聚合物驱后凝胶与化学剂交替注入的驱油效果研究

聚合物驱后油藏仍有大量剩余油残留其中,为探讨进一步提高聚合物驱后油藏的原油采收率的方法,利用人造非均质大平板岩心,开展了凝胶与聚合物、凝胶与聚合物/表面活性剂二元复合体系(简称聚表二元体系)多轮次交替注入的驱油效果研究。结果表明,交替注入0.26 PV凝胶与0.39 PV聚表二元体系进行驱油实验,采出程度可在聚合物驱采收率基础上提高11.29%,凝胶与聚合物溶液交替注入驱油阶段采出程度可提高7.10%,说明凝胶与聚表二元体系交替注入驱油技术对聚合物驱后剩余油的进一步挖潜更具潜力,但与凝胶与聚合物交替注入驱油技术相比,其成本相对较高。在现场进行实际技术优选时应综合考虑成本及市场原油价格等因素。     

碱—表面活性剂—聚合物驱油技术提高原油采收率

碱、表面活性剂和聚合物都是高效的驱油剂，复配的优势在于既发挥单一驱油剂的长处，又可使其产生协同效应，获得更好的驱油效果。现场试验证明：碱－表面活性剂－聚合物（ＡＳＰ）驱油技术能采出部分剩余油，并大幅度提高采油采收率。文章讨论ＡＳＰ驱油技术的工作原理，先导试验和现场应用情况及其经济效益分析。     

聚合物与碱和活性剂交替注入驱油效果研究

化学剂段塞优化组合是提高化学驱油效果的有效途径。针对这一实际需求,开展了“聚合物与碱活性剂二元复合体系”交替注入驱油效果物理模拟研究。结果表明,当采用聚合物与二元复合体系交替注入进行驱油实验时,相对于水驱采收率增幅高达30%。研究结果还表明,适当提高二元复合体系注液速度(不超过前一聚合物段塞注入压力值为宜)有利于扩大波及系数,提高采收率,但也不宜过分追求注液速度,以免二元复合体系突破高渗层内的前置聚合物段塞,降低对中、低渗透层的驱油效果。     

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     

表面活性剂-气交替泡沫驱工艺在非均质油藏中的成功应用

原则上,注混相气可驱替气体所波及地层中几乎所有的原油。然而,储层非均质性、低气体密度和气体高流度都极大地降低了波及系数和采收率。使用泡沫可降低气流度和非均质性效应,提高波及系数。本文提出了一种采用表面活性剂-气交替（SAG）泡沫驱工艺进行处理的最佳设计方案。     

AS体系与泡沫交替注入提高采收率技术研究

针时聚合物驱后油层孔隙结构的变化和剩余油的分布特点，从提高油层的宏观波及体积和微观洗油效率入手，提出了一种新的提高原油采收率的方法，即AS体系与泡沫交替注入提高采收率技术。通过测试界面张力实验对表面活性剂进行了优选，并结合泡沫的特性，从驱油机理上进行了分析论证。     

聚合物强化泡沫复合驱油体系试验研究

以胜利油由孤岛中二中油藏为研究对象,通过物理模拟试验,证明了聚合物强化泡沫驱比单一泡沫驱或聚合物驱具有明显的提高采收率优势;应用数值模拟,优化了聚合物强化泡沫驱的注入方式;现场单井试验结果表明,强化泡沫体系在三次采油领域具有较好的应用前景。     

聚合物与表面活性剂二元驱油体系界面性质研究

将沟槽式界面粘度计及其改进测定方法用于聚合物与表面活性剂二元驱油体系的界面性质研究，应用均匀设计方法安排实验方案，得到了不同条例上的表面粘度和与模拟油之间的界面粘度，用逐步因归分析方法对所测得的界面参数进行回归分析，得出了聚合物浓度、表面活性剂浓度和矿化度等因素对界面性质影响的初步规律。     

聚合物与碱／表活剂交替注入提高采收率研究

聚合物驱的驱油动态表明，注入一定体积后被调整的油层的吸入剖面会发生反转，因此，采用聚合物与碱／表面荆交替注入能有效地发挥二者体系对提高采收率的不同作用效果。对于变异系数0．70左右的非均质油层研究表明，二元体系的注入时机应选择在前置聚合物段塞0．10PV附近，交替的二元体系段塞小于0．20PV，对于化学荆用量相同的一个特定条件，文中也研究了交替频率对驱油效果的影响。同时，交替注入还可以简化三元复合驱的矿场地面注入工艺，减小了由于注入压力升高而导致的注入能力降低的矿场实际问题。     

