聚合物微球有效作用距离对调剖效果的影响——以高浅南油藏为例

为研究非均质油藏采收率与聚合物微球运移距离的关系,优化微球注入量,利用三层非均质岩心开展不同微球注入量下的驱油、调剖实验。实验结果表明:对于非均质性较强的油藏,采用聚合物微球调剖效果显著,采收率提高幅度随微球注入量增加而增大;微球的运移倾向于优先进入高导流能力的水窜通道,在大孔道孔喉处实现聚并、架桥封堵,可有效提高后续驱油剂波及体积;微球在油藏中的运移距离对提高采收率效果影响很大,只有当微球运移至油藏深部(深调)时,才可充分发挥其调剖作用。根据高浅南油藏条件,为保证微球能够发挥深调效果,只需注入微球0.20 PV(PV为高渗层孔隙体积)。微球深调-强乳化剂驱复合技术比较适用于高浅南油藏,应用该技术可在表面活性剂驱基础上再提高采收率17.88百分点以上。     

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。     

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。     

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。     

聚合物凝胶-微球颗粒-表面活性剂堵调驱提高采收率技术

采用树脂胶结非均质岩心开展堵调驱组合提高采收率实验研究.结果表明:聚合物凝胶+微球+表面活性剂的"堵+调+驱"组合段塞注入方式相比单一段塞注入效果更好,采出程度比水驱提高34.78％.该技术可协同发挥聚合物凝胶封堵水窜通道,调整吸水剖面,微球深部液流转向,表面活性剂提高驱油效率的作用,从而大幅提高采收率.B油田现场试验...     

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。     

提高高温高矿化度低渗油藏水驱开发效果研究

针对印度尼西亚Sungai Lilin油田油藏岩石渗透率低、温度高和注入水矿化度高等特点,以渗流力学为理论基础,通过仪器检测和物理模拟,研究了聚合物溶液和聚合物/表面活性剂二元复合体系在低渗油藏环境下的渗流特性及其影响因素,考察了岩心渗透率、注入时机、驱油体系和驱油剂组合方式对驱油效果的影响。二元复合体系中,部分水解聚丙烯酰胺相对分子质量400×104,浓度300 mg/L,SUN非离子型表面活性剂质量分数0.2%。结果表明,在溶剂水矿化度较高和岩心渗透率较低时,二元复合驱油体系的阻力系数和残余阻力系数大于聚合物溶液。采用二元复合体系可以大幅提高原油采收率,并且岩心渗透率越大、注入时机越早,采收率越高。注入0.57 PV二元复合体系时的采收率增幅为17.8%。推荐二元复合体系段塞尺寸为0.38 0.57 PV,考虑到油藏非均质性比较严重,建议在二元复合体系主段塞之前添加Cr3+聚合物凝胶(聚合物浓度300 mg/L,聚铬质量比270∶1)前置段塞,段塞尺寸0.05 0.08 PV。表5参15     

下二门油田聚合物驱后多段塞组合驱技术*

下二门H2Ⅳ层系经过0.5 PV聚合物驱,剩余油分布更加零散,为了优选成本低且能大幅度提高原油采收率的化学驱方式,通过对区块剩余油赋存形态和原油组分分析,依据不同化学驱方式对不同形态剩余油的动用效果,确定该区块的多段塞组合的驱替方式。研究结果表明:配方为1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性剂二元复合驱体系具有较好的长期热稳定性,老化360 d后界面张力仍能保持10~(-2)mN/m数量级,黏度保留率85%以上。聚合物浓度和渗透率相同时,二元体系注入压力低于聚合物的。聚合物浓度为1500 mg/L时,表面活性剂浓度为500数5000 mg/L时,二元复合体系中表面活性剂吸附量低于单一表面活性剂的吸附量。表面活性剂浓度大于1000 mg/L时,二元体系的洗油效率高于40%。双层非均质岩心驱油实验表明,在聚合物驱后实行多段塞组合驱可提高采收率21.51%,比单一聚合物驱和二元复合驱分别提高12.69个百分点和5.33个百分点。最终确定该区块剩余油的动用方式为以聚合物驱为主、复合驱为辅的低成本的多段塞组合"0.05 PV调剖+0.35 PV聚合物驱+0.15 PV二元复合驱+0.05 PV调剖"。图6表12参14     

聚合物微球与本源微生物的协同驱油效果

为深入研究聚合物微球与本源微生物驱油技术在低渗裂缝性油藏的协同驱油效果,研究了聚合物微球对岩心的封堵性,微生物与油藏温度、地层水的配伍性,聚合物微球对菌种繁殖能力影响,并进行了微生物驱和"聚合物微球/复合微生物"驱实验。研究结果表明:聚合物微球在低渗岩心中具有较好的注入性,随着聚合物微球在低渗岩心中运移的深入,产生逐级封堵效果。优选的微生物在目标区块储层能很好地生产繁殖,聚合物微球具有良好的协同配伍性,聚合物微球的加入不会影响微生物的繁殖。单独实施本源微生物驱油,油水界面张力可降低47%,驱油效率比水驱提高6.91%;"聚合物微球/复合微生物"驱油体系的驱油效率比水驱提高10.05%,满足了安塞油田王窑区块低渗裂缝油藏的矿场调驱需要。图6表3参17