南堡陆地高含水油藏弱冻胶深部调驱实验研究

针对冀东油田高浅北地区油层的储层特性、非均质特征以及流体性质,评价了酚醛树脂弱冻胶体系的成冻性能。通过调节聚合物和交联剂的加量,形成了一系列成冻时间可调、强度可控的配方,并考察了不同配方冻胶的黏弹性特征,分析了弱冻胶在多孔介质中的运移-滞留规律,评价了不同条件下弱冻胶体系的驱油效果。结果表明,酚醛树脂弱冻胶体系的黏弹性较好,并受聚合物及交联剂浓度的影响较大;弱冻胶调驱体系能够实现在地层中运移—封堵—再运移—再封堵的有限度的驱油过程,起到深部调驱的作用;当弱冻胶注入量为油藏高渗孔隙体积的0.3倍时,单位堵剂的采收率增值达到最大值80%;当水驱含水率达到35%～80%时,调驱后的最终采收率为32.8%～35.9%,效果最好。     

油井深部堵水合理深度的实验研究

在平板物理模型上研究了油井深部堵水的合理深度。所用堵剂为短交联时间的聚合物铬冻胶。模型由环氧树脂胶结石英砂制成,沿一条对角线设置高渗条带,两端设注入、采出口(井)。按常规岩心驱油程序,模型水驱至含水98%时注入堵剂,顶替至设定位置后恢复水驱。在20×20×1(cm)的可视化模型上,注入堵剂至注采井距的1/6~5/6,恢复水驱后观测到注入深度为3/6井距时,平面波及率最大,其值略小于50%。在20×20×1.5(cm)、高渗条带渗透率5.13μm2、基质渗透率1.85μm2的模型上,从采出口反向注入不同量堵剂,采收率增值随堵剂注入深度的增加(采注井距的1/10~5/10)而显著增大(1.8%~38.8%),但单位体积堵剂采收率增值在注入深度为3/10井距时最大,为5.35%/mL(孔隙体积22 cm3)。在13.5×13.5×0.15(cm)的可视化模型上,从采出口反向注入不同量堵剂,注入深度由1/10井距增加至5/10井距时观测到波及面积增大,采收率增值由2.2%升至17.7%,但注入深度为3/10井距时单位注入深度的采收率增值最大。考虑经济效益,合理深度为采注井距的3/10。指出油井深部堵水的关键,一是堵剂,另一是堵剂放置方式。图14表2参2。     

双河油田聚合物驱后深部调剖技术研究

聚合物驱后深部调剖技术弥补了聚合物溶液调剖作用有限的缺点,通过对地层充分调剖提高波及系数,最大限度提高地层的采收率.针对河南双河油田的情况,经研究发现：冻胶型深部调驱剂可根据需要配成不同成冻时间和强度的体系,体系成冻时间1d～15d,突破真空度0.04～0.062 MPa,具有较强的封堵能力.可视化模型研究表明,按照先弱后强的顺序注入组合调剖剂有利于提高采收率.采收率流动实验证明,调剖剂注入时机越早越有利于提高采收率.     

Cr3+/HPAM冻胶深部调剖剂YG102实验研究

聚合物驱后恢复水驱,含水率迅速上升,油井很快水淹.研制了Cr3 /HPAM冻胶YG102,实验表明:YG102冻胶交联时间易于控制,冻胶体系成冻时间可调(1～20 d),成冻后强度高.将YG102按照先弱后强的顺序注入地层,能得到更好的驱油效果.YG102的用量存在最优值,注入相同量YG102,越早注入,所得的最终采收率会越高.     

聚合物驱后交联聚合物深部调剖技术室内试验研究

为了避免聚合物驱后恢复水驱时含水率迅速上升,研制了交联聚合物深部调剖剂冻胶107,并对其配方进行了优化。通过平行管流动试验,分高、低两种渗透率模拟油藏非均质性,研究聚合物驱后的压力、各种渗透率层的采收率和含水率的变化。试验结果表明,聚合物驱后直接进行深部调剖,流动性较强的深部调剖剂将主要进入高渗透孔道,对高渗透层造成封堵,为了使组合调剖剂能进入深部高渗透层,提高原油采收率,必须按照先弱后强的顺序,尽可能早的注入组合调剖剂。     

