预交联凝胶颗粒调驱剂在尕斯E3^1油藏的应用

预交联凝胶颗粒对注水井进行深部调驱处理可封堵油层深部的大孔道。利用其自身的膨胀性能，可以较好地降低高渗透层的吸水量，增加中、低渗透层的吸水量，改善吸水剖面。同时由于凝胶颗粒随注入水进入油层后还具有一定的驱油效果，因此可起到深部调驱的作用，真正改善注水开发效果，达到“稳油控水”之目的。     

地面预交联颗粒调驱剂的性能改进

地面合成弱凝胶颗粒调驱剂解决了常规地下交联调驱剂进入地层后,因稀释、降解、吸附、酸碱性条件变化等各种复杂原因造成的不成胶现象。在配制过程中具有很好的可控性,使用方便。但是在应用过程中发现,颗粒膨胀速度太快,不易进入地层深部,而且颗粒密度大,悬浮性能差,在水中以分散相存在,较难进入地层中的微小孔隙,这就很难起到彻底的调剖和驱油作用,为此通过主剂单体的筛选、添加相应的助剂、完善合成工艺等方法对预交联颗粒调驱剂进行了性能改进研究,研制出了适合中原油田高温、高盐油藏特性的深部调驱剂。实验结果表明,该调驱剂能解决目前现场应用中存在的问题。     

尕斯油田E_3~1油藏复合深部调剖技术应用实践

针对青海尕斯油田E31油藏高温高矿化度条件（温度126℃,地层水矿化度174501 mg/L）,进行＂预交联颗粒＋可动凝胶＂复合深部调驱体系室内研究和现场应用。实验结果表明,所用颗粒在模拟地层水中的膨胀倍数达到了10倍以上;聚合物/复合交联剂可动凝胶体系具有较好的抗盐抗温性能;岩心驱替实验结果表明,预交联颗粒优先进入高...     

预交联聚合物微凝胶调驱剂的应用性能

预交联聚合物微凝胶是一种介于聚合物和预交联凝胶颗粒之间的新型调驱剂，用反相乳液聚合制备，通过调节反相剂种类和用量，可控制其吸水溶胀过程。该调驱剂为具有较高化学稳定性的微米级软性颗粒，兼备“变形虫”特征。本体凝胶和预交联凝胶颗粒不能进入多孔介质，但在油携带下，未溶胀的微凝胶(粒径为5～13μm)能进入渗透率为0．4～10D的多孔介质；溶胀后微凝胶的粒径可达20～60μm，其运移能力与多孔介质的孔喉直径和颗粒的变形特征等有关。这种调驱剂可大幅度调整油藏的渗透率并具有较高的提高采收率能力。图5表1参8     

大孔道油藏聚驱后微观剩余油分布规律及提高采收率实验室研究

应用微观仿真模型驱油技术，模拟大孔道油藏，研究聚合物驱后剩余油的微观分布规律。讨论了注聚驱油后微观剩余油分布规律的研究方法、分布规律；对注聚后油藏的增产挖潜进行了实验室研究；用预交联凝胶颗粒进行单填砂长管驱油，提高采收率达15％；用预交联凝胶颗粒进行平面模型调驱结合驱油，提高采收率为2．4％左右；用预交联凝胶颗粒进行三并联调驱，提高采收率达1．5％。并且投入产出比达1：45，可以考虑现场施工应用。     

低渗透裂缝性油藏复合深部调驱技术研究与应用

长庆油田盘古梁长6油藏属于低渗透裂缝性油藏，严重影响到水驱油波及效率。针对该油藏地质特征和见水状况，研制了预交联颗粒／水驱流向改变剂／聚合物弱凝胶复合深部调驱体系，其中预交联颗粒／水驱流向改变剂具有较高的膨胀率，发挥了深部调剖作用，有效封堵大裂缝出水通道；聚合物弱凝胶主要发挥了驱油作用，有效启动中小裂缝中剩余油。利用该调驱体系在两井组进行了矿场应用，结果两井组在14和15个月中分别增油3564．38t和3801．00t。     

预交联颗粒凝胶调驱技术在文留油田文10块中的应用

在示踪剂监测的基础上，初步确定了预交颗粒凝胶的颗粒粒径，用量及膨胀倍数。对预交联颗粒凝胶的垂向调剖，微观驱油和改善平面波及系数等方面的效果进行了试验研究，在文10块应用调驱后，该块累计增油4145．6t，降水95500m^3，平均有效期323d，效果明显。     

污水复合深部调驱技术的室内研究

针对胜利渤南十区高温、高矿化度油藏地层条件,研制出利用油田污水配制的预交联颗粒／水驱流向改变剂／聚合物弱凝胶复合深部调驱体系。确定了弱凝胶体系最佳配方：HPAM浓度为1200—1800mg／L,交联剂浓度为300—600mg／L;该弱凝胶体系粘度保留率高,老化稳定性好。在油田污水中,水驱流向改变剂和预交联颗粒均具有良好的吸水膨胀性,在90℃下、104d内具有较好的老化稳定性。     

