低渗油藏用聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系

针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上,优化了复合调驱各段塞的注入参数,评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性,最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L),在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。     

聚合物微球和表面活性剂结合提高采收率实验研究——以沙埝油田H区块为例

针对苏北盆地沙埝油田H断块开发中出现的含水高、递减快和常规工艺措施难以解决注入水沿高渗条带突进等问题,提出了利用聚合物微球进行深度调剖,并利用真实砂岩模型,对聚合物微球和表面活性剂的驱油机理、驱油效率及剩余油分布等进行了物理模拟研究.研究表明,驱油效率随着物性的变好,非均质性的减弱而提高;微球和表面活性剂联合使用可使采...     

裂缝性低渗透油藏聚合物微球/表面活性剂复合段塞调驱技术

针对裂缝性低渗透油藏注水开发易出现水窜、水淹的现象,为改善水驱后的开发效果,将聚合物微球的调剖作用和表面活性剂的驱油作用结合起来,形成了聚合物微球/表面活性剂复合段塞调驱技术,室内评价了聚合物微球MQ-3的膨胀性能、封堵性能、表面活性剂GSR-1的界面性能,并评价了聚合物微球和表面活性剂之间的配伍性,在此基础上,采用高、低渗岩心并联的方式评价了复合调驱体系的驱油效果。结果表明,聚合物微球在温度为120℃时膨胀倍数可以达到6. 74倍,具有良好的膨胀性能;对渗透率为30～150 m D的岩心,聚合物微球具有良好的注入性和封堵能力;表面活性剂溶液在120℃下放置30 d后界面张力值仍能保持在10-3m N/m数量级,具有良好的界面活性;同时,聚合物微球和表面活性剂之间具有良好的配伍性。在非均质条件下,复合调驱体系对低渗岩心的驱油效果明显好于单独使用表面活性剂驱,能使低渗岩心水驱后提高采收率达23. 30%。现场应用结果表明,调驱措施后注水井注入压力升高,生产井日产油量上升,含水率下降,控水增油效果显著。     

非均质油藏聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系

为了进一步提高非均质油藏水驱开发后的采收率,将聚合物微球与表面活性剂相结合,研发出一种适合非均质油藏的聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系.文中对聚合物微球和表面活性剂的最佳注入质量浓度和注入量分别进行了评价,并在此基础上开展了三层非均质岩心驱油实验.研究结果表明:聚合物微球JWQ-11具有良好的膨胀性能和封堵性能,当JWQ-11质量浓度为2000mg/L、注入量为0.3 PV时,对不同渗透率岩心的封堵率均在90％以上;表面活性剂SGS-Ⅱ具有良好的界面活性和驱油效果,当SGS-Ⅱ质量浓度为2 500 mg/L时,油水界面张力降低至10-3mN/m数量级,当其注入量为0.3 PV时,低渗岩心水驱后采收率提高12.0百分点以上;水驱后,聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系和后续水驱总共提高采收率24.2百分点.现场应用结果表明:W31井组实施聚合物微球-表面活性剂复合调驱措施后,注入井高渗层吸液量下降,低渗层吸液量增大,生产井日产油量提升1倍以上,含水率明显下降,达到了良好的增油效果.     

纳米聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系评价及应用

针对长庆低渗透油藏特点,提出聚合物微球/表面活性剂复合调驱提高采收率技术。以丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、2-巯基苯甲酸、过硫酸铵、亚硫酸氢钠等为原料制备聚合物微球,以烷醇酰胺聚氧乙烯聚醚磺酸盐与椰子油脂肪酸二乙醇酰胺为原料制得表面活性剂。研究了表面活性剂和表面活性剂/聚合物微球混合液的油水界面张力,考察了聚合物微球与混合液的调驱性能,优选了复合调驱注入方式,并在安塞油田进行了现场应用。结果表明,聚合物微球初始粒径为50～300 nm,具有水化膨胀特性,膨胀倍数为20～100倍。微球在水化膨胀过程中产生聚集特性,分散性、球形度均较好,且粒径呈高斯正态分布。表面活性剂适宜用量为3 g/L。聚合物微球加入表面活性剂后混合液黏度增大,微球分散相颗粒屏蔽了表面活性剂的界面活性以及形成胶束的能力,导致油水界面张力降幅变小,不利于表面活性剂驱油。聚合物微球溶液对岩心的封堵性较好,微球质量浓度大于4 g/L时的封堵率约80%。体积比为1∶1的聚合物微球与表面活性剂段塞式注入岩心的驱油效果好于二者混合式注入。该体系在安塞油田现场的应用效果显著,累计增油3576 t。     

