海上低渗透油藏新型复合调驱提高采收率技术研究

为了进一步提高海上低渗透油藏水驱开发后的采收率,将聚合物微球和表面活性剂相结合,研究了一种新型复合调驱技术,并对其驱油效果进行了评价。结果表明：聚合物微球CQ-2具有良好的膨胀性能和封堵性能,推荐其最佳注入质量浓度为3000mg·L^-1,最佳注入量为0.5PV,其对岩心的封堵率可以达到98%以上。表面活性剂SN-5具有良好的界面活性和驱油效果,推荐其最佳注入质量浓度为2 000 mg·L^-1,最佳注入量为0.5 PV。聚合物微球和表面活性剂复合调驱体系具有良好的配伍性和驱油效果,使用目标区块储层段天然岩心水驱后,继续注入复合调驱体系,可使采收率继续提高26.0%。     

纳微米微球在低渗透油藏注入参数优化实验

纳微米微球作为一种新型调驱剂,由于其良好的注入性在低渗透油藏已展开应用。为了指导现场纳微米微球注入参数以达到更好的调驱效果,用纳微米微球进行了室内低渗透岩心调驱参数优化实验。以采收率的变化趋势为主要参考标准,综合考虑采油速度、成本与收益等,优选的注入参数为:最佳注入浓度为2 000mg/L,最佳注入量为0.2 PV,最佳注入速度为0.3 m L/min,并以优选出的参数注入低渗透天然岩心进行调驱效果评价实验,采收率提高值能达到14%左右。     

长垣外围A区块调驱体系优选与评价

为了解决目前长垣外围油田的特高含水开发期其开采增油量增幅小的问题,普遍使用交联剂与聚合物(HPAM)组成的弱凝胶调驱体系来提高采收率,通过室内岩心流动实验方法研究了复合离子调驱体系的主剂浓度、注入量、注入方式和段塞优化、注入时机和注入速度参数进行优化分析。结果表明:选择1 200 mL/L的主剂浓度,0.3PV的注入量,90%的含水时机,采收率均能达到80%以上;三倍级差时采收率增幅达到最高值,封堵率随级差倍数的增加而降低。可见,复合离子弱凝胶调驱体系对长垣外围油田提高采收率方面有很大帮助,优选出最适宜的注入工艺可以达到最优效果。     

低粘缓凝型凝胶驱油体系性能评价及驱油效果室内实验

为有效改善储层的非均质性,对剩余油进行进一步的开发,本文制备了一种低粘缓凝型凝胶。通过三层岩心室内驱油实验,对该凝胶的剖面调整能力和提高采收率的效果进行了验证,并通过改变不同化学剂的段塞组合方式,对注入方案进行了优化。结果表明,聚驱结束后在化学驱阶段注入0.12PV低粘缓凝型凝胶进行调堵能够有效改善储层的非均质性,高渗透层分流率大幅降低,最终采收率较未注入凝胶进行调堵时提高了3.48个百分点;化学驱阶段采用0.08PV低粘缓凝型凝胶+0.2PV高浓度聚合物+0.04PV低粘缓凝型凝胶+0.6PV高浓度聚合物的注入方式,中、低渗透层的分流率大幅上升,采收率相比于注入0.12PV低粘缓凝型凝胶+0.8PV高浓度聚合物的注入方式提高了2.48个百分点。该实验验证了该低粘缓凝型凝胶的调剖性能,确定了最优的注入方案,对该低粘缓凝型凝胶在现场的实际应用有很强的指导意义。     

超低温油藏深部调驱堵剂配方研制及性能评价

针对20℃超低温油藏环境,本文进行了调剖体系优选。通过室内研究,对适用于20℃低温高含水油藏的聚合物——有机铬凝胶堵剂注入性能、封堵性能以及调驱效果进行了评价。研究结果表明,在20℃低温条件下,线性聚合物3640C与Cr(Ac)₃的弱凝胶体系更适用于低温油藏环境,且可通过调整交联剂的量控制成胶时间,其中0.1(wt)%3640C+0.02(wt)%Cr(Ac)₃的弱凝胶体系的注入性和封堵性效果好,填砂管封堵率达到99%以上,注入量为0.2PV时,采收率增幅最高,达到了23.1%。后续通过物理模拟实验对其注入方式进行优化,得出凝胶/表面活性剂的复合段塞注入方式,凝胶/表面活性剂复合调驱剂增油16.5%,后续水驱增油8.2%,累计增油24.7%,且注入压差合理。凝胶可以放置在油层深部,实现后续注入水的转向,提高低渗层的采收率。     

