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。     

低渗油藏用聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系

针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上,优化了复合调驱各段塞的注入参数,评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性,最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L),在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。     

用于双河油田 95℃油藏的双分散调驱体系性能评价

为获得适合高温、中低渗透油藏条件的调驱体系,将与地层孔喉直径相匹配的聚丙烯酰胺类(TS-1)微球与耐温抗盐聚合物KYPAM-10混配制得双分散体系,研究了TS-1微球的悬浮性、双分散体系的热稳定性、封堵性和调剖性能。结果表明,TS-1微球在双分散体系中的悬浮性良好;聚合物和TS-1微球的配伍性较好,在95℃烘箱老化180 d后的体系黏度保留率大于80%;随老化时间延长,微球粒径略有增加。双分散体系的注入性和运移性良好,对岩心的封堵率和残余阻力系数大于单一微球体系。在双管并联岩心中注入0.5 PV双分散体系(1500mg/L KYPAM-10+500 mg/L TS-1微球),低渗岩心分流率从20%增至60%,有效地改善了低渗岩心吸水能力。双分散体系驱油效果较好,可在水驱基础上提高采收率24.15%,比单一聚合物驱提高采收率5.78%,可用于双河油田95℃油藏的调剖驱油。     

“聚合物微球+微生物”联合调驱技术

针对安塞侯市低渗裂缝性油藏水驱开发中平面与纵向矛盾大、水驱效率低的问题,开展了聚合物微球与微生物调驱联作技术室内评价及现场试验。物理模型实验结果显示,调驱联作技术能明显提高岩心采收率。现场试验表明,聚合物微球体系与微生物配伍性良好。矿场试验后,注水井压力上升,吸水指数下降,压降指数增大,试验区原油性质改善,流动性增强,起到控水增油作用,有效期达6个月以上。联作技术比单一提高采收率技术更具优势,可有效调整吸水剖面和提高原油采收率。     

潜山油藏微球-天然气驱实验评价

裂缝型潜山油藏储集层非均质性强,油藏开发过程中驱替流体指进和窜流频发,封堵裂缝、大孔道等高渗流通道是提高原油采收率的有效措施。通过岩心流动实验,评价了微球对B1潜山油藏储集层岩心裂缝及大孔道的封堵效果,探究了采用微球-天然气驱提高剩余油动用的有效性。结果表明,单一水驱或天然气驱的驱油效率不显著,采用微球驱,微球进入岩心后的膨胀和封堵作用使得阻力系数、注入压力等显著增大;微球粒径直接影响封堵性能,若粒径太小,达不到封堵的效果,若粒径太大,不易注入;微球注入岩心后的膨胀、封堵、解堵、变形后再封堵及天然气溶解的协同作用,对裂缝型潜山油藏开发过程中的驱替流体指进及窜流有明显抑制作用,微球-天然气驱可大幅提高剩余油采出程度。     

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。     

交联聚合物微球分散体系性能研究

本文采用反向乳液聚合法合成了交联聚合物微球,研究了该交联聚合物微球分散体系的微球形态、配伍性、封堵性和驱油性能。实验结果表明,交联聚合物微球溶胀10 d后,团聚在一起的聚合物逐渐分开,尺寸在100 200 nm左右。溶胀后的交联聚合物能在短时间内对微孔膜形成有效封堵,并具有较好的耐盐性。多点测压砂管封堵实验结果表明,交联聚合物微球能进入填砂管的中深部,具有一定的深部封堵能力。并联岩心驱油实验结果表明,注入3.0 PV由油田模拟水配制的质量分数为0.04%的交联聚合物微球分散体系,高渗透率岩心(气测渗透率2.0μm2)在水驱(61.61%)基础上提高采收率21.42%;而低渗透率岩心(气测测透率0.5μm2)在水驱采收率为0的基础上提高采收率42.69%。图10表1参6     

非均质油藏聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系

为了进一步提高非均质油藏水驱开发后的采收率,将聚合物微球与表面活性剂相结合,研发出一种适合非均质油藏的聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系.文中对聚合物微球和表面活性剂的最佳注入质量浓度和注入量分别进行了评价,并在此基础上开展了三层非均质岩心驱油实验.研究结果表明:聚合物微球JWQ-11具有良好的膨胀性能和封堵性能,当JWQ-11质量浓度为2000mg/L、注入量为0.3 PV时,对不同渗透率岩心的封堵率均在90％以上;表面活性剂SGS-Ⅱ具有良好的界面活性和驱油效果,当SGS-Ⅱ质量浓度为2 500 mg/L时,油水界面张力降低至10-3mN/m数量级,当其注入量为0.3 PV时,低渗岩心水驱后采收率提高12.0百分点以上;水驱后,聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系和后续水驱总共提高采收率24.2百分点.现场应用结果表明:W31井组实施聚合物微球-表面活性剂复合调驱措施后,注入井高渗层吸液量下降,低渗层吸液量增大,生产井日产油量提升1倍以上,含水率明显下降,达到了良好的增油效果.     

聚合物凝胶-微球颗粒-表面活性剂堵调驱提高采收率技术

采用树脂胶结非均质岩心开展堵调驱组合提高采收率实验研究.结果表明:聚合物凝胶+微球+表面活性剂的"堵+调+驱"组合段塞注入方式相比单一段塞注入效果更好,采出程度比水驱提高34.78％.该技术可协同发挥聚合物凝胶封堵水窜通道,调整吸水剖面,微球深部液流转向,表面活性剂提高驱油效率的作用,从而大幅提高采收率.B油田现场试验...     

长庆特低渗裂缝发育油藏三维模型驱油实验研究

为真实模拟长庆特低渗透油藏渗流特征、确定水驱后剩余油的合理挖潜方法,采用人造微裂缝露头岩心与天然基质露头岩心并联的三维物理模型,开展石油磺酸盐表面活性剂驱、直链型聚合物驱和聚合物/表面活性剂二元驱驱油实验。研究结果表明,三维非均质模型和实际油藏物性相近,较好地模拟了油藏真实情况。与水驱相比,裂缝层、基质层和并联岩心模型表面活性剂驱分别提高采收率2.65%、2.72%和2.67%,聚合物驱分别提高采收率5.65%、3.32%和4.57%,二元驱分别提高采收率8.23%、5.09%和6.69%。与表面活性剂驱、聚合物驱相比,二元驱提高采收率效果明显,可望用于长庆油田水驱后驱油。