长庆油田低渗透油藏聚合物微球深部调驱工艺参数优化

为了提高聚合物微球深部调驱技术在长庆油田低渗透非均质性油藏的应用效果,在先导试验的基础上,在室内开展了不同粒径聚合物微球微观测试和模拟岩心流动试验,优选了低、中、高含水阶段的微球粒径,模拟优化了不同含水阶段聚合物微球深部调驱注入工艺参数及段塞组合。该技术在安塞、西峰、靖安、姬塬等油田43口井进行了现场应用,油井产量自然递减率平均降低3.0百分点以上,含水上升率平均降低2.2百分点,累计增油16 000 t以上,累计降水21 400 m3。室内试验和现场应用结果表明,聚合物微球深部调驱技术对长庆油田低渗透油藏具有较好的适应性,解决了长庆油田低渗透油藏开发中存在的油井多向性见水、含水上升快和单井产能低等问题。      

聚合物微球驱对低渗透双高油藏水驱效果研究

鄂尔多斯盆地S39区属于典型低渗透油藏,经过20年开发,已进入高含水率、高采出程度开发期,针对剩余油分布复杂,稳产难度不断加大,利用聚合物微球驱技术开展矿场实践。结果表明,经聚合物微球驱后,油藏水驱效果得到改善,自然递减和含水率上升率均有下降,提高了波及效率,改善了油藏开发效果,对同类油藏开发具有借鉴意义。     

聚合物纳米球驱在长庆油田特低渗透油藏中的适应性研究

针对长庆油田五里湾区特低渗透油藏地层水矿化度高、渗透率低,传统的“三采”增产措施难于开展的问题,开展了聚合物纳米球驱技术研究。利用粒度仪、透射电子显微镜、单管填砂模型以及真实岩心微观模型和双管并联填砂模型从聚合物纳米球的膨胀性、注入性、降低水相渗透率性以及室内模拟驱油几个方面系统研究了其在特低渗透油藏中的适应性。实验结果表明,聚合物纳米球具有良好的注入性,在地层水中可以发生膨胀,并能有选择地降低高渗管的水相渗透率,具有液流改向作用,可有效动用残余油,提高采收率效果显著。聚合物纳米球驱可以作为长庆油田五里湾区特低渗透油藏有效的增产手段,该研究为现场应用提供了实验依据。     

聚合物微球油藏适应性评价方法及调驱机理研究

以大庆油田储层和流体物性为模拟对象,采用注入压力、含水率和采收率等评价指标,对聚合物微球油藏适应性评价方法及调驱机理进行研究。实验结果表明,随着水化时间的延长,微球吸水膨胀倍数(Q)增加,初期膨胀较快,之后膨胀减缓。与SMG_W相比,SMG_Y的Q增长较慢,Q较小。与聚合物相分子聚集体尺寸相比,SMG_W和SMG_Y微球状态粒径分布范围都较窄,具有更大的不可及孔隙体积。聚合物微球SMG_W和SMG_Y通过岩心时,压力达到稳定时的岩心渗透率极限值为237×10~(-3)μm~2和712×10~(-3)μm~2。聚合物微球调驱的调驱机理与聚合物驱不同,微球进入较大孔隙滞留和产生封堵作用,水进入较小孔隙发挥驱油作用。微球恒压实验的采收率增幅大于恒速实验的值,聚合物微球调驱(模型Ⅳ)的增油效果要优于聚合物驱(模型Ⅱ)的增油效果。     

适用于低渗透高矿化度油藏的新型聚合物弱凝胶驱油体系——以长庆油田陇东侏罗系油藏为例

针对长庆油田陇东侏罗系油藏渗透率低、地层水矿化度高等问题,研制出适合其特点的聚合物弱凝胶驱油体系,对其流变性、抗盐性、抗剪切性等进行了评价,并进行了岩心驱替实验.结果表明:在50℃条件下,质量浓度为1 500mg/L聚合物溶液的表观粘度由29.61 mPa·s增大到51.96 mPa·s;配制用水矿化度越高,体系粘度越低,但当矿化度达25 000 mg/L时,粘度在10 mPa·s以上;聚合物弱凝胶驱油体系溶液以0.1～0.8 cm/min的注入速度通过岩心,粘度保留率不低于75％;对于渗透率为450×10-3和63.7×10-3μm2的岩心,与注水相比,聚合物弱凝胶驱油体系的驱油效率分别提高了14.29％和16.67％.在HC油田的H2区6个井组实施了聚合物弱凝胶驱先导试验,吸水厚度由17.4m提高到19.5 m,动用程度由66.2％提高到67.4％,注水压力上升了5.1 MPa,注聚见效井20口,累积增油量为3447t.表明新型聚合物弱凝胶驱油体系是减缓低渗透油藏递减、改善吸水剖面、降低油井含水率的有效途径.     