聚合物驱后深部调剖提高采收率的实验研究

本项实验研究针对地温69～70℃、地层水矿化度4.5 g/L、注入水矿化度4.7 g/L的河南油田双河砂岩油藏.实验温度70℃,实验用原油70℃粘度12.1 mPa·s,选择单液法施工的交联聚合物冻胶为深部调剖剂,聚合物HPAM分子量1.62×166,水解度12.5%,交联剂有有机铬、无机铬[Cr(Ⅵ)化合物+还原剂]和酚醛树脂.根据三类聚合物/交联剂体系成冻时间等值线图选出了成冻时间分别为1、1、5、10、15天的5个配方,其突破真空度(强度)为69～40 kPa,Sydansk相对强度级别为G,注入0.2 PV时填砂管封堵率为99.23%～97.02%.渗透率级差～3的并联双填砂管饱和油之后注水驱油至含水98%,再注入0.30 PV 1.0 g/L HPAM溶液并再次注水,达到一定含水率(67.0%～98.0%范围,共7个值)和相应采收率(39.4%～45.3%)时,注入0.15 PV成冻时间1天、强度较高的调剖剂(HPAM/有机铬体系)并恢复注水,采收率增值(28.7%～12.5%)随调剖时机提前而加大.注入、采出口之间有高渗条带的可视平板填砂模型,依次饱和水,饱和油,注水驱油至含水98%,先后注入成冻时间1 d、强度不同的两种HPAM/有机铬体系(0.015+0.010 PV)并恢复注水,调剖剂注入顺序为先弱后强时的最终采收率(63.6%)高于注入顺序为先强后弱时的最终采收率(55.3%).图6表3参7.     

Cr3+聚合物弱凝胶调驱剖面变化规律及改善方法

采用分子内交联为主的Cr³⁺聚合物弱凝胶,通过“分注分采”岩心驱替实验研究调驱剂段塞尺寸、岩石渗透率和原油黏度对储层吸液剖面和产液剖面的影响。针对渤海油田LD10-1区块渐新统东营组进行了“堵/调/驱”实验。研究结果表明：①调驱剂段塞尺寸对注采两端液流转向和剖面返转时机没有影响,但超过0.3 PV后单位体积段塞尺寸Cr³⁺聚合物弱凝胶提高原油采收率增幅减小,随储层渗透率级差和原油黏度增大,注采两端液流转向时机延后,剖面返转时机提前;②“有机/无机”复合凝胶体系封堵高渗透率层、聚合物微球调控微观非均质性和稠油流度改善剂提高驱油效率等3种措施同时实施,可提高聚合物弱凝胶调驱后的采收率;③“堵/调/驱”组合提高采收率机理为：封堵优势渗流通道扩大非均质储层宏观波及体积、聚合物微球在变径孔隙或喉道处发生桥堵实现微观液流转向、高效驱油剂可进入未波及孔喉区域发挥降黏原油、降低油水界面张力和高效驱替等3种作用。     

多轮次调剖的室内实验研究与现场应用

采用沿一条对角线设置高渗区、两端设注入、采出口的厚平板模型和可视化薄平板模型及高、中、低渗三填砂管并联模型,实验研究了水驱后(含水95%)多轮次调剖的效果。在厚平板模型上用水玻璃/氯化钙堵剂调剖三轮次,在薄平板模型上用聚合物铬冻胶调剖八轮次,均出现了调剖效果(采收率增值)递减现象。提出了效果递减的五个机理及相应对策:①前后两次调剖注入的堵剂影响面部分重叠,应使用强度不同、凝胶化时间不同的堵剂,建立多轮次调剖堵剂系列;②堵剂的作用随径向距离增加而减弱;应逐轮次增加堵剂量;③封堵时机不当,含水越低则调剖效果越好;④注入压力欠当,高注入压力下堵剂可进入欲启动层;⑤注入的堵剂部分失效,如有机冻胶发生氧化降解,粘土内滤饼被冲刷。在综合含水高达96.3%的坨11南沙二11-3试验区,采用PI和FD决策技术选调剖井,选择堵剂并优化堵剂配方,从1999年10月到2002年10月对全区6口注水井进行5轮次共21井次调剖,使试验区年自然递减率(1999年为11.65%)大幅度减小,含水受到控制(2003年8月为96.1%),采收率提高2.0%,可采储量增加。图5表3参3。     

油井深部堵水技术的研究与应用

针对常规油井堵水增产幅度低、有效期短等问题,提出了一种油井深部堵水技术,该技术是将强度由’弱到强的油井堵剂依次注入欲封堵的高渗透条带的远井地带、过渡地带和近井地带,从而达到深部堵水、延长堵水有效期、增油降水的目的。室内研究表明,油井深部堵水可以更高提高水驱波及系数,进而提高原油采收率,并且堵剂放置的位置存在一个最佳深度,此时单位体积堵剂的采收率增值最大。矿场试验也证明了油井深部堵水技术是一项经济效益可观的,控水稳油、提高采收率的可靠、可行的技术,值得重视和推广。     

