抗盐聚合物段塞优选及试验区见效分析

为提高LH 2 500万相对分子质量聚合物驱替效果,进行了单段塞和多段塞驱油实验,通过实验确定A块试验区采用段塞组合方式和注入方式为0.2、0.6、0.2 PV（1 800、1 500、1 200 mg/L）。A块试验区与常规2 500万聚合物区块相对比,注入压力上升幅度基本一致,但油层动用特别是薄差层动用更好,注采能力保持更好;注入相同PV条件下,采出井含水率降幅更大,见效更快,好于注常规2 500万聚合物区块;采出分类井在含水率降幅、受效时间、受效井比例存在差异,III类井指标要好于I、II类井。     

聚表二元驱油体系界面流变性研究

应用沟槽式界面粘度计和改进的测定方法，测得了聚合物与表面活性剂二元体系的表面粘度和与模拟油之间的界面粘度，结果表明，聚表二元体系表面层的流变性不同于它与油相之间界面层的流变性；提出了能够更好地描述界面流变性的无因次界而粘度，它排除了体相粘度的干扰；聚合物浓度显影响界面流变性，当聚合物浓度位于其临界聚集浓度两侧时，聚表体系的无因次表面粘度和无因次界面粘度随表面活性剂浓度的变化趋势不同。     

非均质储层中聚合物流度控制对驱油效果影响

为了进一步研究非均质储层中聚合物溶液流度控制对低渗透层的作用, 采用室内岩心实验模型, 应 用数值模拟方法, 采用有效渗透率分别为10 0 0×1 0-3、 3 0 0×1 0-3、 5 0×1 0-3 μm2 岩心模拟非均质储层条件, 注入3 种质量浓度的聚合物溶液, 通过改变注入3种质量浓度聚合物溶液的方式实现流度控制。注入方案分析了注入聚合 物段塞大小, 注入顺序对驱油效果的影响。结果表明, 在注入聚合物溶液P V数相同的条件下, 高、 中、 低质量浓度段 塞比例2∶3∶4时, 低渗透层驱油效果最好。改变注入聚合物溶液的段塞大小对高渗透层驱油效果影响不大, 对低 渗透层驱油效果影响明显。分析认为, 合理的流度控制可以有效地提高低渗透层采收率。     

高注水倍数非均质岩心驱油效果实验研究

双河油田ⅧⅨ油组经历了30多年的开发,目前已进入特高含水阶段。针对该区块地层特点,利用人造非均质岩心研究注水倍数、注入速度与非均质性的关系。结果表明,高注入水倍数下,虽然含水率很高,但累计产油量仍然比较有经济价值;渗透率级差对低渗透层的采收率影响比较大;提高注入水倍数与注入速度,室内实验极限采收率增加;现场注入速度在0.8~1.2mL/min。     

普通稠油SP二元复合驱波及系数与驱油效率的关系

改变甜菜碱表面活性剂的质量分数建立具有相同黏度不同界面张力的二元复合驱油体系,通过填砂管驱替实验评价驱油体系提高胜利普通稠油采收率的能力。结果表明,二元体系提高采收率的幅度随着表面活性剂质量分数的增大而减小;添加少量(质量分数0.01%)的表面活性剂,能够降低界面张力,但是高于超低界面张力值(10-3 mN/m),二元复合体系的采收率获得较大的提高,聚合物与表面活性剂产生良好的协同效应。微观驱替实验表明,扩大波及系数能更为有效地提高普通稠油化学驱采收率。降低界面张力至超低值能够提高洗油效率,但会降低复合体系扩大波及系数的能力,从而影响采收率的提高。     

大庆油田三元复合驱注入程序及段塞优化设计

在大庆油田室内配方和先导性矿场试验研究基础上,利用软件（GCOMP）三元复合驱（ASP）油藏数值模拟软件,优化设计了北一区断西矿场试验的最佳注入程度及段塞大小。结果表明：提高ASP体系粘度,增注低浓度表面活性剂ASP副段塞,采用聚合物前置段塞和聚合物梯度式后续段塞的优化,采收率（OOIP）比未优化时时的20％OOIP提高到30％OOIP,说明,大庆油田应高度重视ASP驱的注入方式和段塞优化设计,进一步提高ASP的技术经济效果。     

交替式注入泡沫复合驱实验研究

针对孤岛油田中二中Ng3-4聚合物驱后油藏条件,通过物模手段研究了交替式注入泡沫复合驱的特征及驱油能力.长细管实验表明,交替式注入泡沫复合驱,低气液比时模型两端的封堵压差上升缓慢,交替周期越大封堵效果越差.非均质模型驱油实验表明,泡沫复合驱主要是通过扩大波及体积来提高采收率,在与聚合物驱相同注入量条件下,其封堵能力是聚合物驱的2倍.     

