聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限实验

为有效封堵高渗透层注水窜流通道,设计一种用于封堵非均质储层水流优势通道的聚合物微球调驱体系.基于室内动态物理模拟装置,通过双管并联驱替实验模拟不同渗透率级差的储层,研究聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限.结果表明:当储层渗透率级差偏大时(>7.01),聚合物微球调驱体系无法封堵高渗透层,不能有效挖潜低渗储层剩余油;在一定的渗透率级差范围内(2.44～5.21),聚合物微球能有效封堵高渗透岩心,启动低渗透层,挖潜低渗岩心剩余油;当储层渗透率级差偏小时(<1.62),高低渗岩心渗透率接近,驱替规律相近,低渗透岩心提高采收率不明显.实验说明储层渗透率级差对该体系调驱效果有较大影响.     

非均质条件下孔喉尺度弹性微球深部调驱研究

针对孔喉尺度弹性微球调驱技术设计原理的特殊性,引入粒径匹配系数,通过非均质平行填砂管岩心实验,研究了不同粒径匹配关系下弹性微球的封堵性能以及渗透率级差对剖面改善能力的影响,并在此基础上,开展了弹性微球调驱现场试验。室内实验结果表明,在较佳的粒径匹配系数范围内,岩心的残余阻力系数和封堵率最大,封堵效果最好;弹性微球可选择性优先封堵高渗透层,使高、低渗透管的分流率均趋于50%,对渗透率具有明显的选择性;渗透率级差对弹性微球调驱性能具有重要的影响,在较佳的粒径匹配系数范围和较低的渗透率级差条件下,弹性微球的剖面改善能力较好。现场试验结果表明,在粒径匹配系数为1.52和渗透率级差为3.1的条件下,弹性微球可对吸水剖面进行有效控制,调剖目的层67小层和65小层的剖面改善能力高达98%;运用粒径匹配系数和渗透率级差指导弹性微球深部调驱现场试验具有科学性。     

聚合物纳米微球调驱性能室内评价及现场试验

针对河南油田油藏物性特征及传统调剖效果差的问题,在确定聚合物纳米微球膨胀倍数的基础上,结合油藏物性计算出了聚合物纳米微球的初始粒径。通过流动试验测试了聚合物纳米微球对单填砂管的封堵率及高低渗透率平行填砂管注聚合物纳米微球后的采收率,结果表明:聚合物纳米微球对单填砂管的封堵率达到80.5%,单填砂管注入聚合物纳米微球后不同区域压力波动幅度不同,表明微球在填砂管中发生了运移、封堵、弹性变形、再运移和封堵过程;聚合物纳米微球优先进入并封堵高渗透率填砂管,改变高低渗透率填砂管的非均质性,启动低渗透率填砂管内原油,高低渗透率填砂管整体采收率提高20.5%。柴9井的试验表明,注水井注入聚合物纳米微球后,注水井的注入压力升高,吸水剖面发生显著变化,与其对应的油井产油量增加。采用聚合物纳米微球深部调驱技术可以实现深部调剖,扩大注水波及体积,提高原油采收率。      

有机酚醛聚合物凝胶深部调驱体系孔渗适应性研究

聚合物凝胶体系在地层中的渗流及封堵特性对深部调驱效果具有重要的影响。利用长填砂管驱替物模试验,研究了有机酚醛聚合物凝胶体系在不同渗透率填砂管中的注入特性、渗流行为和封堵性能,结果表明有机酚醛聚合物体系是一种注入性和流动性均较好的凝胶体系。通过对有机酚醛聚合物凝胶体系在长填砂管中的封堵特性和渗流参数结果分析,确定了有机酚醛聚合物凝胶体系组分质量浓度与3种地层渗透率的匹配关系。最后通过室内驱油物模试验,对凝胶体系与渗透率的匹配关系进行了验证。     