施工因素对微生物驱油效果影响的物理模拟研究

为了提高微生物驱油效果,开展了施工因素对微生物强化采油效果影响的物理模拟试验。利用"四因素三水平"正交试验设计方法,将注入方式、注入量、关井时间及重新开井时的微生物驱替速度分3个水平进行微生物驱替试验。驱替试验按在水驱之后注入微生物关井一段时间、再利用微生物发酵液驱替的顺序进行。评价各因素在不同水平组合下的采收率,从而优选出各因素最佳水平。利用正交试验设计方法设计的驱替试验结果优化,采用无机培养基和接种活化的菌液按照1:1的段塞注入方式,注入量为0.6倍孔隙体积,关井2 d,重新开井时的驱替速度为3倍孔隙体积/h时微生物强化采油效果最佳,这一最优组合方式在水驱产水率达到95%的基础上,采收率可以进一步提高近32百分点。这表明微生物注入方式等施工参数对微生物强化采油效果有较大影响,在实际施工中应先进行参数优化,以取得最佳强化采油效果。      

多孔介质性质对弱凝胶深部调驱作用的影响

为了克服常规实验装置的不足，明确多孔介质性质对弱凝胶体系深部调驱作用的影响，研究了弱凝胶体系通过玻璃微珠与石英砂填砂模型时的性能及其深部调驱作用的变化。结果表明，动态条件下2种介质中的弱凝胶体系均可发生交联反应，经过水驱后2种介质中的弱凝胶均呈颗粒状。在玻璃微珠模型中，弱凝胶的动态成胶时间较短，生成的弱凝胶均匀分布于整个孔隙空间，残余阻力系数较大，在水驱作用下弱凝胶能够向深部运移并能在深部再次形成封堵，实现其深部调驱作用；而在石英砂填砂模型中，弱凝胶的动态成胶时间较长，生成的弱凝胶主要集中在近入口端，残余阻力系数较小，在水驱作用下弱凝胶能够向深部运移但被剪碎成细小颗粒，不再具有封堵作用，其深部调驱作用较差。多孔介质的剪切破碎作用是影响弱凝胶性质以及降低其深部调驱作用的主要原因。     

Effects of Shear Fracture on In-depth Profile Modification of Weak Gels

Two sand packs were filled with fine glass beads and quartz sand respectively.The characteristics of crosslinked polymer flowing through the sand packs as well as the influence of shear fracture of porous media on the in-depth profile modification of the weak gel generated from the crosslinked polymer were investigated.The results indicated that under the dynamic condition crosslinking reaction happened in both sand packs,and the weak gels in these two cases became small gel particles after water flooding.The differences were:the dynamic gelation time in the quartz sand pack was longer than that in the glass bead pack.Residual resistance factor(FRR)caused by the weak gel in the quartz sand pack was smaller than that in the glass bead pack.The weak gel became gel particles after being scoured by subsequent flood water.A weak gel with uniform apparent viscosity and sealing characteristics was generated in every part of the glass bead pack,which could not only move deeply into the sand pack but also seal the high capacity channels again when it reached the deep part.The weak gel performed in-depth profile modification in the glass bead pack,while in the quartz sand pack,the weak gel was concentrated with 100 cm from the entrance of the sand pack.When propelled by the subsequent flood water,the weak gel could move towards the deep part of the sand pack but then became tiny gel particles and could not effectively seal the high capacity channels there.The in-depth profile modification of the weak gel was very weak in the quartz sand pack.It was the shear fracture of porous media that mainly affected the properties and weakened the in-depth profile modification of the weak gel.     

新型裂缝性低渗透油藏堵水剂性能评价

针对堵水剂在裂缝中的漏失问题,研制出二次交联聚合物凝胶堵水剂,对一次交联聚合物弱凝胶的流变性、耐剪切性、注入性和滤失性和二次交联聚合物凝胶的突破压力、封堵率、耐冲刷性、对基质伤害率和长期热稳定性进行了评价。实验结果表明,一次交联聚合物弱凝胶具有剪切稀释的流变特征,耐剪切,注入性好,滤失量低;二次交联聚合物凝胶具有突破压力高、封堵率高、耐冲刷性强、对基质伤害率低和长期热稳定性好的特点,在裂缝性低渗透油藏堵水作业中具有明显的优势。     