文25东块微球乳液调驱室内模拟研究

针对中原油田文25东块含水率高及采收率低的问题,进行了微球乳液调驱的室内模拟研究。考察了段塞注入量、段塞组合方式、注入速率及注入浓度对采收率提高值的影响。最终确定了最佳注入方案,浓度为0.3%表面活性剂与0.5%聚合物微球乳液以1:1交替注入,段塞注入量为0.5 PV,注入速率为0.5 mL/min。     

可动凝胶迫使CO2液流转向能力与增油机理研究

为优化CO_2驱油技术,采用5组平行驱油实验探索研究两种不同性能凝胶对CO_2驱的增油效果及作用机理,通过采收率、气油比以及提出的冲刷系数综合分析CO_2凝胶复合驱的驱替特征。结果表明:注入段塞越大驱油效果越好,复合驱最终采收率比CO_2驱提升8.31～19.87个百分点;CO_2驱至气窜注入量约为0.3PV,而复合驱驱至气窜注入量需0.64～0.73PV,有效延缓了气窜时间;CO_2驱平均冲刷系数见气前为0.35cm~3·(cm~2·s·MPa)~(-1),见气后为0.75cm~3·(cm~2·s·MPa)~(-1),复合驱组注凝胶前平均冲刷系数为0.36cm~3·(cm~2·s·MPa)~(-1),后续CO_2驱降至0.092～0.188cm~3·(cm~2·s·MPa)~(-1),说明凝胶段塞封堵效果显著;复合驱机理分析表明:凝胶段塞赋予CO_2足够的液流转向能力是复合驱增油机理;凝胶在储层内的可动程度是调控液流转向能力的关键。     

西达里亚高温高盐油藏表面活性剂驱油实验研究

为改善西达利亚高温高盐油藏开发效果,开展了表面活性剂驱油实验研究,使用阴离子型+阴-非离子型XH+YF-2复配体系,考察了注入速度、注入段塞大小以及注入时机对岩心驱油效果的影响。结果表明,注入速度过低、过高均会使得岩心驱替实验的采收率较低,合理驱替速度应为2 m L/min;当注入量为0. 3 PV(孔隙体积)时,采收率增幅最高;转注复配体系的时机越早,总采收率越高。综合考虑现场应用,在含水率70%情况下注入复配体系较为适宜。     

FOS2#和AES复配体系动态驱油研究

结合塔中4均质段的开发现状,确定驱油实验的方案为优选体系的注入PV数为0.1PV、0.3PV和0.5PV,综合分析岩心动态实验的结果,从经济、提高采收率和注入压力的降压率的角度考虑,优选注入体系的PV数为0.3PV。     

低初黏型凝胶调堵体系驱油效果实验研究

大庆油田聚合物驱后地层非均质性加剧,致使二次聚驱窜流严重。为实现老油田进一步开发,本文确立了调、堵、驱综合治理开发思路。根据堵调需求,研发出一种低初黏型凝胶调堵体系,该凝胶体系初始黏度小于20 mPa·s,10～40 d内黏度小于300 mPa·s,成胶黏度2 500 mPa·s以上。为探究该体系对驱油效果的影响,开展三管并联岩心驱油实验。结果表明:适量的凝胶体系可以有效改善岩心的非均质性,实现高渗层的有效封堵;然而注入量过大时,会造成中、低渗透层的污染;实验优化结果为,当凝胶注入量为0.1 PV,可实现对中、低渗透层无污染,此时再进行二次聚驱,采收率可增幅13.6%,较单纯高浓度聚驱可多提高采收率4.4%。     

Conformance control by a microgel in a multi-layered heterogeneous reservoir during CO2 enhanced oil recovery process

