Cr~(3+)与聚合物在岩心内静态成胶效果评价

近年来,在SZ36-1和LD10-1油田开展了聚合物驱和聚合物凝胶调驱矿场试验,取得了明显增油降水效果,为海上油田提高采收率找到了一条有效途径,但油藏中的各种复杂环境和条件可能会对其交联反应存在影响。通过理论分析和物理模拟实验,开展了交联剂Cr~(3+)与聚合物在岩心内静态成胶效果评价实验研究。结果表明,在静态条件下,交联剂Cr~(3+)与聚合物分子间可以在岩心孔隙内发生交联反应,其成胶效果受到岩心渗透率及其类型(是否含胶结物)、岩心含油饱和度、黏土矿物类型和含量等因素的影响,其中渗透率影响程度较大;随岩心渗透率增大即孔隙尺寸增大,岩心内成胶效果变好;随含油饱和度降低,岩心成胶效果变好;随黏土含量增加,岩心内成胶效果变差,而且在三种岩心黏土类型中,伊利石的影响最大,其次为高岭石,再其次为蒙脱石;岩石颗粒胶结愈疏松,成胶效果愈好。这些研究成果对于国内外油田利用弱凝胶进行深部调剖技术进一步提高开发效果具有指导作用。     

BZ28-2S油田Cr~(3+)聚合物凝胶渗流特征及其调驱效果研究

渤海BZ28-2S油田具有油藏厚度大、平均渗透率高、非均质性严重、溶剂水矿化度较高和原油黏度较低等特点,注水开发过程中水窜现象比较严重,进而影响水驱开发效果,亟待采取调剖技术措施来改善水驱开发效果。针对BZ28-2S油藏储层特征、流体性质和及其井网特点,以黏度、阻力系数、残余阻力系数和采收率为评价指标,开展了Cr~(3+)聚合物凝胶配方优选和调驱注入参数优化实验研究。结果表明,在目标油藏储层和流体条件下,交联剂Cr~(3+)与聚合物分子链间可以发生交联反应,形成具有"分子内"交联结构特征、独特渗流特性和与储层适应性良好的Cr~(3+)聚合物凝胶体系。与聚合物溶液相比较,在段塞相同条件下,Cr~(3+)聚合物凝胶调驱效果较好。从技术经济效果考虑,推荐Cr~(3+)聚合物凝胶体系组成:C_P=1 200~1 600 mg/L,m(Pol):m(Cr~(3+))=180:1~270:1,段塞尺寸为0.075~0.125 PV,预计采收率增幅1.6%~2.5%。在室内研究基础上,2012年12月开始在渤海BZ28-2S油田进行了矿场试验。目前矿场调驱施工正在进行之中,截止到2013年5月,由于调驱时间较短,部分油井已经见效。     

陆相沉积稠油油藏聚合物驱关键油藏条件研究

聚合物驱是比较复杂的系统工程．只有在影响聚合物效果的各种油藏条件处于合理的范围内．才能取得理想的聚合物驱效果。我国东部油田大多数属于陆相沉积稠油油藏,油层渗透率较高,非均质性比较严重．原油粘度较高,这些是聚合物驱成功与否的关键油藏条件。在对国内外已实施聚合物驱的油藏技术条件研究基础上．归纳总结了聚合物驱的油藏筛选一般标准;针对陆相沉积、常规稠油油藏条件,采用数值模拟研究手段．重点对储层性质、原油粘度、注入时机等关键油藏条件对陆相沉积稠油油藏聚合物驱的开发指标进行了研究．研究结果可为类似陆相沉积稠油油藏实施聚合物驱提供指导和借鉴。     

高温高矿化度油藏聚合物调驱技术研究

江苏油田具有高温、高矿化度和非均质性严重等特征,目前油田已处于特高含水开发阶段中后期,迫切需要采取进一步提高原油采收率的技术措施。近年来,随着Cr3+/HPAM凝胶调驱技术的日益成熟,开发出适合高温、高矿化度油藏的Cr3+/HPAM凝胶,已具备了物质和技术基础。针对江苏油田开发的实际需求,利用仪器检测和现代物理模拟方法,对适合江苏油田流体性质和油藏特征的Cr3+/HPAM凝胶配方进行了筛选,并对凝胶在多孔介质内的流动特性和调驱效果进行了实验研究。结果表明,聚铬比、聚合物质量浓度和岩心渗透率是影响凝胶注入的主要因素,"调剖+聚合物驱"要比单一的聚合物驱增油效果好。     