温8区块复合深部调驱体系的制备与评价

针对温米油田温8区块油藏地质条件,采用水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱技术。选用粒径为3～5mm水驱流向改变剂2^#用于复合调驱体系;并研制了适合该油藏条件的弱凝胶体系,确定了其最佳配方：聚合物HPAM浓度1000～1500mg／L,交联剂FO浓度300mg／L,交联剂GR20mg／L,稳定剂WD浓度100mg／L,除氧剂CY浓度100mg／L。通过岩心流动实验,评价水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱体系对吸水剖面的改善能力。结果表明,该复合调驱体系可大幅提高吸水剖面改善率,适用于温8区块的调驱作业。     

地层环境对PFS弱凝胶性能影响室内研究

弱凝胶调剖在各个油田都有着广泛的应用,但是堵剂进入地层后性能变化、成胶效果却无法评价。通过室内实验,利用石油大学30m超长岩心,注入HPAM、苯酚、乌托品和盐酸复配成的PFS弱凝胶体系,考察了弱凝胶注入长岩心后的性能变化。实验结果表明,PFS弱凝胶调剖体系经过稀释、吸附和剪切后虽然其粘度、相对分子质量有一定程度下降,但仍然具有较好的成胶封堵效果。     

聚合物弱凝胶在高盐中低渗条件下的渗流特性 及影响因素*

为提高长庆高盐油藏采收率,以长庆油田油藏地质特征和流体性质为模拟对象,研究了聚合物弱凝胶的渗流特性及影响因素,分析了作用机理。结果表明,影响聚合物弱凝胶渗流特性的因素较多。随聚合物浓度、相对分子质量、注入水矿化度和Cr³⁺浓度增加,聚合物弱凝胶的阻力系数(Fr)和残余阻力系数(F(rr))增大,驱替过程中注入压力增加;随岩心渗透率减小,Fr和F(rr)增加,注入压力增加。不同类型聚合物交联生成的弱凝胶对岩心的封堵效果不同。与相同浓度的聚合物溶液相比,尽管聚合物弱凝胶视黏度略为减小,但其Fr和F(rr)较大,且F(rr)大于Fr,液流转向能力良好。水稀释引起弱凝胶分子链舒展和吸水水化膨胀是造成弱凝胶分子聚集体尺寸增大、岩心孔隙内滞留和封堵作用增强的主要原因。图6表9参25。     

周期性注入弱凝胶技术研究与应用

弱凝胶调驱是改善和提高注水波及效率的主要手段,但由于弱凝胶的强度较低,导致其有效期较短。为此,提出了周期性注入弱凝胶技术。采用岩心平面模型进行了非周期性注入弱凝胶调驱试验和周期性注入弱凝胶调驱试验,结果表明:非周期性注入弱凝胶调驱可以封堵高渗透层,提高注入压力,降低综合含水率,提高采收率;周期性注入弱凝胶调驱可以进一步改善弱凝胶的调驱效果,延长弱凝胶调驱的有效期,从而使采收率得到进一步提高。赵108断块采用周期性注入弱凝胶技术进行了两期调驱,注入弱凝胶期间和注入以后,注入压力上升,吸水剖面得到调整,油井含水下降,产油量上升。一期调驱有效期1.0 a,二期调驱有效期1.5 a,两期调驱共增油20 500 t。      

砾岩油藏弱凝胶调驱的选井时机界限研究--以克拉玛依油田七中区克上组油藏为例

针对克拉玛依油田七中区克上组的砾岩油藏特点,应用物理模拟实验和数值模拟技术,分析了弱凝胶调驱的注入时机界限。结果表明,为了达到最佳的增油效果,应在含水率70％以前实施调驱,在含水率70％时比含水率98％时实施调驱可节约注入水27.7％。该研究结果为砾岩油藏弱凝胶调驱的矿场选井提供了依据。     

弱凝胶体系地层流体转向技术在海上稠油油田的应用

稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果.针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化.结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势.在含水率40%以后,注入...     

南堡35-2油田弱凝胶调驱优化及实施效果分析

从海上油田开发实际需求出发,针对南堡35-2油田特点和存在问题,对弱凝胶的适用性进行了分析。利用室内实验方法,对影响弱凝胶调驱的关键参数,如原油粘度、调驱时机和调驱剂用量进行了实验分析,实验分析结果表明,原油粘度越大,调驱效果越差;弱凝胶最佳注入时机为含水40%;弱凝胶用量越多,驱油效果越好;并在研究的基础上开展了现场实施。实施结果表明,弱凝胶调驱能够降低视吸水指数,控制含水上升,改善水驱效果。