化学驱中聚合物水动力学尺寸及最优匹配注入研究

为了明确化学驱中聚合物的注入性,针对聚合物(P)体系、碱-聚合物(AP)体系、表面活性剂-聚合物(SP)体系及碱-表面活性剂-聚合物(ASP)体系通过多组对比实验分析了各因素对聚合物水动力学直径Dh的影响,并进行了6种渗透率K岩心的P体系注入性实验以确定最优匹配注入界限。结果表明:P体系中,Dh随着聚合物相对分子质量Mr、浓度C的增加而增大。AP体系中,Dh随着碱浓度的增加而减小,且强碱作用效果比弱碱大;SP体系中,Dh随着表面活性剂浓度的增加先略微增大然后减小。ASP体系中,当表面活性剂含量相对聚合物较小时,碱和表面活性剂对Dh起相互制约作用;当表面活性剂含量较大时,碱和表面活性剂对Dh起协同作用。将聚合物溶液注入岩心时,需要遵循以下条件:当53×10-3≤K91×10-3μm2时,注入的聚合物溶液应满足C1 g·L-1、Mr1×107;当91×10-3≤K146×10-3μm2时,注入的聚合物溶液应满足C2 g·L-1、Mr≤1×107;当146×10-3≤K199×10-3μm2时,注入的聚合物溶液应满足C≤2 g·L-1、Mr≤1.5×107;而当199×10-3≤K252×10-3μm2时,注入的聚合物溶液应满足C≤2.5 g·L-1、Mr≤2.7×107。     

二元复合驱体系性能及微观驱油机理研究

无碱表面活性剂加聚合物的二元复合驱油体系能与原油形成超低界面张力,相对于三元复合驱来说,配方中去掉了碱,可以最大限度发挥聚合物的粘弹性,减弱腐蚀、结垢现象。研究了无碱表面活性剂理化性能,在试验区油水条件下,对其进行了配伍性、稳定性、抗剪切性、乳化性、流变性、粘弹性等方面的评价,同时从微观进行了提高采收率驱油机理研究,为二元复合驱体系大规模矿场试验提供依据。二元复合驱室内驱油实验提高采收率13个百分点。     

无碱二元复合体系驱油特性研究

针对高温高盐油藏化学驱的需要,研究了一种无碱二元复合驱油体系。该驱油体系由0.175%缔合聚合物和0.2%高界面活性表面活性剂组成。抗温抗盐性能评价试验表明,在矿化度30000mg/L和温度75℃以下,该体系可以同时获得40mPa.s以上的粘度和超低界面张力。非均质岩心模拟驱油试验证实,水驱达到含水70%时,该二元体系可以继续提高34%的采收率。在化学驱阶段,二元复合驱和聚驱可以获得大致相当的采收率,并且在后续水驱阶段还可以额外贡献约6%的采收率。同时发现采用缔合聚合物的聚驱和二元复合驱有两个明显的含水漏斗。     

聚合物与砾岩油藏孔隙结构匹配关系研究

用激光散射仪测定了相对分子质量M标称值分别为1．0×10^7、1．5×10^7、1．8×10^7、2．5×10^7的4种KY系列商品抗盐聚合物（梳状聚合物）及M标称值分别为3．0×10^7和3．5×10^7的2种K系列商品普通聚合物（HPAM）在水溶液中的分子线团平均水动力学半径Rh;用压汞法测定了克拉玛依油田七东一克下组砾岩油藏的渗透率由0．055μm^2递增至4．75μm^2的5个岩心的孔喉直径均值Dm。根据Rh〉0．46（Dm／2）规则计算了这些聚合物可堵塞的最大孔喉直径,结果表明M标称值最大的聚合物不会在渗透率最小的岩心中造成严重堵塞。实测了浓度1200mg／L的6种聚合物溶液注入渗透率0．057-4．66μm^2的5个砾岩岩心和渗透率0．1231．562μm^2的4个砂岩岩心产生的阻力系数Fr和残余阻力系数Frr,Fr和Frr值合理,均随聚合物M值增大而增大,随岩心渗透率增大而减小,渗透率相同时,在砂岩岩心中的Fr和Frr较大。在克拉玛依油田一砾岩油藏试验区近一年前已开始注入M=2．5×10^7、浓度1200mg／L的聚合物溶液,注入过程顺利。表7参5。     

