高浓度、大段塞聚合物驱技术室内研究及矿场应用

依据河南油田矿场生产实际需求,通过室内研究,定义了高浓度聚合物（ZL-I型部分水解聚丙烯酰胺）的下限值,优化了聚合物驱最佳注入段塞尺寸。研究结果表明：聚合物溶液质量浓度从500增至3000 mg/L时,黏度从11.8逐渐增至227.2 mPa·s;当聚合物质量浓度超过1670 mg/L后,溶液黏度大幅上升。在频率0.1 Hz下,黏性模量在聚合物质量浓度达到1643 mg/L后快速上升,而弹性模量在聚合物浓度达到1680 mg/L后快速上升。据此得到高浓度聚合物的下限值为1700 mg/L。当2000 mg/L聚合物注入量增至0.7 PV时,聚合物驱采收率大幅提高,增幅为19.77%;当注入量大于0.85 PV时,采收率增幅变缓。推荐下二门油田进行高浓度聚合物驱的注入浓度为1800～2000 mg/L,注入聚合物段塞量为0.85 PV。在该油田10口注聚井进行现场应用,日产液891.3 t,日产油77.9 t,累计增油143498 t,二次聚驱阶段提高采收率8.66%。表明注入高浓度、大段塞聚合物是挖掘聚合物驱增油潜能、提高经济效益的重要措施。     

海上稠油油田聚驱后二元复合驱注入时机与注入方式优选

模拟海上绥中36-1油田油层条件,进行了聚合物驱后二元复合驱注入时机、注入方式的优化实验研究。聚合物驱后在不同注入时机(直接转注、含水最低点、含水70%和含水95%时)转注二元复合体系,最终采收率分别为75.36%、73.32%、71.22%和68.61%,直接转注二元驱的采收率最高(42.61%)。在相同水驱条件下,以不同注入方式注入二元复合体系后发现,注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果优于注入0.05 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系+0.05 PV聚合物和0.1 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系。但注入方式的改变对最终采收率的影响较小,以聚合物做保护段塞更有利于控制工业化成本。在相同段塞聚合物用量条件下,用前后保护段塞的效果好于单一前置段塞。在等经济的条件下,聚合物驱后进行0.3 PV二元复合驱可提高原油采收率19.05%,比等价的0.7 PV聚合物驱采收率高1.61%,使油田开发的整体效益最大化。     

河南双河油田90℃以上高温油藏二元复合驱实验研究

针对河南双河油田Ⅵ油组90℃以上高温油藏条件,提出了由表面活性剂SH7与聚合物1630S组成的适合该油藏条件的SP二元复合驱油体系,研究了该二元驱油体系的界面性能、乳化性能、热稳定性能、抗吸附性能及驱油性能。结果表明,SP二元复合驱油体系(1630S浓度1500 mg/L)在SH7浓度高于500 mg/L时油水界面张力可达10~(-3)mN/m超低数量级,SH7浓度高于1000 mg/L后,界面张力可达10~(-4)mN/m数量级,且在30 min内即达到超低。组成为1500 mg/L 1630S+2000 mg/L SH7的SP二元复合体系的乳化性能良好,油水比为7∶3时乳状液黏度是SP二元复合体系的7倍以上。该SP二元复合体系的抗岩心吸附性能良好,在经历五次吸附后,油水界面张力仍可达8.82×10~(-4)mN/m。当体系中氧含量低于0.8 mg/L时,聚合物及SP二元复合体系的长期热稳定良好,95℃下老化180 d后的体系黏度仍高于初始值,油水界面张力可以保持在10~(-4)mN/m数量级。均质岩心驱油实验结果表明,水驱后注入0.606 PV的SP二元复合体系,在水驱(采收率42.26%)基础上可提高采收率22.16%,较同等条件下的聚合物驱高出6个百分点。三倍渗透率级差层内非均质岩心驱油实验结果表明,SP二元复合体系的最佳段塞尺寸为0.6 PV,在水驱基础上提高采收率16.23%。     