Injecting CO₂ into the underground for oil displacement and shortage is an important technique for carbon capture, utilization and storage (CCUS). One of the main problems during the CO₂ injection is the channeling plugging. Finding an effective method for the gas channeling plugging is a critical issue in the CO₂ EOR process. In this work, an acid-resistance microgel named dispersed particle gel (DPG) was characterized and its stability was tested in the CO₂ environment. The microgel size selection strategies for the homogeneous and heterogeneous reservoirs were respectively investigated using the single core flooding and three parallel core flooding experiments. Moreover, the comparison of microgel alternate CO₂ (MAC) injection and water alternate CO₂ (WAC) injection in the dual core flooding experiments were presented for the investigation of the role of microgel on the conformance control in CO₂ flooding process. The results have shown that the microgel featured with —NH and C—N groups can keep its morphology after aging 7 days in the CO₂ environment. Where, the small microgel with unobstructed migration and large microgel with good plugging efficiency for the high permeability zone were respectively featured with the higher recovery factor in homogeneous and heterogeneous conditions, which indicate they are preferred used for the oil displacement and conformance control. Compared to WAC injection, MAC injection had a higher incremental recovery factor of 12.4%. It suggests the acid-resistance microgel would be a good candidate for the conformance control during CO₂ flooding process.     

稠油乳化降黏剂筛选及其注入参数优选实验—以渤海LD5-2油藏为例

渤海地区稠油资源量巨大,由于原油黏度和储层非均质性的影响,水驱开发效果较差。稠油乳化降黏技术以其简单的操作方法在渤海开发中发挥作用。对乳化剂筛选和驱油参数优化实验研究的结果表明,与强化冷采体系(药剂Ⅰ)相比较,强化分散体系(药剂Ⅱ)驱油效率较高,其合理浓度范围400~800 mg/L,段塞尺寸0.05~0.1 PV。考虑到目标储层非均质性比较严重,推荐采用"调剖剂+药剂Ⅱ"措施组合方式,调剖剂段塞尺寸0.05~0.075 PV,措施实施时机为含水率65%~90%。实验还表明,油井实施药剂吞吐或堵水措施都可以提高采收率,但二者联合使用会产生协同效应,采收率增幅较大。     

低渗透油田注水井深部调剖技术完善与推广

陇东油区油层属低产、低渗、低压三低油田,区块较多。各区块平面上、纵向上渗透率分布差异大,导致注入水或边底水沿高渗带、大孔道、裂缝指进或锥进,使油井过早见水,并很快水淹,降低了油田采收率。为了遏制油井含水上升过快的势头,提高水驱动用程度和采收率,研究适应陇东油区的堵水调剖技术,满足封堵大孔道、驱替小孔道残余油、剥离岩石孔隙中的油膜的目的,从而提高中高含水期的水驱效率,达到提高采收率的目的。本次研究综合运用示踪剂分析、脉冲试井、PI决策、水驱前缘测试4种方法,开展对储层的见水类型、见水方向、窜流程度研究与分析;对于三叠系裂缝油藏堵剂进行了优选与评价并且提出了堵水调剖方案优化设计方法。     

喇嘛甸油田P油层沥青颗粒调剖剂浓度与段塞组合优化室内实验研究

喇嘛甸油田P油层开发已经进入特高含水期,注入水低效,循环严重,研究低成本沥青颗粒调剖技术,并开展了现场试验。任成锋、高波等人对沥青颗粒进行了调质改性,并评价了改性后沥青颗粒的悬浮性和封堵性;莫晗开发研制了新型活塞式沥清颗粒注入泵,解决了一项高压在线注入技术难题。初期取得了较好的增油效果,取得了一定效果。但仍存在沥青颗粒调剖剂浓度与储层物性、注入制度匹配问题。因此本文针对该层孔渗特性,对沥青颗粒调剖剂的浓度进行了优选,同时对其在岩心中的耐冲刷性进行评价,当注入0.2 PV、注入浓度为3 500 mg/L的沥青颗粒颗粒调剖剂时其采收率提高值最大,另外通过实验设计五种段塞方案对段塞方案进行了优选,优选的段塞组合组合为高-中-高,采收率可提高6.49%。     

稠油聚合物驱渗流速度及驱替效果影响因素分析

考虑稠油的非牛顿特性、聚合物的粘弹性、水相渗透率的下降、不可及孔隙体积以及残余油饱和度的降低等因素,建立并求解了稠油粘弹性聚合物驱渗流数学模型,分析了注入量及聚合物溶液的弹性对驱替速度和驱替效果的影响。结果表明:注入量一定的情况下,在聚合物溶液波及范围内,聚合物溶液弹性越大,注采井间的速度越大,驱替效果越好;聚合物溶液弹性一定的情况下,注入量越大,注采井间的速度越大,驱替效果越好。     