聚合物驱后利用OCS表面活性剂/聚合物二元体系提高采收率的研究

为进一步提高河南双河油田聚合物驱后原油采收率,进行了聚合物驱后利用OCS表面活性剂／聚合物二元体系驱油性能的研究。结果表明,OCS表面活性剂／聚合物二元体系是一种高效驱油剂,聚合物驱后利用OCS表面活性剂／聚合物二元体系可以进一步提高原油采收率。利用交联聚合物与OCS表面活性剂／聚合物二元体系相结合进行驱油的实验结果表明,聚合物驱后先用交联聚合物进行调剖,再注入OCS表面活性剂／聚合物二元高效驱油剂,提高采收率的效果更好。     

抗盐聚合物凝胶/表面活性剂复合调驱技术

针对高温高盐储层常规化学驱油措施效果较差的问题,将耐温抗盐型聚合物凝胶和表面活性剂相结合,提出了新型聚合物凝胶/表面活性剂复合调驱技术,室内评价了复合调驱体系的耐温抗盐性能、配伍性、调剖效果以及驱油效果。结果表明,复合调驱体系具有良好的耐温抗盐性能;新型聚合物凝胶在高温高盐条件下具有良好的调剖效果,且填砂管渗透率级差越大,剖面改善效果越好;复合调驱体系的驱油效果明显优于单独注聚合物凝胶或表面活性剂,其结合了新型聚合物凝胶的调剖作用与表面活性剂的驱油作用,能使岩心水驱后的采收率继续提高25%以上。矿场试验结果表明,实施新型聚合物凝胶/表面活性剂复合调驱技术措施后,目标区块内注水井的注入压力明显升高,对应生产井的日产油量上升,含水率下降,起到了良好的增油控水效果。     

高温高盐油藏新型表面活性剂微球复配体系调驱实验

为改善西达里亚油田水驱后开发效果,针对其高温高盐的油藏条件,选用抗温耐盐性好的低界面张力表面活性剂体系SA与实验室自制的抗温耐盐型弹性微球Z10进行复配,采用表面活性剂微球复配体系调驱来提高驱油效率。模拟高温高盐的油藏条件,对新型表面活性剂微球复配体系进行调驱的压力和阻力变化特征研究,并分别开展了均质与非均质条件下的调驱提高采收率物理模拟实验。结果表明,表面活性剂微球复配体系在岩心渗透率为200×10-3~1 000×10-3μm2的调驱特性最佳,注入性好且能形成有效封堵,注入压力规律性大幅波动,阻力系数高达7以上。表面活性剂微球复配体系与注入表面活性剂的驱油对比实验结果表明,前者增油降水效果明显,采收率大幅提高,总采收率较表面活性剂驱的高约14%,很好的发挥了微球"调"与表面活性剂"洗"的双重作用。此外,表面活性剂微球复配体系在非均质条件下能够改变流体和压力的分布,有效地开采低渗透率层,也具有良好的调驱提高采收率效果。     

高温高盐油藏多段塞驱油技术的研究与应用

针对濮城西区沙二上2+3油藏高温、高盐、高含水、非均质性强的特征,采用调剖-微球-表面活性剂多段塞驱油方式。段塞驱油方式中,调剖段塞可调整层内、层间强非均质性,改善地层优势渗流通道,而后注入的不同浓度的微球段塞,可利用微球的累加效应有效地封堵地层低渗透率,改善吸水剖面,从而提高表面活性剂的洗油效率,进而启动残余油,最终提高采收率。现场应用结果表明,首先注入0.1 PV的凝胶颗粒前置调剖段塞,再注入0.3 PV的0.3%微球+0.3%表面活性剂主段塞,可在提高原油采收率的同时降低生产成本,计算得出投入产出比为1∶1.73。     