渤海油田驱油用聚合物线团尺寸与岩石孔喉配伍性研究

针对渤海油田聚合物驱开发的实际需求,利用物理模拟方法,以AP-P4疏水缔合聚合物为例,采用了岩心流动实验,注入多孔介质前后黏度变化和聚合物线团尺寸变化等方法对聚合物线团尺寸与岩石孔喉配伍性进行了研究。结果表明,3种相对分子质量为600×104、1000×104和1600×104的聚合物分别与渗透率为500×10-3～1000×10-3、1000×10-3～1500×10-3、1500×10-3～2000×10-3μm2的岩石孔喉半径匹配效果较好,此时,岩心孔喉半径中值与聚合物分子线团尺寸之比R*/Rh分别为6.09～8.01、7.07～8.09、6.95～7.51。对于渤海油田,岩石孔喉半径中值与聚合物线团尺寸比值为6～8时,聚合物与岩石的孔隙结构匹配效果较好。对于渗透率为500×10-3、1000×10-3和2000×10-3×m2的不同渗透率的地层,推荐选用相对分子质量分别低于600×104,1000×104和1600×104的聚合物,若考虑配制和注入过程中的剪切和热降解作用,聚合物相对分子质量还可以适当提高,但最高不宜超过800×104,1200×104和1800×104。     

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。     

真35 断块储层渗透率与KY聚合物相对分子质量的匹配性研究

为了筛选适合真35 断块储层的KY系列聚合物,测定了岩心的气/液（汞）测渗透率、孔隙度及KY系列聚合物在地层条件下的水动力学半径,建立了真35-6 井岩心气测渗透率K_g、平均孔喉半径R及KY系列聚合物相对分子质量M、聚合物在江苏油田真35 断块的地层水中分子水动力学半径R_h之间的关联性,在此基础上根据1/3 架桥堵塞理论获得满足驱替要求的KY系列聚合物相对分子质量与岩心气测渗透率K_g的关系。研究结果表明,真35 储层的气测渗透率与平均孔喉半径成线性相关的关系(R=0.026K_g+0.2071),KY系列聚合物的水动力学半径与其相对分子质量存在对数相关关系（R=0.1212lnM-0.6831）。真35 断块实施KY聚合物驱时储层气测渗透率与KY系列聚合物相对分子质量应满足的匹配关系为：M<615e^{0.01K_g, 即KY聚合物的相对分子质量应不超过此上限,从而可以避免因选择相对分子质量过大的聚合物而导致的油层堵塞。图2 表3 参9}     

聚/表二元驱体系配方优化研究

室内开展了聚合物与聚/表二元体系物理模拟实验,对驱油体系在多孔介质中的黏度和渗流运移特征研究表明,聚/表二元体系具有良好的增黏性,同时二元复合驱采收率增幅大于聚驱与表活剂驱采收率增幅之和,并确定了最优二元驱体系配方,即聚合物浓度1 750 mg/L,表面活性剂质量分数0.2%,注入段塞尺寸0.4 PV。     

聚合物对二元复合体系乳化能力的影响

利用Turbiscan LAB Expert型稳定性分析仪和光学显微镜,研究了聚合物对二元复合驱油体系乳化原油形成乳状液的稳定性和乳化效果的影响。结果表明:二元复合驱油体系与原油形成的乳状液在失稳的过程中,乳状液体系下部主要表现为液滴的上浮,伴有聚集和聚并;体系中部主要表现为液滴的聚集和聚并;二元复合体系与原油形成的乳状液,随着聚合物相对分子质量和质量浓度的增加,乳状液稳定性逐渐增加,当聚合物质量浓度达到2 000 mg/L时,继续增加聚合物质量浓度,乳状液体系稳定性基本不变。研究成果对二元复合体系矿场试验和实际生产中采出液的处理有重要指导意义。     

无碱二元复合体系驱油试验研究

针对大规模三元复合驱工业化应用中出现的一些问题,特别是注入的碱能引起地层黏土分散和运移,导致地层渗透率下降,碱也与油层流体及岩石矿物反应,形成碱垢,对地层造成伤害并影响油井正常生产;碱还会大幅度降低聚合物的黏弹性,从而降低波及体积等,研究合成了NEP无碱二元体系,对体系进行了评价,并进行了驱油试验研究与数值模拟,证明优化后的体系既克服了三元复合驱的缺点,又达到了其效果。在无碱二元体系中,表面活性剂的选择是关键技术,按界面张力达到10-2 mN/m数量级标准,最终选定了配制的活性剂NEP。系列驱油试验结果表明,所选体系也可以提高采收率约20个百分点。     

发展三次采油新理论新技术，确保大庆油田持续稳定发展 (上)

简要回顾了大庆油田的发现和开发历程。论述了理论创新和技术创新对大庆发展所起的作用。展示了在油田开发提高采收率研究领域的最新成果。由于大庆在粘弹性流体力学和渗充力学基础理论研究方面有所发展,有所突破,因而带动了整个聚合物驱油技术和方法的发展,大规模推广后取得了很好的效果。三元复合驱在理论研究和应用方面也有所发展,研究结果表明,三元复合驱不但可以适应高酸值原油,同时也可以适应大庆这样的低酸值原油。由于化学驱注入段塞的活性剂浓度较低,并且提高采收率的幅度较高,因此,大庆油田三元复驱在经济上是可以有效益的,另外,还提出了开展二元复合驱和进一步提高采收率（即四次采油）的一些超前性理论观点以及如何解决相关的采油工艺和地面工程等问题,对于指导今后油田开发提高采收率研究工作具有重要的理论意义和现实意义。     