HJ油田侏罗系油藏聚合物微球调驱技术矿场实践

HJ油田侏罗系油藏经过几年的开采,部分区块已进入中高含水期,为了保证油田稳产、提高油藏采收率,通过室内填砂管实验研究了聚合物微球类型、浓度及注入量对封堵效果的影响,在HJ油田侏罗系油藏开展了聚合物微球深部调驱试验。研究结果表明,注入0.3 PV的浓度5000 mg/L的WQ100型聚丙酰胺类纳米级聚合物微球(初始粒径约0.1μm,膨胀倍数5数20倍)可使物性与HJ油田侏罗系油藏相似的填砂管的渗透率降低85%以上。HJ油田侏罗系油藏延7层L242区和延9层L141区的聚合物微球调驱矿场试验结果表明:WQ100型聚合物微球对储层渗透率处于6×10-3数9×10-3μm2的井组的调驱效果较好,渗透率高于该范围井组封堵作用不明显,物性较差、水井油压接近系统压力井组不适宜于开展微球调驱。     

JYC-1聚合物微球乳液膨胀性能及调驱适应性研究

采用反相乳液聚合法制备了JYC-1聚合物微球乳液,筛分为毫米级、微米级和纳米级,测定了纳米级微球乳液的粒径和表观黏度随养护时间变化规律,通过室内物理模拟实验评价了其在高含水非均质油藏模型中的调驱效果。实验结果表明：在模拟油藏温度（70℃）下JYC-1聚合物微球水化膨胀粒径逐渐增大,70℃恒温养护60 d后,JYC-1聚合物微球的PDI值为0.274,平均粒径超过了410.8 nm,此时微球乳液体系的分散性最好,膨胀作用趋于稳定;JYC-1微球乳液体系的表观黏度变化不大,养护60 d后最大表观黏度为2.4 mPa.s;JYC-1聚合物微球乳液的适宜注入浓度为2000 mg/L,适宜注入段塞为0.2 PV毫米级＋0.2 PV纳米级,在渗透率级差大于3的非均质油藏模型中调驱后,可有效扩大低渗透率岩心的波及体积,明显提高低渗透率岩心的采收率。     

低渗透油藏纳米微球调驱剂封堵性评价新方法

纳米聚合物微球具有初始粒径小、黏度低、吸水缓膨等良好的深部调驱性能。基于渗流力学原理,以及渗透率与岩石学参数的数学关系,明确了微球在地层聚集,增大比表面、降低渗透率的调驱机理,建立了微球调驱封堵率的计算方法,并对王窑低渗透油藏微球调驱封堵率进行了计算与分析。研究结果表明:微球粒径越小,质量浓度越高,注入地层后渗透率降低幅度越大,封堵性能越强;小粒径微球聚集封堵、大粒径微球单个卡堵大孔喉,在地层协同作用下达到逐级调驱的目的;填砂管实验结果与理论封堵率趋势一致,从端面效应分析了填砂管封堵率偏高的原因,对低渗透油藏纳米微球调驱机理探索及调驱工程设计具有较好的指导意义。     

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。     

聚合物微球体系室内筛选与评价

选取3种纳米级聚合物微球A-1、D-2和M-1,考察其在70℃下现场采出水中的溶胀性能及在岩心中的封堵能力。结果表明,聚合物微球D-2具有较好的溶胀和封堵性能。通过物模驱油试验,确定了微球D-2的最佳驱油条件：高渗管渗透率小于1．7μm^2,双管渗透率级差小于2．6;采用“平注慢采”的驱替方式,即一次水驱和注入聚合物微球的驱替排量采用1．5mL／min,后续水驱驱替排量采用0．5mL/min;聚合物微球段塞组合模式为5000mg／L溶液0．05PV＋2000mg／L溶液0．1PV。在此条件下,聚合物微球体系驱油效果较为理想。     

大庆油田聚合物驱后利用残余聚合物挖潜剩余油技术探索

油田经过聚合物驱后油层中仍有可观的剩余油,并残存大量的聚合物。利用残留在储层中的聚合物溶液进行水驱前调剖,可有效挖掘剩余油,又可显著降低调剖费用。在模拟现场注入井注入速度下,聚合物溶液流经不同渗透率变异系数(0.6、0.7)岩心组,分析了聚合物溶液在不同渗透率岩心中的存在形式及其在聚合物驱后后续水驱不同时期,吸附滞留量的变化。用Eclipse软件模拟了聚合物驱后聚合物在油层中的分布规律。通过机理研究,确定了以阳离子凝胶微球与金属交联剂为主剂的调剖剂配方,实验表明该配方可进一步提高残余聚合物的利用率及岩心的封堵效果,聚合物驱后可提高原油采收率10%。     

