三元复合驱体系乳化压差对驱替过程的影响

大庆油田已进入特高含水开发中后期,三元复合驱已成为"控水稳油"最具应用前景的提高采收率技术之一。国内外对三元复合体系的性质已做了大量室内研究,尤其是油藏中的乳化对提高采收率所起的作用是近年来研究的焦点,但对于驱替过程中,乳化作用所产生的乳化压差对采出液含水及提高原油采收率的影响分析较少。从室内物理模拟方面,利用实验室自制的弱碱烷基苯磺酸盐表面活性剂,在体系黏度相同,不考虑黏度压差时,与大庆油田目前正在使用的石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱驱油体系作对比,考察乳化压差对驱替过程的影响。实验结果表明,两种表面活性剂三元体系均发生乳化,但新型弱碱烷基苯磺酸盐的乳化能力要强于石油磺酸盐,形成的乳化压差更大,驱替过程中稳油控水的能力更强,对采收率的提高更明显。     

二元体系中化学剂浓度对驱油效果的影响

表面活性剂/聚合物二元体系可以最大限度地发挥聚合物的黏弹性并具有较低的界面张力。在成本相同的情况下,二元复合物驱可达到与三元复合驱相同的驱油效果,同时减少了乳化液的负面影响,避免了由于碱的存在引起的地层及井的结垢现象。通过室内物理模拟实验,研究了非均质岩心条件下表面活性剂浓度、聚合物浓度对二元体系驱油效果的影响。实验结果表明:二元复合驱采收率可比水驱提高20%左右;随着聚合物浓度的增加,二元体系驱油效率增加;在二元体系黏度较高的条件下,随着表面活性剂浓度的降低,二元体系的驱油效率不会出现显著下降;对于非均质岩心,在较高聚合物用量条件下,可以弥补由于表面活性剂浓度的降低使二元体系油水界面张力上升而导致的体系驱油效率的下降,并在一定程度上可以降低表面活性剂的用量。     

一种三元复合驱用聚合物相对分子质量优选方法

针对三元复合驱在二、三类油层应用过程注入化学剂中聚合物相对分子质量适应性问题,本文以Flory特性黏数理论与Mark-Houwink方程计算三元复合体系中聚合物分子回旋半径,通过与岩心检测孔隙半径中值匹配关系,确定不同相对分子质量聚合物配制的三元复合体系可进入油层的渗透率下限,按照渗透率下限宏观计算出X区块化学驱控制程度,按化学驱控制程度进一步优选出三元复合驱中聚合物相对分子质量。优选出的1200万相对分子质量聚合物配制的三元复合体系应用到X区块,注入压力平稳增加,与注入了不同相对分子质量配制三元复合体系的相邻区块a、b相比,同期注入压力低0.29MPa、1.52MPa,阶段采出程度高0.04、0.08个点,取得较好的注入、采出效果。利用上述计算思路,可以优选出适合任意区块的聚合物相对分子质量,该方法实用性强。     

润湿性对碱／表面活性剂／聚合物驱采收率的影响

本文总结了在碱／表面活性剂／聚合物驱（以后简称三元复合驱驱）驱油过程中，润湿性对采收率影响的室内研究。通过使用有机试剂，可以将水湿性贝雷砂岩改变为中性润湿和油湿。使用改进的Amott自吸法测定每块岩样的润湿性指数，使用室内岩心驱替实验，评价不同润湿性条件下三元复合驱和聚合物驱的驱替效率。实验结果表明，润湿性强烈影响水驱和三元复合驱的驱油效果，也是决定水驱和三元复合驱驱油采收率的重要因素。对于三元复合驱，水湿和油湿对获得高的油采收率是有利的，相反，在三种不同润湿性条件下，润湿性对聚合物驱采收率的影响很小。这些结论为在不同润湿性条件下，将三元复合驱和聚合物驱运用于油藏条件提供一个方向指导。     