裂缝性低渗透油藏聚合物微球/表面活性剂复合段塞调驱技术

针对裂缝性低渗透油藏注水开发易出现水窜、水淹的现象,为改善水驱后的开发效果,将聚合物微球的调剖作用和表面活性剂的驱油作用结合起来,形成了聚合物微球/表面活性剂复合段塞调驱技术,室内评价了聚合物微球MQ-3的膨胀性能、封堵性能、表面活性剂GSR-1的界面性能,并评价了聚合物微球和表面活性剂之间的配伍性,在此基础上,采用高、低渗岩心并联的方式评价了复合调驱体系的驱油效果。结果表明,聚合物微球在温度为120℃时膨胀倍数可以达到6. 74倍,具有良好的膨胀性能;对渗透率为30～150 m D的岩心,聚合物微球具有良好的注入性和封堵能力;表面活性剂溶液在120℃下放置30 d后界面张力值仍能保持在10-3m N/m数量级,具有良好的界面活性;同时,聚合物微球和表面活性剂之间具有良好的配伍性。在非均质条件下,复合调驱体系对低渗岩心的驱油效果明显好于单独使用表面活性剂驱,能使低渗岩心水驱后提高采收率达23. 30%。现场应用结果表明,调驱措施后注水井注入压力升高,生产井日产油量上升,含水率下降,控水增油效果显著。     

A区B油藏聚合物微球调驱的应用与效果评价

A区B油藏通过2015年以来的同心双管分注以及地面分注的实施,基本实现有效分注,层间矛盾基本解决,但水驱治理仍然停留在单点堵水与小区域整体堵水相结合的方式。2021年限压注水后,液量下降,含水率仍然上升,水驱问题依然严重,常规堵水调剖措施无法完成地层深部地带封堵,急需整体实施调驱措施。B油藏于2022年开展纳米微球深部调驱矿场试验,试验结果表明,微球调驱取得较好效果,注入微球后整体油藏B1储层注入压力由11.6 MPa上升到11.8 MPa,B2储层注入压力由11.6 MPa上升到11.9 MPa;吸水状况变好,整体吸水指数由107.0 m³/(d·MPa)下降到80.9 m³/(d·MPa);整体月度递减率由0.98%下降到0.55%,月度含水率上升幅度由-0.10%上升到-0.07%;整体见效比例为82.1%,其中增油型占53.1%,降递减型占46.9%;西部清水区域微球调驱效果较好,月度含水率上升幅度由0.61%下降到-0.73%;B2储层物性较好,调驱效果更佳。     

胜利油田纳米级微球调驱低渗透油藏成效显著

针对三采过程中各类堵剂在中低渗透油藏调剖存在的难题,胜利采油院科研人员研发出纳米级聚合物微球体系．并在滨南油田开展了调剖试验．增油效果显著。此前常用的各类堵剂在中低渗透油藏调剖存在2个难题：一是颗粒类堵剂尺寸大,无法进入地层深部：二是聚合物类凝胶冻胶类堵剂在高温高盐的作用下易降解,有效期短,因此低渗透油藏调剖堵水技术一直是制约低渗油藏开发效果的瓶颈。     

低渗透油藏CO2驱注采参数优化研究与应用——以胜利油田A区块为例

随着“双碳”政策的大力推行,围绕着碳捕集、碳利用和碳埋存的相关产业飞速发展,长远来看CO₂驱具有较广阔的应用前景。低渗透/超低渗透油藏储层具有复杂的孔隙空间结构,常规水驱开发均面临注水困难和采收率低的问题,而CO₂驱具有多种驱油机理,能较好地解决水驱开发困难的问题。针对胜利油田A区块的低孔低渗透油藏条件,基于原油组分信息和恒组成膨胀实验数据进行了PVT拟合并建立了具有7个拟组分的组分模型,得出初次混相压力为30.1 MPa,多次接触混相压力为26.6 MPa。首次提出了以气窜为限制条件的CO₂驱注气速度计算经验公式。基于均质组分模型针对A区块进行了CO₂驱油藏工程参数优化,确定了以五点法井网、井距为250 m、注气速度为20.0 t/d、生产压力为26.0 MPa的最佳注采参数;同时,以衰竭式开发、水驱、CO₂吞吐、连续注CO₂、气水交替(WAG)等不同开发方式进行了注采参数优化,将优化后不同开发方式的结果进行了对比分析,结果表明连续注气具有一定优势;最后...     