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。     

低碱三元复合体系用于聚驱后进一步提高采收率

在室内实验研究了大庆油田条件下,水驱、聚合物驱之后低碱(NaOH)浓度的ASP三元复合驱的驱油效果。所用聚合物为M=1.6×107,HD=26%的HPAM;表面活性剂为Witco公司的烷基苯磺酸盐ORS-41和国产月桂酰二乙醇胺NNR,用矿化度3.7 g/L的模拟注入水配液,模拟油黏度9.56 mPa.s,实验温度45℃。NaOH/0.3%ORS-41/1.2 g/L HPAM溶液的黏度~剪切速率曲线和储能模量~振荡频率曲线,随碱浓度减小(1.5%或1.2%~0.1%)而整体上移,即溶液黏度和黏弹性增大。在Kw≈1μm2、VK=0.72的三层段非均质人造岩心上,水驱、聚合物驱(1000 mg/L,0.57 PV)后注入0.3%NaOH/0.3%ORS-41或NNR/1600或1800 mg/L HPAM溶液(0.30PV),采收率增值为13.5%~16.0%,最终采收率为66.4%~70.5%,含水曲线表明聚驱和复合驱过程中有油墙产生;NNR体系界面张力为10-2mN/m,ORS-41体系为10-1mN/m。在不同直径、连接有不同直径盲端的平行流道微观模型上,直接观察到水驱、聚驱后复合驱的波及区域明显大于水驱后聚驱的波及区域,聚驱后水驱油藏实施低碱三元复合驱可进一步增大波及体积。图5表1参4。     

三维非均质模型上聚合物及有机交联聚合物提高采收率研究

所用三维非均质物理模型高 10 0mm ,平面边长 5 0 0mm ,平面上一条对角线两端设注入井和产出井 ,沿对角线有渗透率约 3.0 μm2 的高渗条带 ,两侧为 0 .5 μm2 的低渗区。在平面内均匀布置 7排 7列共 49个测压点。驱替液有地层水 ;15 0 0mg/L聚合物溶液 (0 .3PV) ;15 0 0mg/L聚合物 +12 0 0mg/L酚醛树脂交联凝胶 (0 .2PV)。驱替温度 70℃。水驱、聚合物驱、交联聚合物驱的采出程度依次增大 ;聚合物驱、交联聚合物驱含水曲线上出现两个低谷区 ,曲线振荡明显 ,交联聚合物驱含水曲线振荡尤其剧烈。通过紧靠注入和产出井的 1点和 49点 ,主流线中间点 2 5点和非主流线上 38点 ,水驱死油区内 36点和 45点处压力变化曲线的对比 ,及聚合物和交联聚合物驱替液G′和G″曲线的对比 ,认为交联聚合物驱采收率高于聚合物驱采收率的原因 ,是具有更高弹性的交联聚合物驱替液改善油藏非均质性、扩大波及体积、提高后续注水冲刷效能、改善驱替效果的能力均更强。     

泡沫复合驱研究

讨论了泡沫三元复合驱的基本原理。介绍了室内实验研究结果。根据二元(AS)和三元(ASP)复合体系/天然气泡沫综合指数(Fq)等值图,选择石油磺酸盐ORS 41(及国产品AOS)为发泡剂;ORS 41浓度为1～4g/L、NaOH浓度为6～12g/L的二元体系产生超低界面张力,与天然气形成的泡沫按Fq具有中等强度,加入≤1 2g/L聚合物可使泡沫稳定,性能改善。在3个岩心上泡沫三元复合体系在水驱基础上提高采收率28 7%～39 4%。气液比越大,泡沫体系提高采收率幅度越大,但注入粘度越大。取气液比为1∶1。气液同时注入比交替注入的采收率高。在6个岩心上气液交替注入时,气液段塞越小,交替频率越大,采收率提高越多,在水驱基础上可提高30%以上。先导试验方案规定前置AP段塞0 02PV,气液比1∶1交替注入主段塞0 55PV和副段塞0 3PV,后续P段塞0 2PV,注入流量0 4PV/a。先导试验区6注10采,在大庆油田北二区东部,1984～1994年曾进行天然气驱,提高采收率12 9%,试验开始时采出程度43 8%,综合含水97 2%。试验于1997 02 20开始,2002 04先期结束,注天然气仅0 19PV,气液比0 34∶1,中心井含水91 5%,全区采收率增加21 85%,2口中心井采收率增加22 58%。试验动态和数值模拟表明采收率增加应>25%。图3表2参3。     