涠洲油田低渗储层长岩心驱替实验研究

中海油在南海西部海域的涠西南凹陷发现低渗透油气田。目前,该油田开发面临的主要问题包括:特低渗(渗透率小于10×10-3μm2)油藏储量所占比例大,如何提高低渗透储层产能,如何有效动用储量,以及注水开发可能存在注入能力低等。由于地层原油黏度低,油质较轻,注气开发是提高低渗透油藏采收率的有效手段;此外,该油田开发过程中将产生大量伴生气,有足够的气源。因此,采用油田伴生气回注是值得探索的提高采收率的方法。为此,有必要通过长岩心驱替实验,对低渗透油气田的注入方式进行评价优选,为编制海上低渗透油田开发方案提供依据。选取涠洲某油田流沙港组低渗透储层,通过室内长岩心驱替实验研究,综合评价了衰竭、水驱、气驱、气/水交替驱替时的驱油效率和渗流特征,从而为注水、注气驱提高采收率开发方式的选择提供实验数据支持和参考。实验结果表明:衰竭式开采方式效果最差,注水比注气效果要好,注液化气前置段塞+外输气驱的方式,能够达到最好的驱替效果。     

二类油层聚合物驱注入能力数值模拟研究

随主力油层可采储量的日益减少,二类油层聚合物驱作为石油产量的重要接替,其合理高效的开发具有重要意义。与主力油层聚驱相比,二类油层聚驱过程中注入压力明显较高,压力升幅受平均渗透率、聚合物溶液黏度、残余阻力系数、段塞大小、聚合物注入速度、井距的影响较大,随平均渗透率增加,压力升幅降低;随聚合物溶液黏度、残余阻力系数、段塞大小、聚合物注入速度和井距增加,压力升幅升高。在其他各因素不变的情况下,压力升幅与井距和渗透率呈乘幂关系,与注入速度、黏度和残余阻力系数呈直线关系,与段塞大小呈二次多相式关系,通过单因素回归得到的压力升幅公式与数值模拟结果拟合优度较高,可用于各因素对压力升幅的影响趋势分析与预测。借助正交实验方法和多元回归分析建立二类油层聚合物注入能力模型,并通过现场实例应用验证该模型计算结果的可靠性。结果表明:该模型计算结果满足工程要求,可以为聚合物驱注入能力分析与注入方案设计提供理论支持。     

变黏度聚合物驱提高采收率方法

利用室内物理模拟实验方法,采用有效渗透率分别为250×10-3μm2、500×10-3μm2和1000×10-3μm2三管并联岩心模拟非均质油层条件,在聚合物用量相同的情况下,分别采用恒定黏度聚合物和黏度逐渐降低的两种聚合物驱油方案,对比了两种方案提高采收率的效果。同时,利用研制的平面非均质人造可视平板填砂模型,对比了恒定黏度和变黏度聚合物驱油在模型上的波及面积。实验结果表明,在三管并联和填砂模型两种情况下,变黏度聚合物驱效果均好于定黏度聚合物驱,其中三管并联方式聚驱阶段提高采收率幅度增加4.48%,填砂模型波及体积增加了7.7%。结合实验结果,利用五点法平面模型和并联油层模型,探讨了变黏度聚合物驱可以扩大油层纵向和平面上的波及体积,进而提高水驱或聚驱后采收率的原因。分析认为,无论是平面非均质、纵向层内非均质,还是在层间非均质油藏中,变黏度聚合物驱油都可实现不断扩大波及体积的目的。     

不同二类油层水驱及聚驱驱替规律研究

总结萨北开发区二类油层水驱与聚驱规律,为编制开发方案提供依据,进行了室内水驱、聚驱实验。实验按常规驱油实验步骤进行,首先水驱至含水率98%,然后开始转注聚至不出油。实验结果表明,在水驱段,萨尔图组和高台子组二类油层的水驱采收率均与有效渗透率呈正相关关系,其水驱开发指标预测也皆可沿用一类油层的水驱驱替特征曲线方法;相同渗透率下,萨尔图层的水驱采收率要高于高台子层,说明其油层物性更好。在聚驱段,在相同渗透率,以及水驱后注入相同相对分子质量、相同浓度的聚合物溶液的条件下,高台子组的二类油层岩心两端压差变化更加明显,而萨尔图油层注聚量小于高台子层。萨尔图组和高台子组二类油层的采收率在半对数坐标系下均与水油比呈二次函数关系,可以用此关系预测萨尔图组和高台子组二类油层的聚驱开发指标。     