马岭低渗透油藏聚合物驱替特征

通过对国产黄孢胶和聚丙烯酰胺综合评价,选择低水角度水溶胶聚丙烯酰胺配制聚合物驱油剂,在对马岭低渗透和高矿化度油藏进行区油物理模拟和数值模拟研究的基础上,确定聚合物注入参数,尖马岭油田中区单井试注中,见到明显效果。     

普通稠油油藏聚合物驱技术应用——以古城油田泌125区块为例

针对古城油田泌125区块特有的油藏条件,运用油藏工程方法及数值模拟技术系统地开展普通稠油油藏井网调整技术研究,为驱油体系发挥驱油作用提供了适宜的井网条件;采用室内实验及数值模拟技术优化注入参数,有效地发挥了聚合物驱降低油水流度比、扩大波及体积的作用;形成的普通稠油油藏聚合物驱技术应用于古城油田泌125区块,取得较好的增油降水效果。从注入能力、油井见效率、增油降水幅度等方面表现出良好的开采特征,实现了普通稠油油藏化学驱技术的突破,对油田化学驱、资源接替、提高普通稠油油藏采收率具有重要的意义。     

白豹B区特低渗油藏聚合物微球调驱技术研究

白豹油田B区块为中高含水期的特低渗油藏,存在水驱动用程度不均、油藏含水上升快以及油井见水原因复杂等问题,常规调驱方法有效率低、有效期短。鉴于此,以B区为先导试验区,采用室内试验和矿场实施相结合的方法,系统研究了特低渗油藏聚合物微球的调驱机理、最优工艺参数及经济可行性。研究结果表明:聚合物微球调驱机理主要包括封堵性、膨胀性和滞留性等3个方面;特低渗油藏聚合物微球调驱的最优粒径为100 nm,含水质量分数较低、产油量不大的井组最优聚合物微球质量分数为0.2%,高含水井组最优聚合物微球质量分数为0.5%,最佳注入时间为5～7个月;B区聚合物微球调驱投入产出比可达到1.77以上,经济效益显著。研究结果可为鄂尔多斯盆地及类似特低渗油藏后续调驱提供指导。     

聚合物微球调驱技术在长庆油田的应用

针对长庆低渗透油田水驱开发中平面和纵向矛盾大,水驱效率低的问题,对合成聚合物微球进行了室内性能评价及现场试验。实验表明,初始平均粒径为305.7 nm的微球,在矿化度10×104mg/L的模拟污水中恒温(55℃)放置5 d后,微球的粒径增至4μm左右;放置20 d后,微球的形貌为类球形,经组织粉碎机高速剪切后,仍为类球形。用平均渗透率为425×10-3μm2填砂管进行封堵实验,封堵效率为93.6%,残余阻力系数为15.5。分两个阶段进行了6个试验井组的现场注入试验。试验后注水井出现了一定的压力上升,高含水井的液量、含水下降,低产井的产液量、产油量上升。     

高温高盐油藏聚合物微球-CO2复合驱的适应性

高温高盐非均质油藏调剖困难,高含水期无效水循环严重。本文以二乙烯苯、丙烯酰胺为单体,采用乳液聚合方法通过调整脱水山梨醇油酸脂的量制备了粒径为2.89数57.05μm的聚(二乙烯苯-丙烯酰胺)耐温耐盐微球。考察了合成聚合物微球的表面形貌、热稳定性、在水中的分散性、膨胀性及长期热稳定性,并进行了注入封堵性实验和驱替实验。研究结果表明:聚(二乙烯苯-丙烯酰胺)微球的耐温可达370℃,在2.69×10~5mg/L矿化度水中具有良好的分散性能,90℃下粒径为10.81μm的聚合物微球24 h后膨胀率为12.85%,且具有长期热稳定性。在高温高盐环境下,粒径为10.81μm的聚合物微球在渗透率1700×10~(-3)μm~2的岩心中有良好的注入性和封堵性;水驱后,微球调剖+CO_2驱的注入方式能更高效发挥微球的"调"和CO_2"驱"的作用,驱油效果优于直接CO_2驱和微球调剖+水驱,可以在高含水期提高原油采收率22.65%,高温高盐非均质油藏高含水期有必要进行"聚合物微球调剖+CO_2驱"复合作业来提高采收率。图22表2参29     

