基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究

针对特高含水开发阶段水油比急剧上升、注水量大幅增加和现有技术适应性差等问题,采用非均质物理大模型探索了进一步提高水驱后和聚合物驱后特高含水油藏采收率的方法。研究了聚合物驱-井网调整、自聚集微球-活性剂驱等不同驱替阶段含油饱和度的分布特征,分析了试验过程中注入压力、采收率的变化情况。研究发现,采用井网调整改变流线方向结合聚合物驱扩大波及系数的方法,可使水驱后处于特高含水期油藏的采收率提高26.0%;自主研发的自聚集微球能够运移至油层深部封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂发生液流转向,进入剩余油潜力区,从而提高聚合物驱后特高含水期油藏的驱油效率,自聚集微球-活性剂体系的残余阻力系数是聚合物的1.5~1.6倍,可使聚合物驱后特高含水油藏的采收率提高5%以上。研究结果表明,水驱后特高含水期油藏可采取井网调整结合聚合物驱的方法提高其采收率,而对于高波及系数和高采出程度的聚合物驱后油藏,可采用微球活性剂相结合的深部调堵驱油方法提高其采收率。      

聚驱后油藏井网调整与深部调剖三维物理模拟实验

针对聚合物驱后油藏剩余油分布特点,提出了井网调整与深部调驱相结合的提高采收率方法。孤岛油田中一区Ng3注聚区为模型原型,以相似准则为理论基础,设计并制作了平面非均质三维物理模型;研制了具有自组装特性的聚合物微球,优选出由BS与AES复配而成适用于目标油藏的乳化剂体系;原始一注四采五点法井网注聚后采收率为34.1%,在进行驱替试验的同时,采用电阻率法测量了模型中含水饱和度分布;调整原始井网,对非均质油藏模型分别注入聚合物溶液和聚合物微球与乳化剂复合体系深部调驱2组实验。结果表明,2个方案均可以提高聚驱后油藏采收率,单一聚合物溶液提高6百分点,而聚合物微球与乳化剂复合体系可提高采收率16百分点。分析各驱替阶段剩余油分布情况,聚合物微球与乳化剂复合体系能够封堵高渗层,使后续驱替液转向进入两侧低渗区域。     

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％.     

聚合物驱后提高采收率方法室内实验研究

利用三维大型物理模型进行了聚合物驱油实验,研究了非均质砂岩油田聚合物驱油过程中波及系数变化情况和聚合物驱后剩余油分布特征。对4种不同方法的驱油实验对比研究结果表明,在聚合物驱后,高渗层位的波及系数较大,进一步扩大波及体积而降低剩余油饱和度的潜能较小,可通过二元或三元体系驱方式提高驱油效率来进一步挖潜剩余油;而中、低渗透层的波及系数低,含油饱和度高,可采用调剖或高黏度聚合物驱扩大波及体积与三元复合驱提高驱油效率相结合的方法进一步提高最终采收率。     

特高含水油藏聚驱后非均相驱渗流规律

目的 针对特高含水油藏窜流问题严重、聚合物驱流度控制能力有限等问题,探索特高含水阶段非均相驱微观渗流特征。方法 通过微观可视化渗流实验、均质条件驱油及非均质条件调驱实验,评价了特高含水阶段水窜规律和聚驱对注水剖面的调整能力。结果 在特高含水阶段,注入聚合物和非均相体系后,驱替压差有效提高,最终采收率较水驱提高了32.8%;非均相体系的注入可在聚驱后继续动用低渗岩心中的剩余油,低渗填砂管采收率较水驱提高了38.1%。非均相体系有效动用了各类微观剩余油,含量显著降低。结论 非均相体系能够对窜流通道实现有效封堵,改善多孔介质的微观非均质性,促使驱替液转向并进入未波及区域,对剩余油实现有效的动用,进而提高原油采收率。     

考虑孔隙波及特征的水驱理论采收率计算方法

特高含水期矿场开发实践证实,在水驱开发方式不变、平面和垂向波及系数极高的情况下,继续水驱仍可以较大幅度提高油藏采收率;而传统的理论采收率计算方法不能解释上述现象,也不能从理论上指导特高含水期进一步提高采收率的工作方向。从压汞、核磁共振检测和可视化微观驱油实验3个方面对岩石孔隙波及特征进行了分析,结果表明,驱替过程实际是孔隙波及程度不断增大的过程,在较小的驱替动力和注水倍数条件下无法波及的一些孔隙,随着驱替动力和注水倍数的增加,将进一步被波及进而参与渗流;随着驱替剂(水)的继续注入,已波及孔隙的波及范围不断增大。在此基础上提出孔隙波及系数的概念,即为波及区域内的被驱替剂(水)占据的体积与波及区域内的可动油体积之比,建立了引入孔隙波及系数的水驱理论采收率计算方法;其采收率为平面波及系数、垂向波及系数、孔隙波及系数和驱油效率的乘积,增大孔隙波及系数是特高含水期提高水驱采收率的主要方向。     