SZ36-1油田聚驱后提高采收率方法探析

SZ36-1存在油水关系复杂、非均质现象严重、油井作业困难等因素制约研究区采收率。为进一步提高SZ36-1油田动用程度,采用数值模拟分析聚驱后剩余油分布位置,对二元驱、高浓度聚驱及气聚交替影响因素进行研究,并结合数值模拟结果对比三种方法驱油效果,优选适合研究区的提高采收率方法。结果表明：研究区属于稠油油藏,地下原油物性差异较大,剩余油主要分布在断层附近等注聚没有波及到、波及程度较低的部位;三种化学驱影响因素存在差异,其中二元复合驱受表活剂及聚合物浓度影响,高浓度聚驱受聚合物浓度、聚合物用量及注入速度影响,气聚交替注入驱气液比为关键因素;通过全区采收率模拟分析,认为聚驱后气聚交替注入驱替效果最好,但受限于气源,无法实现大规模全区注入,建议对油层顶部剩余油及一些化合驱不可及的区域进行局部注入,最后综合海上油田现场条件及生产情况,认为二元复合驱具有更高的适用性,可大大提高海上油田聚驱后采收率。     

CO2混相压裂液提高采收率作用机理实验研究

柳1断块为低渗透油藏,呈现出采出程度低、采油速度低、水驱动用程度低的“三低”开发特征。为改善柳1断块的开发效果,开展CO₂混相压裂吞吐提高采收率矿场试验。为了明确CO₂混相压裂液提高采收率作用机理及主控因素,以室内实验为手段,开展高温高压条件下CO₂混相压裂液岩心驱替实验。利用高温高压长岩心驱替装置,进行储层渗透率、储层非均质性、原油黏度和不同压裂液添加剂等条件下的CO₂混相压裂液驱油效率实验,分析对比不同影响因素下的驱油效率规律,明确CO₂混相压裂液提高采收率的作用机制并分析主控因素。实验结果表明,储层渗透率、储层非均质性和不同压裂液添加剂等条件对储层提高采收率具有不同程度的影响,提高采收率的主控因素为添加剂的种类和渗透率,其中CO₂+增溶剂的驱油效率最好,提高储层渗透率可以有效提高CO₂+添加剂的驱油效率。在柳1断块稠油油藏开展CO₂混相压裂技术矿场试验,措施有效率100%,阶段增油10140t。     

气驱对辽河杜84块岩心润湿性影响研究

辽河油田杜84块为超稠油区块,近几年根据开发需要陆续开展了气体辅助驱油试验。实行气驱后,岩石润湿性往往会受到一定程度的影响,进而影响原油采收率。为此,在模拟油藏条件下,通过室内实验方法对天然岩心进行氮气、二氧化碳两种气体驱对岩石润湿性的影响以及染色法测量岩石润湿性的研究。对不同气体在不同温度压力条件下气驱实验得出的吸光度值,计算出溶液的浓度,利用相对水湿性公式计算出岩石润湿性。结果表明,辽河杜84块岩心样品表现为弱亲水性。在不同温度压力下氮气对岩石润湿性的改变程度均很微小,在误差范围内看不到润湿性变化。在油田开发阶段注入氮气驱油主要是补充地层压力和调整吸汽剖面。二氧化碳在不同温度压力下的驱替会对岩石润湿性产生一定影响,使岩石的弱亲水性变强,利于原油从岩石表面剥离,有助于提高原油采收率。     