大庆油田MD膜驱提高采收率室内实验研究

在大庆主力砂岩油藏岩心上 ,考察了膜驱剂MD 1在不同开发阶段的驱油效果 (4 5℃ )。膜驱剂MD 1为含2 5 %单分子双季铵盐的工业品 ,用矿化度 5 2 10mg/L的油田采出水配制驱替液。注入 0 .5 7PV的 5 0 0mg/LMD 1溶液使未洗油、含束缚水的岩心表面由亲油变弱亲油 ,由弱亲油变中性。在洗油后饱和水 ,再用油驱替至束缚水状态的若干组岩心上 ,膜剂驱的采收率如下 :直接用 5 0 0mg/L溶液间歇驱油 ,采收率 6 0 .8%和 6 4 .1%;水驱后提高采收率 2 .2 3%(5 0 0mg/L× 0 .5PV) ,3.0 9%(10 0 0× 0 .5 ) ,9.10 %(5 0 0× 2 .0 ) ,8.2 0 (5 0 0× 10 .0 ) ,最终采收率略低于直接膜剂驱 ;水驱、聚合物驱 (提高采收率 6 .4 8%～ 8.6 1%)之后提高采收率 1.96 %(5 0 0× 0 .5 ) ,2 .4 4 %(10 0 0×0 .5 ) ,6 .4 8%(5 0 0× 5 .0 ) ,6 .4 6 %(5 0 0× 10 .0 ) ;水驱、三元复合驱 (提高采收率 14 .89%～ 15 .89%)之后提高采收率1.4 5 %(5 0 0× 0 .5 ) ,0 .6 5 %(10 0 0× 0 .5 ) ,5 .98%(5 0 0× 5 .0 ) ,5 .13%(5 0 0× 10 .0 )。在大庆油田 ,聚合物驱和三元复合驱之后采用膜驱技术可进一步提高采收率。表 4参 8     

聚驱后阳离子聚合物HCP提高采收率机理研究

对胜利孤岛聚驱后油藏阳离子聚合物HCP驱油效果和机理进行了实验研究。HCP为用环氧丙基三甲基氯化铵醚化的淀粉。实验溶液用矿化度5.1 g/L的模拟油田污水配制,驱替用HPAM溶液浓度1.2 g/L,室温黏度10.1 mPa.s,HCP溶液浓度8 g/L,室温黏度7.8 mPa.s。0~20 g/L HCP溶液70℃下与孤岛中二南脱气原油(黏度121.8 mPa.s)间的界面张力为11.3~8.87 mN/m,室温下使油湿、弱水湿矿物表面接触角变小,亲水性增强;HCP与HPAM溶液相混时产生白色絮状沉淀,质量比为10∶1时沉淀量最多。在渗透率0.29~1.00μm2的含黏土石英砂胶结岩心中注入1 PV 0.2~1.2 g/L的HCP溶液,使水相渗透率降低58.4%~94.0%。采用表面弱油湿的石英砂填充可视化平面模型,用黏度52.46 mPa.s的模拟油驱替至束缚水饱和,在水驱、聚驱(0.3 PV)、后续水驱(0.2PV)之后注入HCP溶液,观测到残余油启动,形成富集油带,波及面积扩大至几乎全模型。采用渗透率5.1和1.2μm2的储层砂充填管并联模型和70℃黏度73 mPa.s的模拟油,按相同程序完成后续水驱后注入0.3 PV HCP溶液并水驱,高、低渗管和全模型采收率增值分别为3.26%、4.84%、4.04%,在相同条件下改注0.4 PV超低界面张力表面活性剂体系并水驱,相应的采收率增值仅分别为0.74%、1.56%、1.15%。图2表4参9。     

聚合物驱后泡沫驱提高采收率技术试验研究

通过聚合物及泡沫在石英砂模型中形成的封堵能力比较、聚合物与泡沫体系驱油能力比较及聚合物驱后泡沫驱油试验,证明泡沫驱在多孔介质中具有良好的封堵调剖能力。并且在油藏中能够选择性封堵高渗层,对于聚合物驱后未能波及的低渗层具有良好的驱油能力．是聚合物驱后一种行之有效的方法。     