聚合物/两性表面活性剂二元体系提高水驱后残余油采收率研究

针对三元复合驱中的碱大幅度降低聚合物溶液的黏弹性，降低波及效率和驱油效率，含碱驱油体系引起地层黏土分散和运移、形成碱垢、导致地层渗透率下降等问题，利用不加碱可形成超低界面张力的聚丙烯酰胺／两性表面活性剂二元复合体系，通过人造岩心驱油实验，研究了聚表二元复合体系提高水驱后残余油采收率的可能性。研究表明，聚表二元复合体系在驱替水驱后残余油中，可以同时发挥活性剂的超低界面张力特性和聚合物溶液的粘弹特性，使得该二元体系的采收率高于单一的表面活性剂体系和聚合物驱油体系，并且二元体系的聚合物浓度越高，采收率越高。     

无碱二元体系提高采收率研究

针对三元复合驱含碱驱油体系引起地层粘土分散和运移、形成碱垢、导致地层渗透率下降,碱还会大幅度降低聚合物溶液的粘弹性,从而降低波及效率等问题,利用不加碱可形成超低界面张力的聚丙烯酰胺-两性表面活性剂二元复合体系,通过可视化仿真岩心驱油试验和人造岩心驱油实验,研究了该二元复合体系的驱油效果。研究表明：在驱替水驱后残余油中,聚合物-两性表面活性剂二元体系可以同时发挥活性剂的超低界面张力特性和聚合物溶液的粘弹特性,使得该二元复合体系的采收率高于单一的表面活性剂体系和聚合物驱油体系。     

特高含水期驱替倍数量化表征及调整对策

特高含水期油藏经过长期注水开发,在平面、纵向上存在驱替不均衡现象,影响水驱开发效果。为了达到均衡驱替的目的,利用数值模拟技术提出了驱替倍数量化表征方法,识别表征油藏不同位置处驱替程度的差异,根据驱替倍数与剩余油饱和度及采出程度的关系对其进行分级评价,将特高含水期油藏分为弱驱富集区、强驱替区、高耗水区和无效注水4个区域,并确定了不同区域驱替倍数的分布模式,在此基础上形成了提高弱驱富集区驱替倍数,转变强驱替区液流方向,注采调配控制高耗水区,封堵调控遏制无效注水等均衡驱替技术对策。针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组提出了井网调整优化方案,现场实施后提高水驱采收率1.43%,应用效果较好。     

泡沫加二元复合体系提高采收率技术试验研究

通过物理模拟试验研究了聚合物驱油体系、泡沫复合驱油体系、二元复合驱油体系及泡沫与二元的复合体系提高采收率的能力、驱替过程中产出液含水变化及注采压差变化。试验证明,泡沫加二元复合驱油体系集合了泡沫及二元驱油体系的特点,具有强调及强洗的双重作用,泡沫的高视粘度及选择性封堵提高了驱油体系的波及面积,二元体系的高界面活性提高了驱油效率,减少了油藏的残余油的存在,使泡沫体系更稳定,多种组份相互作用,使驱油效果最大化;注入0.3PV复合段塞,综合采收率提高33.7%,提高采收率效果明显好于单纯的聚合物驱、二元驱及泡沫复合驱,在注入相同段塞条件下能够增加采收率4%～13%。     

高渗油藏聚合物溶液携带弹性微球驱室内实验

聚合物驱油技术用于复杂断块高渗油藏注水开发后期提高采收率将面临两个问题:一是聚合物沿高渗透层水淹层过早地窜流;二是在特高含水期聚合物驱的效果会降低。为此研究了在高渗油藏条件下,利用聚合物溶液携带弹性微球的新方法,来增加聚合物溶液在驱油过程中的渗流阻力,进一步扩大波及体积,提高驱油效率。实验研究了弹性微球在油藏条件下的抗温抗盐热稳定性等理化指标,弹性微球在地层温度65 ℃条件下,60 d内均保持原有现状;聚合物溶液携带微球后,与单纯聚合物溶液驱相比,弹性微球产生的阻力系数为1.5,残余阻力系数为1.2;浓度为1500 mg/L聚合物驱比水驱提高采收率13.5个百分点,浓度为1000 mg/L聚合物+500 mg/L弹性微球后,比水驱提高采收率17.3个百分点,比单纯1000 mg/L聚合物驱采收率增加4.8个百分点,比浓度为1500 mg/L纯聚合物驱采收率增加3.8个百分点。     