影响低渗透油藏空气泡沫驱的多参数综合评价

根据敖南油田M区块的开发特征,对比分析了各种改善低渗透油藏开发效果的提高采收率方法优缺点,开展了M区块高含水期的空气泡沫驱技术研究。针对现场应用参数存在一定的不确定性,缺乏参数定量值等问题,本文运用数值模拟软件对对比方案进行预测,首次以增油量和投入产出比作为评价指标,对敖南油田M区块空气泡沫驱注入参数进行优化评价。研究结果表明,对于敖南油田,注空气效果影响因素的重要性大小依次为气液比起泡剂浓度注气速度≈起泡剂注入量。注入参数最优方案为气液比为3:1;起泡剂浓度为0.3%;注气速度为40 m~3/d;起泡剂注入量为0.5 PV。对敖南油田空气泡沫驱提高采收率开发方案的制订及优化具有重要指导意义。     

聚表剂纳米催化剂驱油体系效果评估

聚表剂驱油技术是一种集调剖及驱替为一体的新型驱油技术,主要是通过增粘性,粘弹性和乳化性这三种性能来提高采收率。纳米催化剂材料在石油化工工业中具有改善产品构造,提高产品质量、产率和附加值的作用。在研究聚表剂和纳米催化剂在稠油热采中的主要作用以及他们提高采收率效果的同时,探究聚表剂和纳米催化剂混合后,同时注入地层是否能同时发挥二者优势,并寻求最优化的聚表剂-催化剂驱油体系,从而极大的提高原油采收率。纳米催化剂的注入性好,聚表剂的流度控制作用强,先注聚表剂扩大波及体积,后注入纳米催化剂改善原油物性,最后蒸汽吞吐能够提高单井吞吐效果。     

高温高盐油藏聚合物纳米微球调驱研究

华北油田赵86油藏断块为一个高温高盐断块油藏,油藏内油水井之间的水淹水窜现象严重,常规的调驱手段存在有效期短和效果差的缺点,深部调驱作用有限,液流改向效果不理想,难以有效提高油藏的最终采收率。近年来,纳米微球深部调驱技术以其良好的调驱效果,逐渐在国内应用并发展起来。纳米微球在地面成胶,可降低矿化度、地层温度、地层剪切等环境因素对体系的影响。纳米微球初始尺寸小、粘度低、注入工艺简单、膨胀时间可控、可实现逐级封堵,在中、低渗透油田适应性强。     

空气驱油实验研究

轻质油油藏注空气驱油不但具有注气作用,而且还具有氧气产生的其它效果。本文针对胜利渤南油田罗36块油样,采用大型填砂管模型,开展了90℃条件下注空气驱油提高采收率实验研究,重点讨论了驱油过程中注入孔隙倍数、注入速率和倾角对驱油效率的影响。实验结果表明,由于空气-泡沫对储层的封堵作用,能大幅提高水驱效果;气驱突破时间在一定程度上受注气倾角的影响,最终影响驱油效率。通过以上驱油实验研究,为注空气驱油方案的设计、油藏数值模拟研究、开发方案优化等提供了必要的依据,为油田先导试验的实施奠定了基础。     

Intelligent sustained-release microgel for reduced permeability of fluid channels: Synthesis and properties

Polymer microspheres as fluid diverting agents have been applied for profile control in deep reservoirs. However, its reservoir adaptability strictly requires the matching between the particle size and the pore radius, which are hard to realize due to uncertainty of pore radius caused by long-term water flooding. That behavior has severely reduced their plugging performance to the large channel. The objective of this study was to prepare a kind of intelligent sustained-release microgel to solve the problem, which could slowly release of sodium silicate during migration, form the larger aggregates and plug high permeability reaching deep reservoir. We developed a novel blocking agent, which is an amphoteric microgel (OICMS) synthesized by light-initiated polymerization followed by the adsorption of a sodium silicate solution. The microgel properties, including the adsorption and release properties of a sodium silicate solution, and its influencing factors were investigated. The results showed that the OICMS had larger adsorption and release ratio of sodium silicate than conventional polymer microspheres, influenced by the ionic degree, molecular weight, amount of pore-forming agent, and cross-linking density.