聚驱调整时机,达到最佳的聚驱效果,针对大庆油田二类油层4种典型的矿场注采类型,建立厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4种注采类型井组,通过开展4种注采类型模型等压聚合物驱油实验,得到厚注厚采、厚注薄采、薄注厚采、薄注薄采最佳调整时机聚合物用量分别为740 PV·mg/L、780 PV·mg/L、810 PV·mg/L和860 PV·mg/L。各井组在最佳调整时机时吨聚增油量最大,提高采收率值最高,应在最佳调整时机停止注聚合物,同时应在注聚过程中及时采取跟踪调整措施,最大限度地达到不同注采类型井组技术经济界限注入量,提高聚合物驱效率和效果。通过对比厚注薄采与薄注厚采聚合物驱效果,得到了平面非均质地层开采时,高渗带注入、低渗带采出的注采模式驱替效果更好,更有利于开采。     

聚合物驱组合段塞分注实验研究

萨尔图油田南二区东部140号断层以东地区葡I1-4油层,以多段多韵律和正韵律沉积为主,平均孔隙度30.0%,平均空气渗透率1 980×10-3μm2。水驱结束时该油层平均含水92%,采出程度39.5%。计划对该区块实施聚合物驱开采。以往经验认为,组合段塞调整注聚技术能够有效改善流度控制作用。然而对组合注入情况下如何进一步提高驱油效果、注入井分注时机、层段注入强度对开发效果有何影响却很少探讨。通过室内驱油实验,在聚驱的组合段塞注入不同时机(水驱空白阶段、含水下降阶段、含水稳定阶段、含水回升阶段)下调整注入强度实施分注以及在含水回升分注基础上进一步调整注入强度,同时对比不分注实验,评价各方案驱油效果。实验表明:不实施分注时聚驱采收率在水驱基础上提高了19.07个百分点,而组合段塞注入时实施分注均能够在不分注基础上进一步提高驱油效果;空白水驱时实施分注采收率提高幅度最大,为26.55个百分点;随着分注时机的滞后采收率提高幅度增加值依次递减,分注时机越早越好。     

海上注聚油田聚合物强化泡沫驱实验研究与应用

注聚油田进入注聚中后期,形成的聚窜通道会严重降低聚驱效果,而海上油田受开发投资、平台空间等限制,难以实施多轮次调剖减缓聚窜的影响。为进一步提高海上注聚油田化学驱增油效果,以渤海J油田为研究对象,进行了聚合物强化泡沫驱模拟实验,结果表明,聚合物强化泡沫驱油体系能够有效封堵高渗层窜流通道,提高低渗透层的动用程度;增加复合体系注入段塞对高渗层起到更强的封堵作用,改善整体驱油效果;相比于中高含水期,高含水时机下转为聚合物强化泡沫驱,提高采收率幅度更大。     

变流度聚合物驱提高采收率作用规律及应用效果

大庆油田二类油层相比一类油层具有渗透率低、非均质性强、砂体发育较差的特点,为了更大程度上发挥聚合物驱油技术在二类油层上的开发效果,基于聚合物驱油墙聚并理论和流度控制理论,提出了变流度聚合物体系的梯次降黏、恒压提速的注入方式,即采用先高黏低速调堵高渗层、后降黏提速启动中低渗层的段塞式注入方式。该方式与交替注入对比实验结果和矿场应用效果表明：变流度聚合物梯次降黏注入的驱替前缘压力梯度大,可聚并形成高饱和度油墙,大幅度降低含水率,明显增加高渗透层流动阻力,后续低黏段塞以提速注入的方式依次匹配进入中低渗透层,明显扩大了中低渗透层的波及体积,改善了高、中、低渗层流度差异,在降低注聚成本的基础上,进一步提高了聚合物驱在非均质油藏的采收率。在梯次注入基础上提出的变流度聚合物驱新设计思路,指出了变流度聚合物驱设计参数关键在驱替段塞的数量和聚合物体系同油层的匹配关系。