聚合物驱能否提高驱油效率的几点认识

通过对相距只有30m的检查水驱效果的北1-6-检27井与检查聚合物驱效果的1-6-检26井驱替效果的对比分析,认为聚合物驱只是改变了油水流度比,扩大波及体积,进而提高了驱油效果。但是,由于聚合物并不能降低表面张力,因此,从道理上讲也不能减少油膜损失或者说提高驱油效率。与水驱相比,虽然人们观察到的现象是驱油效率的提高,在岩心分析中表现出来的是将中水洗变为强水洗,基于两口井中小层驱油效率最高值的一致性,可以推论如果继续水驱,那么将中水洗逐渐变为强水洗也是完全可能的,只是时间的长短而已,这是因为驱油效率定义本身并不受时间的限制。因此,确切地说聚合物驱可以提高波及效率,但不能认为聚合物驱可以提高驱油效率。     

环烷基石油磺酸钠胶束增溶及乳化携油作用分析及应用

为了揭示环烷基石油磺酸钠在砾岩油藏聚合物/表面活性剂二元复合驱中对提高采收率的影响,利用激光粒度仪和紫外分光光度仪测定了环烷基石油磺酸钠溶液的胶束尺寸和增溶量,利用微流控模型驱替实验和岩心驱替实验研究了环烷基石油磺酸钠乳化对提高采收率的影响.结果表明,与十二烷基苯磺酸钠、重烷基苯磺酸钠相比,同浓度下环烷基石油磺酸钠胶束...     

早期注聚油藏残余油类型及影响因素实验

为摸索渤海早期注聚驱油田聚驱后剩余油分布特征, 为后续挖潜提供帮助, 基于储层薄片、压汞等实验资料制作非均质微观孔隙刻蚀模型, 对早期注聚后的残余油类型及其分布规律开展室内微观驱替实验。围绕注入速度和注入体系两大影响因素, 分别设计了水驱、早期注聚低浓度聚合物驱、早期注聚高浓度聚合物驱、早期聚表二元复合驱等4种注入体系分别在低速驱替和高速驱替两种情况下的8个非均质微观模型实验方案。分析了注入速度和注入体系对膜状残余油、Y状残余油、柱状残余油和簇状残余油分布形态的影响。实验结果表明:在相同注入体系中, 簇状残余油受注入速度影响最大, 在水驱和早期注聚低浓度聚合物驱中, 提高注入速度可以有效提高波及系数, 减少残余油分布, 而在早期注聚高浓度聚合物驱及二元复合驱中, 注入速度提高对残余油形态及分布影响不明显; 在不同注入体系驱替后, 残余油主要形态均不同, 在低注入速度下, 不同体系对降低簇状残余油影响依次为:聚表二元复合驱>高浓度聚驱>低浓度聚驱>水驱。通过微观孔隙模型研究早期注聚条件下剩余油富集规律及主控影响因素, 可为早期注聚驱油研究提供支持。     

无碱二元体系的黏弹性和界面张力对水驱残余油的作用

三元复合驱含碱驱油体系会大幅度降低聚合物溶液的黏弹性,引起地层粘土分散和运移、形成碱垢及导致地层渗透率下降。为此提出利用不加碱可形成超低界面张力的聚合物/甜菜碱表面活性剂二元复合体系驱油。通过流变性实验及微观模型驱油实验,分析了表面活性剂对聚合物表面活性剂二元复合体系黏弹性的影响和聚合物表面活性剂二元复合体系的黏弹性及界面张力对采收率的影响。对聚合物表面活性剂二元复合体系提高水驱后残余油采收率机理的研究表明:在驱替水驱后残余油过程中,聚合物表面活性剂二元复合体系利用了聚合物溶液的黏弹特性和表面活性剂的超低张力界面特性,水驱后残余油以油丝和乳状液形式被携带和运移,随着二元驱油体系的黏弹性的增加和界面张力的降低,水驱后二元驱后的采收率增加,降低界面张力的驱油效果(指达到超低)比提高体系的黏弹性的效果更明显。