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。     

多相泡沫体系调剖优化实验研究

利用均匀设计实验方法,对多相泡沫体系调剖效果的影响因素进行了实验研究;运用逐步回归分析方法得到了分流系数与聚合物浓度、聚合物微球浓度、多相泡沫注入量、渗透率级差等四个因素的经验公式,并对多相泡沫体系的注入方式进行了优化。结果表明,分流系数主要受渗透率级差、多相泡沫注入量和聚合物微球浓度影响。渗透率级差越大,分流效果越明显;多相泡沫注入量存在一个与聚合物浓度有关的最大值;聚合物微球的浓度与渗透率级差、多相泡沫注入量存在交互作用;多相泡沫体系中段塞注入方式的分流效果要稍好于连续注入方式。     

沈67块聚合物微球调驱技术可行性研究

结合沈67块油藏特征,研究了交联聚合物微球ESsc深部调驱体系封堵性能,进行聚合物微球室内岩心驱油模拟实验。实验结果显示:微球ESsc驱油时,当岩心渗透率在(500～3500)×10-3μm2范围内,微球驱对应采收率相对稳定,能满足化学驱提高采收率要求。另外,针对油藏孔隙吼道的多分布特征,在选择微球作为主调驱段塞时,应对特大孔隙采用过250目延迟体膨型颗粒调剖剂进行先期调剖。2009年在沈67块实施聚合物微球体系深部调驱先导试验,取得了较好效果。     

低渗透油藏微乳液驱配方优选及微观剩余油研究

根据正交设计实验优选出最佳微乳液体系,宏观上通过天然岩心微乳液驱油实验,验证微乳液提高采收率的效果;微观上利用光刻玻璃模型进行微乳液驱可视化微观驱油实验,研究微观剩余油的类型和运移过程,通过分析各类剩余油的动用比例研究剩余油的驱油机理。微乳液驱油实验结果表明：与水驱相比,当岩心渗透率从1.78×10-3 μm2增大到29.11×10-3 μm2,微乳液驱采收率增幅从5.45百分点增大到12.14百分点,与微观实验结果相一致,证明了微乳液可以显著提高采收率。微观剩余油类型分为簇状、柱状、盲端状、油滴状、膜状,其中簇状剩余油和油滴状剩余油的动用比例最高,驱替效果较好,而膜状剩余油的动用比例最低,驱替效果较差。     

垦632块强非均质高温油藏聚合物微球注入设计

对聚合物微球技术在强非均质高温油藏的应用进行了探讨。针对研究试验区块温度98℃,注入水矿化度16380mg/L,平均渗透率932×10-3μm2,渗透率差异较大(高渗透率8μm2,低渗透率8μm2)的特点,设计了2种尺寸的微球。采用聚合物微球复合表面活性剂调驱体系注入模式,分5段塞注入。双管物模试验表明采用以上设计岩心封堵率高,提高原油采收率效果显著。相匹配的微球设计及合理的注入设计使聚合物微球调剖技术成为强非均质高温油藏高含水期调剖堵水的有效技术。     

应用测井资料研究聚合物驱后剩余油分布

大庆油田在聚合物驱后区块仍然有40%以上的剩余储量,准确预测聚驱后剩余油分布是挖潜这部分储量的关键。根据大量代表水驱后期和聚驱后期开发状况的测井资料,计算对比了单井垂向采出程度;通过绘制不同微相剩余油饱和度概率分布曲线和将井点所属饱和度区间标注在沉积微相图上,研究了聚合物驱后平面剩余油分布。结果表明:聚驱后,垂向上驱替趋于均匀,但油层上部剩余油比例较高,在垂向上,厚度小、渗透率低的油层部位,聚驱后剩余油基本没有变化,厚度大的油层部位,聚驱后剩余油剖面趋于均匀,但上部剩余油仍较多;在平面上,河道砂微相聚驱效果明显好于非河道砂微相,剩余油主要分布在相带尖灭、两相分界处以及渗透率变差部位和注采关系不完善的区域。该研究为进一步挖潜这部分剩余油提供了依据。     