低渗透裂缝性油藏调剖物理模型研制及实验评价

为提高低渗透裂缝性油藏调剖剂评价物理模型的模拟程度,设计了一种裂缝宽度可调、基质和裂缝流量可分别计量的低渗透裂缝性油藏调剖物理模型。利用该模型开展了弱凝胶、预交联凝胶颗粒以及预交联凝胶颗粒-弱凝胶复合调剖体系对裂缝封堵能力评价实验以及复合调剖体系提高低渗透裂缝性岩心采收率驱油实验。研究结果表明,三种体系在裂缝中的封堵能力均随裂缝宽度的增加而减小,当裂缝宽度大于0.69 mm后,弱凝胶和预交联凝胶颗粒对裂缝基本不起有效封堵作用;随预交联凝胶颗粒浓度的降低,注入压力显著增加时对应的注入量增加、注入时间延长,最佳注入浓度为1000 mg/L;相同裂缝宽度下,复合调剖体系最高封堵压力值高于弱凝胶和预交联凝胶颗粒,且所需预交联凝胶颗粒的量相对较少。当复合调剖体系将裂缝完全封堵后,低渗透裂缝岩心的采收率由5.33%提高至45.58%,提高采收率的效果明显。     

非均相复合驱数值模拟方法研究与应用

非均相复合驱是一项应用于聚合物驱后油藏进一步提高采收率的化学驱方法,其主要的驱替剂为预交联凝胶颗粒B-PPG、聚合物和表面活性剂。从室内实验结果看,B-PPG颗粒的物理化学性质及驱油特征与聚合物有着明显的区别。传统的化学驱数学模型与应用软件无法准确描述其驱油机理。为深入研究非均相复合驱体系的驱油机理,基于室内实验的认识,引入了颗粒通过因子的概念,描述B-PPG颗粒的非连续性运移特征,并修正了残余阻力系数的数学表征方式,建立了新的数学模型,进行了快速求解算法研究和软件实现。算例测试表明,新的数学模型较好地反映了预交联凝胶颗粒的驱油机理,拟合了室内实验结果,并实现了矿场的拟合、跟踪应用。     

文东深层低渗透油藏微观剩余油形成机理研究

文东沙三中油藏是典型的深层高压低渗复杂断块油藏,储层具有启动压力梯度,渗流规律不同于中高渗储层,通过岩心观测、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜以及压汞资料,分析储层微观孔隙结构特征的基础上,采用真实储层模型进行微观水驱油实验,研究微观孔隙结构与驱油效率的关系及其微观剩余油形成机理。     

致密储集层初始含水饱和度形成过程实验模拟——以鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏为例

鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏储集层原油充注程度高,平均含油饱和度超过70%,局部存在超低含水饱和度现象。前人开展致密岩心原油充注实验时,在实验方法上很少考虑岩心出口端加回压对油水流动的影响,驱替时仅有入口端附近的液体在驱替压力下建立起孔隙压力用以克服流动阻力,出口端则为大气压,导致驱替得到的含水饱和度与测井分析含水饱和度差异明显。为了研究回压对致密油藏储集层原油充注时超低含水饱和度形成过程的影响,选取鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏岩心,开展了饱和水岩心出口端加回压来模拟不同孔隙压力下的单相渗流实验,根据实验结果选出实验回压开展原油充注实验。实验结果表明：单相渗流时,回压下能够显著降低测得稳定视渗透率时所需的驱替压力梯度,且在相同低压力梯度下能够测得更大流量;两相驱替时,回压下驱替得到的含水饱和度与测井解释结果具有很好的一致性,说明回压下能够再现超低含水饱和度的形成过程。研究认为,加回压对于提高致密岩心液体流动实验测试效率和模拟原油充注超低含水饱和度形成过程均有重要意义。     

粘土胶驱油试验研究

该文阐述了粘土胶驱油剂性能的室内实验研究；介绍了粘土胶驱油的宏观和微观物模驱油试验方法、步骤和结果；讨论了粘土胶驱油体系的成胶机理、驱油机理和对粘土胶驱油的影响因素。在两个试验区的矿场先导试验中，见到明显的增油降水效果。室内和矿场试验结果表明，粘土胶作为一种新型的驱油剂，适用于有大孔道的高渗地层，且具有货源广、成本低的特点。在三次采油中，该项技术有广阔的应用前景。     

一种新的计算泥浆侵入储层电阻率分布的数学模型

水基钻井泥浆滤液侵入储层不仅是一个典型的水驱替油的过程,同时伴随着泥浆微粒的侵入和滤液中离子与储层水中离子的混合,改变储层的电阻率,影响测井解释结果.在经典油水两相驱替理论和微粒运移理论基础之上推导出了描述离子混合、泥浆微粒入侵、微粒在储层孔隙中运移、在孔隙表面沉积和在孔喉处被捕集的方程组;依据并联电路原理推导出了由岩石骨架 死孔隙结构、泥浆微粒在孔隙表面和孔喉的滞留部分、剩余油、注入水与油层水的混合液4部分并联电阻表达式.建立了一个计算泥浆侵入条件下电阻率剖面上分布的数学模型.用有限差分法进行了求解并给出了一个高侵算例.     