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。     

渤海NB35-2油田“调驱+热采”提高采收率技术

以油藏工程理论为指导,以数值模拟技术为研究手段,以NB35-2油田B17井组为研究平台,开展了单独水驱、调驱、热流体吞吐和"调驱+热采"联合作业数值模拟研究。在此基础上,优化了注入工艺参数,开展了矿场试验及效果分析。研究结果表明,"调驱+热采"联合施工开发经济效果最优。矿场试验表明:B17井组注入压力大幅度升高表明聚合物弱凝胶能够有效地封堵大孔道,调整吸液剖面;油井注入热流体后,井筒附近储层温度大幅度提高,原油黏度明显下降,渗流阻力减小,生产压差增加,原油产量大幅度提高。理论和实践都证明"调驱+热采"联合施工可以比单独调驱或热流体吞吐获得更好的增油效果,为海上稠油油藏高效开发探索出了一条有效途径。     

海上稠油油田弱凝胶调驱效果评价及研究——以渤海N油田为例

油田开发后期逐渐出现含水上升快、区块层间动用不均衡等问题,为进一步提高低渗储层水驱动用程度,控制高渗层含水上升速度,对渤海N油田开展弱凝胶调驱试验,建立渤海稠油油田弱凝胶调驱效果评价体系,分析弱凝胶调驱见效特征。同时针对不同井组开发效果差异,分析影响弱凝胶调驱的因素,得到渗透率级差、注水井距边水距离、地层原油黏度、连通性、注入浓度和黏度、注入速度和注入时机等因素与调驱效果的关系。     

渤海油田多轮次凝胶调驱参数优化实验研究——以LD5-2油田A22井为例

LD5-2油田经过多年开发,地层非均质性逐渐增强,亟待采取强化液流转向措施来扩大波及体积,改善水驱开发效果。为了适应油田开发需要,以油藏工程和物理化学理论为指导,以仪器检测和物理模拟方法为技术手段,以LD5-2油藏地质和流体性质为实验平台,开展了多轮次调驱效果实验研究。结果表明,在三种水配制Cr3+聚合物凝胶中,除垢水凝胶黏度较大,液流转向能力较强,调驱增油效果较好;随聚合物浓度增加,Cr3+聚合物凝胶黏度增大,液流转向能力增强,采收率增幅增加;在Cr3+聚合物凝胶段塞尺寸相同条件下,采用多个凝胶小段塞与水交替注入方式可以减少驱油剂用量,获得了较好的驱油效果。     

江苏油田聚合物驱油效果及影响因素实验

江苏油田具有油藏温度高、注入水矿化度高和非均质性严重等特点,油田开发现已处于特高含水开发阶段中后期,迫切需要采取进一步提高原油采收率措施.近年来,随着聚合物驱和Cr3+/HPAM凝胶调驱技术的日益成熟,为高温高矿化度油藏聚合物驱和Cr3+/HPAM调驱提供了物质保障和技术基础.针对江苏油田开发实际需求,利用理论分析、仪器检测和物理模拟方法,对适合江苏油田水质和油藏温度的Cr3+/HPAM凝胶配方进行了筛选,对聚合物凝胶在多孔介质内的流动特性进行了评价,对聚合物驱油效果及其影响因素进行了物理模拟.结果表明,聚铬比、聚合物浓度和岩心渗透率是影响凝胶注入能力的主要因素,"调剖+聚合物驱"要比单一"聚合物驱"增油效果好.推荐江苏油田采取"大庆抗盐"聚合物和"调剖+聚合物驱"段塞组合方式,段塞尺寸0.38～0.57 PV.聚合物溶液聚合物浓度1 200～1 400 mg/L,聚合物凝胶聚合物浓度Cp=1 400～1 600 mg/L,聚铬比 60:1～120:1.     

陆相沉积多层非均质油藏聚合物驱层系组合界限研究

原油黏度高及储层非均质性强是影响海上油田聚合物驱开发效果的重要因素。本文采用双管并联物理模拟实验,研究了多层非均质油藏在不同注聚时机、不同注聚速度下,聚合物溶液在不同渗透率级差岩心中的分配比例,分析了岩心渗透率级差对高、低渗透层和总的采收率的影响。实验结果表明,多层聚合物驱的合理渗透率级差在5~6范围内,聚合物驱改善储层纵向非均质性较理想,能获得较高的采收率。研究结论为确定多层非均质油藏的聚合物驱合理层系组合界限提供了实验和应用依据。图9表3参8     