纳米微球与表面活性剂复合调驱体系研究与应用

针对高温高盐低渗透油藏注水开发中出现的含水率高、采收率低以及常规表面活性剂驱等措施难以发挥有效作用的问题,提出将耐温抗盐型纳米微球SQ-5和新型阴-非离子表面活性剂FA-2相结合的复合调驱技术,采用纳米微球/表面活性剂复合调驱体系来提高低渗透油藏水驱后的采收率。室内评价了复合调驱体系的性能,并优化了纳米微球和表面活性剂的注入参数。结果表明,纳米微球和表面活性剂均具有良好的耐温抗盐性能,在温度为120℃、矿化度为257300 mg/L时仍具有良好的性能;复合调驱体系的最佳注入参数为0.5PV的纳米微球溶液（1500 mg/L）和0.5 PV的表面活性剂溶液（1000 mg/L）;单独表面活性剂驱体系和复合调驱体系能在水驱的基础上分别提高采收率为12.43%和27.28%,可以看出,复合调驱体系取得了更好的驱油效果。矿场试验结果表明,调驱后注水井压力升高,对应油井产油量上升,含水率下降。说明纳米微球/表面活性剂复合调驱技术适合在高温高盐低渗透油藏中应用。     

潜山油藏微球-天然气驱实验评价

裂缝型潜山油藏储集层非均质性强,油藏开发过程中驱替流体指进和窜流频发,封堵裂缝、大孔道等高渗流通道是提高原油采收率的有效措施。通过岩心流动实验,评价了微球对B1潜山油藏储集层岩心裂缝及大孔道的封堵效果,探究了采用微球-天然气驱提高剩余油动用的有效性。结果表明,单一水驱或天然气驱的驱油效率不显著,采用微球驱,微球进入岩心后的膨胀和封堵作用使得阻力系数、注入压力等显著增大;微球粒径直接影响封堵性能,若粒径太小,达不到封堵的效果,若粒径太大,不易注入;微球注入岩心后的膨胀、封堵、解堵、变形后再封堵及天然气溶解的协同作用,对裂缝型潜山油藏开发过程中的驱替流体指进及窜流有明显抑制作用,微球-天然气驱可大幅提高剩余油采出程度。     

聚合物弹性微球乳液调驱实验研究

针对大多数油田存在非均质性严重、调剖效果不理想的状况，中科院理化所研制了一种暂命名为“聚合物弹性微球乳液”的新型调剖驱油剂。对这种新型用剂进行了3种岩心实验模拟研究:人造短岩心实验表明，在多孔介质中这种新型乳液具有良好的封堵性能和稳定性；人造长岩心实验表明，该调驱剂在多孔介质中呈现出良好的黏弹性和拉伸性，能够起到深部调剖作用；三管并联短岩心非均质实验表明，这种新型乳液不仅能显著地降低高渗通道的分流量，具有良好的调剖效果，还具有较好的驱油效率。对新型乳液不同浓度对驱油效率的影响也进行了研究，表明聚合物弹性微球乳液是一种具有潜力的调剖驱油剂。     

微生物驱油技术应用效果分析

微生物采油技术(MEOR)是利用微生物及其代谢产物增加原油产量的石油开采三次采油技术,具有改善吸水剖面和提高洗油效率的双重效果。通过在低渗、特低渗区块开展了微生物驱油工艺技术研究应用,为高压注水井剖面改善难题找到一条解决办法。     