渤海稠油油田早期注聚剖面返转规律及控制方法研究

为了提高海上非均质稠油油田聚合物驱效果,采用疏水缔合聚合物AP-P4(特性黏数1800 m L/g、疏水基含量0.8%),通过双管并联岩心物理模拟实验研究了渗透率级差、注聚浓度、注聚时机对渤海稠油油藏早期注聚剖面返转的影响规律,比较了交替注入聚合物的类型和浓度、交替次数对提高采收率效果的影响。研究结果表明:聚合物驱适用于早期注聚(含水率小于80%)、渗透率级差小(﹤6)的油层条件,聚合物良好的注入性和合适的流度控制作用对提高稠油聚合物驱采收率十分重要;弱凝胶体系和聚合物体系交替注入对高渗层伤害大,提高采收率效果差;在相同聚合物用量条件下,高浓度(2250 mg/L×0.15 PV)与低浓度聚合物体系(1750 mg/L×0.15 PV)交替注入2个轮次比单一段塞注聚(聚合物用量1200 mg/L·PV)提高采收率4.3%,渤海稠油油藏开展高浓度/低浓度聚合物体系交替注入可改善稠油聚合物驱效果。     

高浓度聚合物注入时机及段塞组合对驱油效果的影响

在大庆油田聚合物驱条件下(45℃,原油粘度～10 mPa·s,清水配制聚合物溶液),取聚合物总用量2020 PV*mg/L,在人造岩心上实验研究了水驱之后不同段塞组合的"普浓聚合物"(浓度1000 mg/L、粘度8.6 mPa·s、分子量1.7×107的HPAM溶液)+"高浓聚合物"(浓度最高达3000 mg/L、粘度最高达369 mPa·s、分子量2.5×107的抗盐聚合物溶液)的驱油效果.在普浓聚合物驱的5个不同时机转注浓度2500 mg/L、粘度315 mPa·s的高浓聚合物,转注时机越早则聚驱采收率越高,前期(不注普浓聚合物)转注为45.1%,中前期(含水降至80%时)转注为44.0%,后期(含水升至98%时)转注为41.0%.注入0.350 PV普浓聚合物后再分别注入浓度在1000～3000 mg/L的抗盐聚合物,随浓度增大,聚驱采收率由35.7%增至41.5%,但增幅迅速减小(4.8%～0.1%).注入0.350 PV普浓聚合物段塞之后依次注入浓度2500 mg/L、分子量递减(2.5×107,2.1×107,1.7×107)、尺寸递减(0.450,0.118,0.100 PV)的3个聚合物段塞,聚驱采收率最高,为48.2%;普浓聚合物段之后注入2500 mg/L的高浓聚合物单段塞或浓度递减(2500～1000 mg/L)的4个抗盐聚合物段塞,聚驱采收值相近但大大降低(41.1%或41.0%).在讨论高浓高粘高分子量聚合物驱油机理时,强调了高粘弹性聚合物溶液提高微观驱油效率的作用.图1表4参4.     

喇嘛甸油田二类油层高浓度聚合物驱提高采收率实验研究

本研究在模拟北北块一区萨Ⅲ4-10油层条件下进行。在尺寸4.5×4.5×30(cm)、纵向渗透率变异系数为0.72、平均渗透率0.482×10-3～586×10-3μm2的石英砂胶结岩心上,使用黏度为10 mPa.s的模拟油,在45℃下考察了水驱后注入不同高浓聚合物段塞对驱油效果的影响及常规聚合物驱不同阶段注高浓聚合物对驱油效果的影响,结果如下。高浓聚合物聚合物用量越大,提高采收率幅度越大,但增加幅度逐渐变缓,聚合物用量为1500、2000、2500、3000(PV.mg/L)时提高采收率分别为15.75%、17.91%、19.84%、21.46%;在聚合物用量相同的条件下(1500 PV.mg/L、2000 PV.mg/L),浓度为2500 mg/L和1000 mg/L聚合物段塞交替注入越频繁,提高采收率幅度越大。在聚合物用量相同的条件下(2000 PV.mg/L),常规聚合物驱不同阶段转注高浓度聚合物溶液,转注的时期越早,提高采收率幅度越大。     

大庆油田萨北开发区二类油层二元复合驱技术研究

大庆油田萨北开发区二类油层具有渗透率低和非均质严重等特点,水驱开采效果差。对4种不同表面活性剂二元复合体系黏度、界面张力及其稳定性进行了评价,优选出性能好的"炼化石油磺酸盐/聚合物"二元复合体系。还对该体系的驱油效果、注入参数、黏度和段塞组合等进行了实验研究,结果表明"炼化石油磺酸盐/聚合物"二元复合体系具有较好增油效果。"整体"段塞和段塞黏度排序"低中高"注入方式的增油效果较好,调剖愈早,增油效果愈好。推荐矿场采用的注入方式为:先注入0.05~0.08 PV的Cr3+聚合物凝胶段塞,再转注0.33~0.49 PV二元复合体系(CP=1 200 mg/L,CS=0.2%)。在上述配方组成和段塞组合条件下,比水驱提高采收率15%以上。     