在线调驱复合体系评价及其长距离运移特征

受海上平台空间小、淡水资源短缺的限制,传统干粉型聚合物及其配注工艺很难在海上油田广泛应用。乳液聚合物凝胶、聚合物微球体系具备调驱和驱油的双重作用,在部分海上油田平台已有成功应用。为了进一步明确乳液聚合物凝胶+核壳球复合体系深部运移调驱规律,采用微观结构观察和静态评价方法,分析乳液聚合物凝胶、核壳球体系及两者复合体系的结构特征和黏度变化规律,并在此基础上进行1 m、10 m砂管动态封堵性实验,评价不同调驱体系的调驱效果。研究结果表明,乳液聚合物凝胶+微球复合体系的结构网格更粗,核壳球嵌入到凝胶网格中,使单层的网络交织结构变厚,增加了体系的强度。同时,复合体系在长距离的运移过程中,后续水驱突破压力最高,在模型2.975 m处的突破压力达8.01 MPa,且沿程大部分测压点的封堵率均超过90%,复合体系的封堵性能较两者单独使用时的效果有很大提升。在线调驱复合体系长距离运移特征研究可为海上油田评价深部调驱剂效果提供技术思路和理论指导。图12表3参13     

中原油田文25东块聚合物微球调驱研究与应用

针对中原油田高温高盐油藏开发后期的剩余油挖潜,提出了聚合物微球深部调驱的技术设想。通过调整水相比、交联剂比例和耐温抗盐单体共聚,研制出了适用于文东试验区孔喉尺寸及油藏特征的系列调驱微球;在高温高盐油藏条件下,评价了微球的膨胀性能、抗剪切强度和稳定性;采用均质和非均质填砂模型,模拟了微球质量浓度、注入量和注入模式对调驱效果的影响。在文25东2个层系9个井组进行了微球调驱试验,通过＂PI技术＂的动态调整,共注入各类调驱微球276.47 t,总体达到了升高注入压力、提高波及体积和明显增油的目的。通过微球调驱,区块自然递减显著下降,油田稳产基础进一步得到增强。     

乳液型聚合凝胶调驱体系性能评价

为了提高海上油田的驱油效率、满足海上平台作业要求,通过测定乳液型聚合物溶液和凝胶体系的黏度随时间的变化,得到适合海上油田深部调驱的乳液型聚合物凝胶体系;通过长度为1 m的填砂模型封堵实验和均质岩心驱油实验,研究乳液型聚合物凝胶的封堵性和驱油效果。结果表明,乳液型聚合物的稳定性较好,溶液放置31 d后的黏度保留率为71.15%。由两种酚醛类交联剂和乳液型聚合物组成的聚合物凝胶成胶时间为8 d,成胶黏度为911 mPa·s,稳定性良好。水驱和聚合物驱注入速率为5 m/d时,填砂模型封堵效果相对较好,沿程封堵率均超过90%。岩心驱油实验中,渗透率5000×10~(-3)μm~2岩心的采出程度增幅比渗透率为1000×10~(-3)μm~2和3000×10~(-3)μm~2的岩心高12.46%和3.83%,聚合物凝胶体系可以进入油藏深部实现高渗条件下的深部调驱,改善水驱效果。图4表4参19     

自聚集型聚合物微球调驱物理模拟实验

高含水老油田目前主要采用聚合物微球深部调驱技术进行控水稳产,但效果并不理想,为了解决普通聚合 物微球与孔喉匹配性差、封堵能力有限的技术问题,本文研制了自聚集型聚合物微球NEPU-WMJ 与 NEPU-NMJ,通过高速冷冻离心机、光学显微镜对微球的物化性能进行评价,通过长填砂管驱替及双管并联法研 究了微球孔喉配伍性、剖面改善效果和驱油效果。研究结果表明：相较于NMKY、NM、WM与YHM微球,自聚 集型聚合物微球NEPU-WMJ 与NEPU-NMJ 的膨胀性能、长期稳定性能较好,在120 ℃下老化4～6 d 后, NEPU-WMJ 的平均粒径从2.57 μm 增至44 μm,NEPU-NMJ 的平均粒径从0.08 μm 增至89 μm;在120 ℃下 NEPU-WMJ可维持30 d 左右稳定,NEPU-NMJ则超过90 d 依然稳定。自聚集型聚合物微球在渗透率100×10^-3～ 1000×10^-3 μm²的岩心中均可实现深部运移,剖面改善能力强。在温度为95 ℃、渗透率级差为5 和40 的条件下, 有效提高总采收率24%以上。在高温环境下,微球的自聚集作用可有效封堵大孔道,启动低渗层,实现微观调 驱,大幅度提高采收率。