草舍油田CO2驱防气窜调驱体系研究及性能评价

草舍油田注CO2驱油开发后期,由于油藏渗透率级差大,CO2易通过大孔道窜至生产井,造成油井气油比上升,严重影响气驱效果。为了解决气窜问题,开展CO2驱防气窜调驱体系室内实验研究和性能评价,研制了一种适合于该油藏特征的聚合物凝胶–无机沉淀复合调驱体系。结果表明,聚合物凝胶–无机沉淀复合调驱体系气测封堵率达99.74%,突破压力为28643 kPa,封堵性能良好,能够满足草舍油田CO2驱防气窜调驱的需要,同时可以有效地降低作业成本,提高经济效益。该研究成果为提高草舍油田CO2驱防气窜工艺及整体开发水平提供了新的技术保证。     

弱凝胶提高海上稠油油田采收率影响因素分析

渤海湾某稠油油田L、M、N 3个区块地层纵向和平面非均值性严重、油水流度比大,主力注水井各层吸水不均、油井水驱效果差异大?为保持地层能量、改善流度比、调整吸水剖面,先后在3个区块各选1个井组开展弱凝胶调驱矿场试验：以3个井组调驱的不同效果为基础,通过聚合物性质、地质油藏条件以及注入参数等分析,分别对影响弱凝胶效果的聚合物浓度、原油黏度、渗透率级差、边底水影响、调驱时机、注入速度等因素进行了对比。矿场试验表明,弱凝胶调驱可以调节层间吸水、缓解平面矛盾、改变注入水驱替方向,其调驱矿场效果受地层油藏条件、调驱时机、调驱参数的影响。     

绥中36—1油田弱凝胶调驱实验研究

针对渤海绥中36-1油田注聚过程中聚合物溶液沿高渗透条带、大孔道突进的问题,以驱油用缔合聚合物为主剂,室内研发出了不同强度的弱凝胶调驱剂;模拟绥中36-1油田油藏条件,对所研制的弱凝胶调驱剂对岩心渗透率的影响、驱油机理及驱油性能进行了实验研究。岩心实验结果表明,所研制的弱凝胶调驱剂具有显著降低水相渗透率的能力、较强的耐冲刷能力和调整吸水剖面的能力,优先进入高渗层,对低渗层影响较小;弱凝胶驱提高采收率是通过对高渗层有效封堵,启动中低渗层来实现的;组合驱方式优于单一驱替方式,"0.2PV弱凝胶 0.1PV聚合物"段塞组合提高采收率效果最好,提高采收率达14.93%。     

HJ油田侏罗系油藏聚合物微球调驱技术矿场实践

HJ油田侏罗系油藏经过几年的开采,部分区块已进入中高含水期,为了保证油田稳产、提高油藏采收率,通过室内填砂管实验研究了聚合物微球类型、浓度及注入量对封堵效果的影响,在HJ油田侏罗系油藏开展了聚合物微球深部调驱试验。研究结果表明,注入0.3 PV的浓度5000 mg/L的WQ100型聚丙酰胺类纳米级聚合物微球(初始粒径约0.1μm,膨胀倍数5数20倍)可使物性与HJ油田侏罗系油藏相似的填砂管的渗透率降低85%以上。HJ油田侏罗系油藏延7层L242区和延9层L141区的聚合物微球调驱矿场试验结果表明:WQ100型聚合物微球对储层渗透率处于6×10-3数9×10-3μm2的井组的调驱效果较好,渗透率高于该范围井组封堵作用不明显,物性较差、水井油压接近系统压力井组不适宜于开展微球调驱。     

低渗透油藏液流转向剂传输运移能力与驱油效率

大庆头台油田源13西块PI组油层为处于高含水开发期的低渗透油藏,亟待扩大低渗透层波及体积。以高分子材料学、物理化学和油藏工程等理论为指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟等为技术手段,以多测压点长岩心各个区间的压差和驱油效率为评价指标,以目标油藏的储层和流体为模拟对象,开展了深部液流转向剂传输运移能力和驱油效率物理模拟实验。结果表明:在聚合物浓度相同条件下,与聚合物溶液相比较,Cr~(3+)聚合物凝胶在储层岩心内传输运移能力较差,但二者差异并不明显;随岩心渗透率减小,转向剂传输运移能力变差;当渗透率小于100×10~(-3)μm~2后,转向剂传输运移能力和驱油效率都明显减小;在聚合物相对分子质量和质量浓度相同条件下,与聚合物溶液比较,Cr~(3+)聚合物凝胶驱油效率较高,技术经济效果较好。     