渤海X油田聚驱后不同化学驱注入段塞优选及剩余油分布研究

渤海X油田自实施聚合物驱以来,含水上升较快,注聚井的吸水剖面反转现象严重,为改善开发效果,模拟地质油藏特征和开发情况,应用三层非均质平板岩心模型,开展了不同类型化学驱室内实验研究和合理段塞注入方式优选,结果表明:聚表二元驱能够有效改善聚合物驱过程中的剖面反转现象,有效扩大波及体积;优选的段塞注入方式为:0.1 PV(0.25%表面活性剂+2 000 mg/L聚合物)+0.3 PV(0.2%表面活性剂+1 500 mg/L聚合物),优选的聚表二元驱段塞注入方式比聚合物驱提高采收率8.6%。     

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     

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     

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。     

港东区块注聚参数优化研究

模拟港东区块油藏条件开展聚合物驱油实验优化注入参数,结果表明:港东地区最佳聚合物浓度为1500mg/L,段塞大小0.5PV,注入速度0.08PV/年。     

关家堡海上油田开发早期ASP三元复合驱注入参数优选

关家堡海上油田已经完成了井网部署,即将投入商业开发。为了达到高速高效开发的目的,通过室内实验研究了注水开发初期实施ASP三元复合驱的可行性,对比了复合驱“早期-低浓度-大段塞”、“中期-中浓度-中段塞”和“晚期-高浓度-小段塞”3种注入方式下的驱油效果。研究结果表明,在关家堡海上油田推荐使用“早期-低浓度-大段塞”方式,即开发初期就实施复合驱,ASP三元复合驱体系为600mg／L聚合物、0．3％表面活性荆和1．2％碳酸钠,段塞尺寸为0．50倍孔隙体积。该研究成果对于关家堡油田的高速高效开发具有指导意义。     

大庆萨北油田二类油层高浓度聚合物

针对大庆萨北油田二类油层储层物性差、平面和纵向非均质性严重和普通浓度聚合物驱提高采收率增油效果不明显等问题,提出开展高浓度聚合物驱技术思路.结合矿场实际需求,采用仪器检测和理论分析方法,开展了高浓度聚合物溶液流变性、黏弹性、流动特性和驱油效果物理模拟研究.结果表明,高浓度聚合物溶液的黏弹性较普通浓度聚合物溶液更强,阻力系数和残余阻力系数更大.在注入整体段塞尺寸(0.57 PV)相等的条件下,高浓度聚合物驱较普通浓度聚合物驱最终采收率能提高近10个百分点.高浓度聚合物注入时机、用量和段塞组合方式对增油效果影响很大,注入时机愈早,聚合物用量愈大,高浓度聚合物驱增油效果愈好.整体段塞和"低中高黏度"段塞组合注入压力愈高,扩大波及体积能力强,增油效果较好.理论分析表明,高浓度聚合物溶液流度控制能力更强、驱油效率更高是其大幅度提高采收率的主要机理.     

高温油藏条件下聚合物驱油效率实验—以泌阳凹陷双河油田为例

针对泌阳凹陷双河V_下区块高温(84.3℃)低渗透的油藏条件,选取不同水解度的聚合物1630s和ZL-I进行驱油效率实验。通过不同浓度聚合物对驱油效率的影响实验发现,高浓度聚合物由于具有较高的粘弹性,驱油效率明显高于低浓度聚合物,但考虑到经济因素,建议注入浓度为1600～2000 mg/L。不同段塞尺寸驱替实验说明,注入大段塞聚合物比注入低段塞驱油效率更高,但超过0.5 PV时驱油效率提高缓慢,故段塞尺寸为0.4～0.5 PV。由聚合物老化前、后对比驱油实验得出,低水解度聚合物1630s更适合此高温油藏条件。     