Z1型聚合物微球的油藏适应性及调驱效果

为满足渤海油田深部液流转向技术需求,利用生物显微镜以及岩心驱替实验研究了Z1型聚合物微球在磨口瓶和多孔介质中的膨胀性能以及注入性能,并开展了微球液流转向效果实验研究。实验结果表明,在渤海Q油藏环境下,磨口瓶中微球水化缓膨192 h后粒径从3.80μm增长到28.02μm,粒径膨胀了6.37倍,表现出良好缓膨效果。微球具有良好注入性的极限渗透率为200×10^-3μm²,岩心渗透率(K)在(200～1 400)×10^-3μm²范围内微球缓膨后具有良好封堵效果,封堵率(β)大于50%。随K增加,β呈现"先增后减"变化趋势,极限渗透率时β最大,高于79%。随微球注入浓度的增加,阻力系数、残余阻力系数和β逐渐增加,采收率增幅也逐渐增大。     

常规稠油油藏聚合物驱适应性研究

从经济学观点出发,基于"完全"增量法建立了常规稠油油藏聚合物驱评价指标模型,并结合油藏数值模拟技术对聚合物驱注入参数及适应性进行了优化设计。研究结果表明,原油性质、聚合物性质、注入参数以及储层物性等对聚合物驱效果具有很大影响。适合于聚合物驱的最佳原油黏度为75 mPa.s,最佳聚合物溶液黏度与原油黏度比为1.6左右,最佳聚合物注入量为0.4~0.5 PV,最佳注入速度为300 m3/d,地层垂向渗透率变异系数范围为0.3~0.7,聚合物注入越早越好。     

普通稠油油藏聚合物驱合理井距研究——以古城油田泌125区块为例

以古城油田泌125区块为例,针对普通稠油油藏地下原油黏度高、地下原油流动呈非牛顿流体特性,应用油藏工程方法计算了注入能力、采液能力与油藏注采井距的关系;针对稠油油藏存在启动压力梯度的情况开展了有效驱替对井距的研究,结果显示,驱替压力梯度在注采井周围能量损耗最大,油水井中点处存在最小驱替压力梯度,且井距越大,最小驱替压力梯度越小。考虑到经济因素,参考数值模拟研究结果,最终确定了泌125区块合理的井距范围为120~141 m。     

低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度的表征

为研究低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度对渗流规律的影响, 通过稳态压差-流量法和毛细管平衡法, 研究了水驱油至残余油状态时岩心渗透率和聚合物溶液黏度对聚合物驱渗流曲线的影响, 建立最小启动压力梯度、 拟启动压力梯度与体系黏度、 岩心渗透率和流度的量化关系。结果表明, 在相同渗流速度下, 随着岩心渗透率降低、 体系黏度增加, 聚合物驱压力梯度增大; 随着体系黏度增加、 岩心渗透率或流度降低, 聚合物驱的最小启动压力梯度和拟启动压力梯度均增大, 且都大于相同条件下的水驱启动压力梯度值; 拟启动压力梯度与流度关系曲线的拐点为 17.89×10^-3μm²/mPa· s, 低渗透油藏进行聚合物驱的渗透率下限为 10×10^-3μm²。水驱拟启动压力梯度方法可以用于表征聚合物驱渗流曲线的拟启动压力梯度。图 9表1参 14     

二氧化碳驱过程中无机盐沉淀对油藏采收率的影响——以长庆油田长8区块为例

以长庆油田长8区块为例,采用室内静态实验与动态驱替实验,定量研究CO2驱过程中CO2与地层水在不同温度、压差、成垢离子质量浓度条件下产生的沉淀量,以及沉淀作用对储集层物性的影响,建立了相应的数学表征模型.采用数学表征方程对Eclipse数值模拟软件E300模块的数值模拟模型进行了修正,在此基础上模拟了研究区块CO2连续...     

低渗透砂砾岩油藏渗流特征研究——以海拉尔油田贝301区块为例

根据曲线形态和特征值,将贝301区块相渗曲线分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3类,分析了其影响因素、特征值的变化规律以及生产特征。结果表明:Ⅰ型表现出孔隙型储层的渗流特征,水相相渗呈上凸形态;Ⅱ型表现出视裂缝型储层的渗流特征,水相相渗呈折线形态;Ⅲ型表现出孔隙型和视裂缝型兼有的复杂渗流特征,水相相渗形态多样;相渗曲线特征值与渗透率之间不存在明显的单调性递增或递减规律。区块生产特征也可相应分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3类,Ⅰ型产量递减慢、无水采油期长、含水上升呈下凸形态;Ⅱ型产量递减快、无水采油期短、含水上升呈上凸形态;Ⅲ型初产低、含水上升快、含水上升呈上凸形态;三种类型开发效果依次变差。