伴蒸汽注化学剂提高采收率的室内研究

稠油区块经过多轮次蒸汽吞吐之后出现油汽比低、含水高的问题。伴蒸汽注入氮气和泡沫剂可以调整注汽剖面、提高波及效率、降低井间汽窜 ;伴蒸汽注入驱油剂可以提高注入蒸汽的驱油效率 ,提高剩余油采收率。通过室内实验研究 ,筛选出适合伴蒸汽注入的泡沫剂和驱油剂 ,对注入工艺和注入参数进行了优化研究。室内实验表明 ,伴蒸汽注入化学剂是提高稠油油藏采收率的有效手段。     

注水井调剖注入压力预测方法

合理的注入压力可减少对非目的层的污染。提高调剖措施的有效率。针对目前调剖措施注入压力预测方法存在的问题。优化措施工艺参数,从注水井注入系统压力平衡角度出发,以排量设定法为基础,提出了一种预测调剖施工爬坡压力的方法。应用实例效果分析表明。该方法可简便快捷地预测注入压力,优化工艺参数。     

裂缝性油藏聚合物微球调剖效果及流线场分析

基于实际裂缝性油藏聚合物微球试验区调剖前后的动态数据分析,建立了试验区井组流线模型,综合评价了试验井组聚合物微球调剖效果,提出了调剖后注水井压力响应特征与油井见效特征。应用试验井组流线模型,从可视化流线场角度对比了试验区注入聚合物微球前后流线及波及系数的变化。最后,根据试验区注聚合物微球效果评价,提出了提高裂缝性油藏波及系数的措施。     

聚合物微球调驱研究

亚微米聚合物弹性微球具有在油层孔隙中不断运移、封堵、改变注入水渗流方向的特点,从而能提高注入水波及体积。介绍了聚合物弹性微球调驱特点,实验研究了在不同矿化度和温度下微球的吸水膨胀规律以及微球在填砂管中的封堵效果。研究表明,微球具有一定膨胀性,温度越高,矿化度越低,微球膨胀倍数越大;注入微球能显著提高阻力系数,微球含量越高,注入量越大,注入压力越高,后续注水阶段,微球仍能保持较高的残余阻力系数。     

海上稠油油田复合调驱技术与应用

渤海D油田为中、高孔渗稠油油藏,经过长期注水开发,水窜大孔道发育,单一的调驱措施效果逐渐变差。针对平台作业空间狭小、储层调驱效果弱化的问题,进行"凝胶+聚合物微球"复合调驱技术研究,开展了复合调驱体系评价室内研究,筛选并优化体系配方,通过非均质岩心驱替实验表明复合技术比单项技术采收率增幅提高10.5%。矿场应用结果表明:"凝胶+聚合物微球"复合调驱技术有效抑制了注入水延高渗带的突进,井组含水上升趋势得到明显抑制,阶段累计增油超过6×10^3m^3并持续有效,为老油田深部挖潜、提高调驱效果提供了新思路,对海上注水开发油田稳油控水工艺具有示范意义。     

海上稠油油田非均相在线调驱提高采收率技术 ——以渤海B 油田E 井组为例

针对海上平台寿命有限、平台空间狭小、聚驱产出液处理困难等特点,提出应用非均相调驱技术提高采收率的思路。利用纵向三层非均质物理模型,考察了水驱后、聚驱后、二元复合驱后不同非均相体系驱油效果,结合驱替后岩心剩余油分布情况,分析非均相调驱与常规聚合物驱在驱油机理上的差异。研究结果表明:无论是水驱后、聚驱后、二元复合驱后,非均相调驱都能大幅度提高采收率,采收率增加值分别在6.95%、9.57%、11.46% 以上;在相同浓度非均相体系条件下,先溶胀后注入和先注入后溶胀2 种不同注入方式驱油效果基本一致,说明体系在岩心内可以达到与室内静态评价溶胀相同的效果;分散相粒径大小对于驱油效果的影响至关重要,大颗粒偏重于“调”,小粒径偏重于“驱”。聚驱后油藏剩余油分布更加零散,进一步提高采收率的潜力主要在低渗透层,单纯依靠提高驱油体系的洗油效率不足以提高其动用程度,需要进一步扩大驱油体系的波及体积。