油藏非均质性对聚合物驱开发效果的影响

聚合物驱是水驱后进一步提高原油采收率的三次采油技术,在不同类型油藏中均取得了较好的应用效果。聚合物驱开发过程中,油藏非均质性对聚合物驱的驱替效果有较大影响。基于油藏沉积微相展布形态,归纳出储层渗透率平面非均质性、厚度平面非均质性和几何形态非均质性等3类油藏非均质性。应用油藏数值模拟方法建立3类多个理论地质油藏模型,并且在每一类模型具有相同的生产约束条件下,研究了油藏非均质性对聚合物驱不同注采井网驱替效果的影响。研究结果表明,同一模型在相同工作制度和不同注采方式下,初期产油量和累积产油量存在较大差别。对于储层厚度平面非均质性油藏,厚注薄采的聚合物驱开发效果优于厚采薄注;对于渗透率平面非均质性油藏,高注低采的聚合物驱开发效果优于高采低注;对于几何形态的非均质性油藏,宽采窄注的聚合物驱开发效果优于宽注窄采。因此,合理地部署注采井网能有效地提高油藏聚合物驱的开发效果。     

海上稠油油田复合调驱技术与应用

渤海D油田为中、高孔渗稠油油藏,经过长期注水开发,水窜大孔道发育,单一的调驱措施效果逐渐变差。针对平台作业空间狭小、储层调驱效果弱化的问题,进行"凝胶+聚合物微球"复合调驱技术研究,开展了复合调驱体系评价室内研究,筛选并优化体系配方,通过非均质岩心驱替实验表明复合技术比单项技术采收率增幅提高10.5%。矿场应用结果表明:"凝胶+聚合物微球"复合调驱技术有效抑制了注入水延高渗带的突进,井组含水上升趋势得到明显抑制,阶段累计增油超过6×10^3m^3并持续有效,为老油田深部挖潜、提高调驱效果提供了新思路,对海上注水开发油田稳油控水工艺具有示范意义。     

大庆油田聚合物驱后利用残余聚合物挖潜剩余油技术探索

油田经过聚合物驱后油层中仍有可观的剩余油,并残存大量的聚合物。利用残留在储层中的聚合物溶液进行水驱前调剖,可有效挖掘剩余油,又可显著降低调剖费用。在模拟现场注入井注入速度下,聚合物溶液流经不同渗透率变异系数(0.6、0.7)岩心组,分析了聚合物溶液在不同渗透率岩心中的存在形式及其在聚合物驱后后续水驱不同时期,吸附滞留量的变化。用Eclipse软件模拟了聚合物驱后聚合物在油层中的分布规律。通过机理研究,确定了以阳离子凝胶微球与金属交联剂为主剂的调剖剂配方,实验表明该配方可进一步提高残余聚合物的利用率及岩心的封堵效果,聚合物驱后可提高原油采收率10%。     

乳液型聚合凝胶调驱体系性能评价

为了提高海上油田的驱油效率、满足海上平台作业要求,通过测定乳液型聚合物溶液和凝胶体系的黏度随时间的变化,得到适合海上油田深部调驱的乳液型聚合物凝胶体系;通过长度为1 m的填砂模型封堵实验和均质岩心驱油实验,研究乳液型聚合物凝胶的封堵性和驱油效果。结果表明,乳液型聚合物的稳定性较好,溶液放置31 d后的黏度保留率为71.15%。由两种酚醛类交联剂和乳液型聚合物组成的聚合物凝胶成胶时间为8 d,成胶黏度为911 mPa·s,稳定性良好。水驱和聚合物驱注入速率为5 m/d时,填砂模型封堵效果相对较好,沿程封堵率均超过90%。岩心驱油实验中,渗透率5000×10~(-3)μm~2岩心的采出程度增幅比渗透率为1000×10~(-3)μm~2和3000×10~(-3)μm~2的岩心高12.46%和3.83%,聚合物凝胶体系可以进入油藏深部实现高渗条件下的深部调驱,改善水驱效果。图4表4参19     

原油黏度和注入时机对凝胶调驱效果影响研究

利用天然油砂填制的均质模型和层内非均质模型模拟海上油田高渗疏松砂岩油藏,在不同原油黏度下进行了Cr3 交联聚合物凝胶调驱效果及其调驱时机对调驱效果影响物理模拟实验.结果表明,层内非均质填砂模型很好地反映了地层的非均质状况,Cr3 交联聚合物能有效地封堵高渗层或高渗透条带,调整吸液剖面,扩大波及范围.随着原油黏度的增加,流度比增大,调驱效果下降,采收盎降低.调驱时机对Cr3 交联聚合物调驱效果存在影响,含水率为40%的调驱效果好于含水率为98%的调驱效果.