聚驱后蒸汽驱提高采收率现场试验效果评价

萨北开发区北二西聚驱后蒸汽驱试验目的是,通过在原聚合物驱工业化区块的基础上适当缩小注采井距,探索利用蒸汽驱油技术实现聚合物驱后进一步挖潜剩余油的可行性。统计大量实验数据,通过分析试验区测试资料,结合该区块生产动态资料和油层地质资料,对聚驱后蒸汽驱的试验效果进行初步评价。     

陆上油田聚驱后聚表剂驱渗流场变化规律研究

针对陆上油田的典型区块,设计了二维层间物理模型,运用自主研制的饱和度监测系统监测所采用的聚驱后聚表剂驱实验方案,开展了层间二维模型驱替波及动用监测实验,实时监测化学驱阶段含油饱和度分布,从而掌握陆上典型油田区块的波及动用规律。结果表明,在层间二维平板岩心的并联实验中,陆上典型区块聚驱后注入1.05PV华鼎Ⅰ聚表剂能提高采收率13.69%。饱和度监测数据表明,聚驱后化学驱阶段均不同程度的形成油墙,增大了渗流阻力,从而扩大了波及体积,提高了采收率,聚表剂驱阶段提高采收率的关键是有效的动用了中低渗层,华鼎I型聚表剂驱替之后岩心主流通道上形成一条很宽的低含油饱和度条带,其具有很强的驱油效率。     

聚合物驱油中复配絮凝剂体系的优选及性能研究

针对聚合物驱油田采出污水处理难度大,处理成本高的特点,以LH 油田聚合物区块采出污水为研究对象,在对含油采出污水中悬浮物微观形貌分析的基础上,利用烧瓶实验评价了国内油田常用的几种有机和无机絮凝剂的除油率和去浊率,优选出了3种适应性较好的絮凝剂,并与实验室自制的絮凝剂VB-1复配使用,研究了不同絮凝剂VB-1加量下复配体系的除油率和去浊率,并探究了温度对复配体系絮凝效果的影响规律。结果表明,优选出的最优的絮凝剂复配体系FPTY为:150mg/LVB1+3000mg/LJDF。温度为40℃条件时,优选出的絮凝剂复配体系FPTY的除油率和去浊率分别为95.78%和88.54%,且复配絮凝体系FPTY 的絮凝效果与温度成正比。优选出的复配絮凝剂体系FPTY在LH 油田聚合物区块的含油采出水的处理中具有很好的适应性。     

提液措施对聚驱效果的影响

油藏数值模拟是研究聚合物驱影响因素的重要手段之一.利用数模方法建立一注四采典型模型,研究聚驱合理的提液时机、不同渗透率级差对提液效果的影响程度以及提液对油井剖面改善情况的影响,为油田提供聚合物驱动态调整依据及有效手段.研究认为:无论单层还是多层非均质地层,聚驱时提液的增油效果均好于聚驱不提液的效果,提高采收率7.25%～8.77%;多层非均质地层比单层聚驱效果差;纵向渗透率2倍级差和5倍级差时,提液最佳时机为整体见效后;10倍级差时,注聚时提液和见效时提液效果相同;对于纵向非均质程度高的地层,高峰期后提液不利于扩大中低渗透层波及体积.     

稠油泡沫驱起泡剂体系的研究

稠油油田泡沫驱过程中,单一起泡剂性能不稳定,针对这一难点问题,设计了一种新型泡沫驱起泡剂体系。采用Waring⁃Blender搅拌法,以泡沫综合指数和耐温抗盐性能为评价指标,对初步筛选得到的甜菜碱、十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）、十二烷基苯磺酸钠（SDBS）和十二烷基硫酸钠（SDS）4种起泡剂进行优选,最优起泡单剂为甜菜碱、CTAB。将两种起泡单剂进行不同比例的筛选,最终优选出质量比2∶1的CTAB与甜菜碱体系,并对其进行洗油能力测试和填砂管模拟实验。结果表明,该起泡剂体系耐温抗盐性好,洗油能力强,并且在填砂管模拟实验中对蒸汽驱加泡沫驱与蒸汽泡沫交替注入驱两种驱替方式进行对比,发现将蒸汽和泡沫流体交替注入油藏的驱油方式得到的原油采收率可达60.7%,具有一定的参考价值。     

Gemini型表面活性剂三元复合体系性能和驱油效果

以胱氨酸钠和油酰氯为原料,通过一步反应合成了一种新型阴离子Gemini表面活性剂二油酰胺基胱氨酸钠(Sodium dioleoylamino cystine,SDOLC),利用Texas-500C型界面张力仪和MCR301流变仪研究了Gemini型表面活性剂/HPAM/碱三元复合体系降低油水界面张力性能和黏弹性能,在均质和非均质岩心中评价了体系的驱油效果。结果表明,HPAM的加入不影响Gemini表面活性剂和碱复合溶液与原油界面张力最低值,但可以有效增加体系的黏度。综合考虑界面张力和黏弹性能,选择黏度44mPa·s且与大庆原油界面张力最低值2.4×10-2 mN/m的含质量分数为0.18%HPAM、0.1%SDOLC、0.15%NaOH和0.06%HEDP·Na4体系作为Gemini型表面活性剂三元复合驱油体系。注入0.6PV该体系在均质岩心中水驱基础上可提高采收率26.11%,在非均质岩心中水驱基础上可提高采收率22.25%。     

ASP驱油体系相对渗透率曲线测定方法研究

通过测定ＡＳＰ溶液在孔隙介质中的流变特性，提出了“达西粘度”的概念，并研究了它与残余阻力系数的关系，从而将ＡＳＰ／油体系相对渗透率曲线测试中水相粘度的确定问题转化为研究流体的残余阻力系数与表观粘度的关系．实验结果表明，本文提出的思路和方法是测定ＡＳＰ驱油体系相对渗透率曲线的可行途径。