砂岩储层清水和污水混注对储层损害的实验评价

注入水中乳化油含量和悬浮颗粒含量及粒径一直是控制砂岩油藏注入水水质的重要指标。利用正交试验原理,通过实验系统评价了乳化油和悬浮颗粒共存时乳化油滴浓度、固相颗粒含量及粒径、渗透率及注入孔隙体积的相互作用及其对中高渗储层吸水能力的影响。结果表明,对于污水回注或清水、污水混注的砂岩地层,乳化油和悬浮颗粒共存比其单一存在时对地层吸水能力的损害要严重。当油滴粒径小于10μm时,岩心损害程度大于70%,油滴粒径大于30μm时,岩心损害程度低于50%。对于给定孔喉的岩心,有一个临界颗粒粒径。临界固相颗粒粒径随渗透率(即孔喉大小)的变化而变化,而临界油滴粒径基本不随渗透率变化,粒径约为15μm。     

新型微溶胶的制备及性能表征

微溶胶是一种微米级颗粒溶液或分散凝胶溶液,主要用于油藏的深部调驱,具有控水和驱油双重功能。针对SZ-1油藏紊件（温度65℃、矿化度32g/L）,通过反相乳液聚合法制得了微米级双重交联聚合物微球——微溶胶,实验结果表明．微溶胶初始中值粒径为16．99μm,与孔喉尺度相匹配;在65℃、矿化度50g／L的备件下,体积溶胀倍率可达216．25,兼具微溶的特性,并可长期保持稳定;转向压力实验表明微溶胶具有较好的强度和弹性变形能力：     

深部调驱后续水驱渗流特征——以蒙古林砂岩油藏为例

深部调驱是改善砂岩油藏开发效果的重要技术之一,但是调驱后地层孔隙结构发生变化,后续水驱渗流规律与常用的化学驱技术又有所不同,剩余油分布认识更为困难。利用已大规模实施深部调驱技术的华北油田蒙古林砂岩油藏调驱井后续注水压降试井资料,采用双对数导数曲线和压力半对数曲线进行解释,并结合油井生产动态深入认识不同类型试井曲线对应的地层渗流特征。建立了砂岩油藏深部调驱后续水驱的渗流模式共5 种类型,分别为无限导流型、有限导流型、双重介质型、凝胶段塞边界型及均质地层型。对于无限导流型和有限导流型渗流特征,需要进行注采井网调整和继续深部调剖;双重介质型压力导数曲线出现“凹”型特征,调驱后适当进行分注措施;凝胶段塞边界型和均质地层型,可以通过解除油井凝胶的堵塞来改善现有低压油井的地层能量状况。     

毛细管理论在低阻油气层油气运移与聚集机理中的应用

根据油气在地层中的势和所受到的力理论,认为油气在运移与聚集过程中的主要驱动力为重力和围水压力变化引起的力,而毛细管压力则主要起阻力作用.毛细管压力与储层的孔喉结构、排替压力和油气可进入的孔喉多少有直接关系,所以它对油气的运移与聚集起着关键性的作用;根据毛细管理论,依据油气在低电阻率储层中运移和聚集的特点,阐述低电阻率油气层的形成机理.由于毛细管压力的作用,如果距离油源较远、油气源中的油气不丰富、储层岩性细、孔隙结构复杂、垂向上物性好的储集层发育较多或单层储集空间足够大等均会导致低电阻率储层中的微中、小孔隙中的水无法排出,致使储层不动水含量过高,从而显示油气层的低电阻率特征,即高含水饱和度是引起油气层电阻率较低的主要原因之一.     

油层受水敏伤害时水驱油渗流特征

利用真实的砂岩模型进行了单、双及组合模型3种类型的水驱油实验,比较了有水敏、无水敏伤害时水驱油特征的差别,并对两种条件下的驱油效果进行了评价.研究结果表明,有水敏伤害的注入水驱油与无水敏伤害的地层水驱油相比,水驱油的入口压力增高,孔隙结构非均质性加强,水驱油绕流加重,驱油效率及波及系数降低;两种条件下的水驱油方式均为活塞式,残余油类型主要为绕流形成的簇状残余油.影响木钵区块延10油层驱油效率的主要因素是储集岩的孔隙结构非均质性、水敏伤害、注水压力及加压方式.在对木钵区块延10油层注水开发中,应加强对储层非均质性的研究,并注意采取有效的储层保护措施,提高油层采收率.在注水开发过程中,应逐渐提高注水压力,以最大限度地开采木钵延10油层的石油资源.     

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