低渗高温油藏聚合物驱研究

针对江苏油田沙七断块低渗高温中盐储层的特点,通过室内聚合物性能评价及注入性实验,探究了该类型区块聚合物驱应用的可行性。对低相对分子质量的梳形聚合物、磺化聚合物和普通聚合物进行初选,梳形聚合物的抗温耐盐能力良好,1000 mg/L聚合物清水溶液的黏度为22.4 mPa·s（25℃）、10.1 mPa·s（83℃）,1000 mg/L聚合物污水溶液的黏度为10.6 mPa·s（25℃）、5.7 mPa·s（83℃）。对4种梳形聚合物（M=480×10⁴～1550×10⁴）进行进一步筛选,其剪切黏度保留率为89%～100%,在83℃老化90 d后的黏度保留率为88.5%～95.1%,抗剪切能力和热稳定性均较好。注入性实验表明,聚合物溶液注入压力随聚合物相对分子质量和浓度的增加而增大;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液可以注入到渗透率50×10^-3μm²的人造岩心中,随聚合物浓度的增大,低相对分子质量的聚合物溶液也有良好的流度控制能力;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液会堵塞渗透率小于30×10^-3μm²的天然岩心,相对分子质量616万的梳形聚合物溶液可以满足渗透率20×10^-3μm²天然岩心的注入性要求。沙七储层聚合物驱宜选用相对分子质量616万的梳形聚合物HF62208。     

应用地层堵塞机理优选注聚参数

聚合物分子量和溶液浓度参数设计,是决定聚合物驱油能否成功的关键,尤其是分子量和溶液浓度。这两个参数不仅决定着聚合物的增粘效果,而且跟地层堵塞有着直接关系。基于这一事实,从聚合物分子回旋半径与油层喉道半径中值的配伍性出发,确定出聚合物相对分子质量的上限;从聚合物分子水动力学半径与油层平均喉道半径的配伍性出发,确定出溶液浓度的优选准则。经矿场实践证明,第一种方法切实可行,对油田聚合物驱有一定的指导意义;第二种方法涉及参数较多,可操作性不强,但有一定的借鉴意义。     

低渗透油藏微生物运移能力研究

微生物在油藏中的运移能力直接影响到微生物在整个油层中的生长,以及微生物自身及代谢产物与原油间的相互作用。将筛选的微生物注入到低渗透率的岩心中,从微生物驱油效率、注入压力和微生物通过岩心的菌液浓度变化等方面研究了微生物的运移能力,并对通过恒速压汞技术测出的岩心孔喉半径与微生物个体大小的匹配关系进行了分析。实验结果表明,应用微生物驱替渗透率低于18.8×10-3μm2的岩心,提高的采收率低于4.22%。其主要原因是微生物个体的大小与岩心的平均喉道半径不匹配,平均喉道半径越小,渗流阻力越大,导致微生物的运移能力下降。提出了用喉道半径与微生物个体大小的匹配关系取代渗透率,并将其作为低渗透油藏微生物采油筛选条件的一个标准。     

聚合物分子尺寸与油藏孔喉的配伍性

驱油用水溶性聚合物分子流经多孔介质时经受孔喉尺寸的自然选择作用。根据“架桥”原理，可对孔喉形成较稳定堵塞的聚合物分子水动力学半径（Rn）与孔喉半径（R）的关系为：Rn大于0．46R。通常，适于聚合物驱油藏的平均孔喉半径中值约为4～16Mm。聚合物分子尺寸的归一化权重分布函数在10nm至数百纳米出现主分布峰，并可能带有水动力学半径为10^3nm数量级或更大的次分布峰。聚合物分子线团越大，在矿化度上升、溶液电场加强后越易被压缩。超大聚合物分子被压缩后使归一化权重分布函数主峰向分子尺寸更大方向移动。梳形聚合物分子结构的改性增强主链刚性，使水动力学半径升高，产生增黏效果。与分子量和水解度相近的聚丙烯酰胺相比，梳形聚合物溶液的增黏幅度高于水动力学半径变化程度。聚合物驱中水动力学半径大于10^3nm数量级的聚合物分子易造成孔喉半径较小的部分多孔介质堵塞，使用清水配制聚合物溶液时此现象更严重。图5表6参10     

A Laboratory Study of the Microgel Used for Polymer Flooding

Abstract

Microgel solution composed of hydrophobically associating polymer and chromium acetate was prepared by gelling under shear provided by a peristaltic pump running at required speed. Experiments were conducted to determine microgel size, injectivity, plugging ability during polymer flooding, and ability of enhanced oil recovery. Results showed that the size of the microgel obtained was in the range of 0.1–170 μm by adjusting the rotational speed of the peristaltic pump. In polymer flooding, the microgel solution was intruded into the sand pack easily and could improve the plugging of following polymer flooding. Furthermore, the injection of microgel solution was useful to enhance oil recovery in the process of the following polymer flooding.