聚合物驱后提高采收率方法平板模型实验研究

模拟孤岛油藏条件(温度70℃,原油粘度237mPa·s,地层水和注入污水矿化度5004和6049mg/L),在沿对角线方向有高渗带、两端布置注入、流出口的正方形平板模型上,考察了水驱、聚合物驱(1750mg/LHPAM溶液,0.3PV)之后,进一步提高采收率的2种方法:①深部调剖—活性水驱(0.3PV);②聚合物固定化—适度深部调剖—活性水驱(0.3PV)。深部调剖剂为一种HPAM/Cr3+冻胶体系;聚合物固定剂为可交联HPAM的一种无机氧化 还原体系,溶液浓度1.0×104mg/L;活性水为界面张力小于10-3mN/m、浓度2.0×103mg/L的石油磺酸盐溶液。在驱替实验1中,水驱、聚合物驱、深部调剖(注入量为高渗带孔隙体积的1/3)+水驱、活性水驱、最后水驱的采收率分别为24.80%、9.80%、11.40%、5.80%、1.80%,合计53.6%;在驱替实验2中,水驱、聚合物驱、固定化(注入量为高渗带孔隙体积的1/2)+水驱、深部调剖(适度)+水驱、活性水驱、最后水驱的采收率分别为28.66%、9.20%、10.33%、5.49%、7.65%、2.89%,合计64.22%。给出了2组实验的采收率、含水率、注入压力曲线,结果表明:聚合物驱后注入的深部调剖剂由于流度高,可进入中、低渗透层,使后续驱替液体注入压力升高、波及体积减小,而注入固定剂可将大孔隙中存留的聚合物分子交联,使聚合物溶液变为具有调驱作用的弱的     

用于低渗透高温油藏降压增注的表面活性剂二元体系

针对低渗高温的留西油藏,研究了碳酸钠/季铵盐表面活性剂二元体系的降压增注及驱油性能.所用季铵盐为工业品,二元体系用矿化度627 mg/L的注入水配制,碳酸钠浓度为2 g/L.季铵盐浓度为1.5 g/L的二元体系与路44断块高凝高黏原油间的界面张力(75℃)在10-1～10-2 mN/m范围,该体系在120℃热老化13天后界面张力稳定在10-2mN/m;该体系在路44断块岩心片上的接触角为10.2°(注入水为56.7°);含黏土9%的岩心粉在该体系中的膨胀率降低17.24%.在80℃下,注水引起气测渗透率1.26×10-3～4.64×10-3μm2的油饱和天然岩心注入压力大幅升高,连续注入季铵盐浓度0.5～2.0 g/L的二元体系时,注入压力下降并趋于平稳,当季铵盐浓度为1.5g/L时压降率最大(38.78%),采收率增幅也最大(9.84%);在水驱之后注入1.5 g/L季铵盐的二元体系,压降率和采收率增幅均随注入量增大(0.5～2.0 PV)而增大,注入量1.0 PV时压降率较高(27.32%)而采收率增幅为20.51%,十分接近最高值.     

聚合物驱后多元调驱体系提高采收率研究

根据聚合物驱后提高采收率的需要,筛选了多元调驱体系的凝胶颗粒类型、交联剂最优浓度和洗油剂最优浓度,分别考察了单元注入体系(50 mg/L或100 mg/L交联剂、2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV),二元注入体系(100 mg/L交联剂+2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV)和三元注入体系(0.4 PV×2000mg/L阳离子凝胶微球+0.3 PV×100 mg/L交联剂+0.4 PV×2000 mg/L高效洗油剂)的调剖效果。实验结果表明:二元注入体系转水驱突破压力为3 MPa左右,而且压力整体波动范围和波动幅度都明显高出单元注入体系的,这说明二元注入体系调剖效果比单元注入体系的好;在水驱采收率39.65%、聚合物驱提高采收率18.38%的基础上,三元注入体系提高采收率22.82%;水驱和聚合物驱阶段注入压力较低,凝胶微球注入后压力迅速上升,交联剂的注入保持了压力,高效洗油剂驱使压力进一步上升,转后续水驱后压力下降并稳定在2 MPa左右;与二元注入体系相比,三元注入体系的后续水驱压力明显降低,这保证了在不影响调驱效果的同时还能降低后续水驱压力,因此多元注入体系具有更好的实际应用价值。图5表3参9     

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。