表面活性剂BS复合驱油体系物理模拟实验研究

以大庆油田使用的以重烷基苯磺酸盐Sy为表面活性剂组分的强碱ASP三元体系作对比,考察了由能使油水界面张力达到超低的两性甜菜碱表面活性剂BS配制的无碱SP二元体系和加磷酸钠牺牲剂的该SP二元体系的驱油效率.实验岩心为Ka≈-1μm2的环氧树脂胶结石英砂均质、非均质(变异系数0.72)岩心.驱油实验模拟大庆油田条件(温度45℃),实验体系舍表面活性剂3.0g/L,分等黏度(20,40,80mPa·s)和等聚合物浓度(0.5,1.5,2.5g/L)两个系列,化学剂主段塞0.35PV,后续聚合物保护段塞0.20PV.体系黏度由20mPa·s增至40mPa·s或聚合物浓度由0.5g/L增至1.5g/L时,均质岩心上的采收率增幅很大,黏度或聚合物浓度继续增大时增幅很小.均质岩心上的驱油效果,在等黏度条件下加牺牲剂的SP二元体系最好,SP二元体系和强碱ASP三元体系相近并较差,在等聚合物浓度条件下SP二元体系和加牺牲剂的SP二元体系最好且相近,强碱ASP三元体系较差.在非均质岩心上的驱油效果,当体系黏度为40mg/L时,加牺牲剂SP二元体系最好,SP二元体系次之,强碱ASP三元体系最差,当聚合物浓度为2.5g/L时,加牺牲剂SP二元体系与SP二元体系相当,强碱ASP三元体系较差.     

胜利油区海上油田二元复合驱油体系优选及参数设计

胜利油区海上油田水驱开发产量呈现逐年下降的趋势,急需转换为二元复合驱方式进行提速增效开发。二元复合驱作为大幅度提高原油采收率和采油速度的有效方法,已经在陆上油田大规模推广应用。但是,由于油藏条件存在差异,海上油田无法照搬陆上油田方案。按照海上油田开展二元复合驱技术要求,通过对多个驱油剂产品的溶解性、热稳定性、抗盐性等关键指标进行优选,得到由聚合物C10与复配的高效活性剂组成的配伍性和稳定性良好的二元复合驱油体系。结合室内物理模拟实验和数值模拟研究,对二元复合驱油技术的注入黏度、注入速度以及段塞尺寸等注入参数进行了优化设计。研究结果表明,该二元复合驱油体系注入0.4 PV之后,采收率提高29.2%,相对于同段塞尺寸单一聚合物驱增加11.3%。数值模拟预测结果显示,在最佳黏度比为0.5、注入速度为0.07 PV/a、最佳注入段塞尺寸为0.42 PV的条件下,与水驱相比二元复合驱可提高采出程度11.6%,最大幅度提高海上油田采油速度和原油采收率。     

红岗油田二元复合驱增油效果及注入参数优选

红岗油藏具有油层数量较多、渗透率较低、非均质性较严重和原油黏度较高等特点,水驱开发效果较差.依据油藏开发实际需求,利用仪器检测、物理模拟和理论分析方法,开展“复配聚合物/非离子表面活性剂JN-1”二元复合驱增油效果实验研究,并对二元复合驱注入参数进行了优化.结果表明,与相同黏度“高分聚合物/非离子表面活性剂JN-1”二元复合体系相比较,“复配聚合物/非离子表面活性剂JN-1”二元复合体系的扩大波及体积能力较强,采收率增幅较大,采取“调剖剂+二元复合体系”段塞组合要比单独使用二元复合体系的增油效果好,并且油田开发中前期的调剖要比中后期的增油效果好.推荐矿场驱油剂药剂和段塞组成实施方案为“前置段塞注入孔隙体积倍数0.05(2.4 g/L复配聚合物)+主段塞注入孔隙体积倍数0.50(1.6 g/L复配聚合物,3.0 g/L表面活性剂JN-1)+保护段塞注入孔隙体积倍数0.02(1.8 g/L复配聚合物)”.     

微凝胶驱数值模拟研究

利用黑油模拟软件CMG对王场油田潜三段北断块进行地质建模以及生产历史拟合。在此基础上应用从美国格兰德公司引进的世界上最先进的EOR化学驱提高采收率软件包中微凝胶驱及渗透率调整软件系统（FAPMS）,对王场油田潜三段北断块进行微凝胶驱方案的优选评价。优选出最佳的体系用量、浓度、段塞结构、注入速度及最佳注入方式,最终得到切合实际的最佳注入方案为（聚合物浓度600mg/L＋交联剂浓度70mg/L）×0.2PV,为现场试验提供了科学依据。     

聚合物驱后油藏强化泡沫驱参数优化设计

为进一步提高聚合物驱后特高含水开发后期油藏采收率,根据强化泡沫驱先导试验区的油藏特点及开发现状,利用CMG数值模拟软件,对双河油田强化泡沫驱的注入段塞大小、注入浓度、注入方式等参数进行了优化设计,并依此制定了开发方案。优化结果表明:强化泡沫体系为2 000 mg/L稳泡剂+0.3%发泡剂,合理气液比为1∶1,最佳注入量为0.5 PV,并且采用气液混注方式驱油效果最佳;预测矿场实施后,可提高采收率10%,对聚合物驱后油藏采用强化泡沫驱技术进一步提高采收率是可行的。