复合表面活性剂体系在降低原油黏度的研究

吐哈油田三塘湖盆地牛圈湖西山窑油藏属于低渗、低压、低流度的典型"三低"砂岩油藏。根据研究区"三低"油藏的地质特点以及原油蜡质、胶质含量高,易乳化,乳化后原油黏度大幅升高,且储层非均质性严重的特征,优选出非离子表面活性OP-10和水溶性自扩散降黏剂,并将其按1∶3~3∶1的比例进行复配,得到二元复合降黏剂体系,其浓度为0.2%时可使原油黏度≤100m Pa·s。目标区块不同渗透率岩心的水驱和二元复合降黏剂驱替实验表明,高渗段水驱驱替效率为68.41%,油层段水驱驱替效率为25.04%;高渗段降黏剂驱驱替效率达到86.37%,油层段降黏剂驱驱替效率达到50.83%;可见注入二元复合降黏剂体系提高了驱替效率。现场试验结果表明,研制的二元复合降黏剂对牛圈湖原油具有良好的调剖、降黏性能,可有效降低油干层吸水,封堵高渗透层,改善油层的驱替效果。     

化子坪西区长6特低渗透油藏空气泡沫驱可行性评价

化子坪西区长6油藏为特低渗透油藏,储层物性及孔隙结构特征差,油相渗流能力下降快,油层吸水能力相对较低,水驱开发效果较差。空气泡沫驱油技术是将空气驱油和泡沫驱油有机结合起来,具有调剖和驱油双重功能,适合特低渗透油层驱替开发。室内岩心驱替实验表明,长6储层岩心进行空气泡沫驱后,比水驱最终采收率平均提高6.9个百分点。甘谷驿采油厂唐80井区为长6油藏同类油藏,其开发实践表明,井区8个试验井组全部进行空气泡沫驱后,视吸液指数下降了71%,注入能力低于水驱井组,但含水下降至18.8%,比水驱井组低29.6个百分点,初期平均单井月增油11t以上,具有明显的控水增油效果。从地质、渗流特征、驱替效果、井网等方面考虑,长6储层适合水驱后转空气泡沫驱,建议在长6油藏进行空气泡沫驱试验和推广,以提高最终采收率。     

适合大庆油田的无碱表面活性剂性能评价研究

随着油田不断开发,大庆油田开发对象正逐渐从一类油层向渗透率低、黏土矿物含量较高的二、三类油层转变,但逐步进入工业化推广阶段的三元复合驱中碱的存在会加剧对二、三类油层的伤害,因此弱碱化、无碱化成为了复合驱技术的发展方向.针对大庆油田二类油层油水条件,采用AFS-A和AFS-B无碱表面活性剂复合体系开展了二元复合驱室内研究.实验结果表明:这两种无碱表面活性剂复合体系均可在活性剂浓度为0.05％～0.3％(质量分数)范围内与大庆原油形成10-3,N/m数量级界面张力,但AFS-B复合体系亲水性较强,AFS-A复合体系亲油性较强,AFS-B复合体系抗吸附性能要好于AFS-A复合体系;驱油效率方面,在水驱基础上,AFS-A复合体系化学驱平均采收率为17.28％,AFS-B复合体系化学驱平均采收率为19.81％.     

螺杆泵举升工艺技术在三元复合驱的适应性

三元复合驱具有驱油效果好、采收率高的优点,但在生产过程中,由于举升系统结垢造成油井卡泵、杆断现象多,检泵周期短,严重影响了油井的生产时率和驱油效果。从三元复合驱螺杆泵举升技术现状出发,分析了螺杆泵举升在三元复合驱应用的适应性,给出了螺杆泵举升技术的应用效果。     

预测三元复合驱提高采收率潜力的简捷方法

大庆油田三元复合驱试验区块提高采收率幅度差异大,通过对单井组进行注采系统分析、开发效果归类对比,得出影响三元复合驱提高采收率的主要因素有油层连通类型、连通厚度比例、初含水和层间级差。结合三次采油提高采收率理论,建立了一种简捷预测三元复合驱提高采收率潜力的模型。模型基于油层不同连通类型和动用状况对提高采收率的贡献不同,由单井组实际数据进行回归计算,绘制了河道与河道、河道与非河道、非河道与非河道不同初含水和层间级差的平面驱油系数图版。应用该图版和提高采收率潜力模型,对喇萨杏油田65个三元复合驱区块141套层系进行提高采收率潜力预测:假设区块在含水95%时进行化学驱,上返层系提高采收率潜力为16%~20%,下返层系提高采收率潜力为14%~18%,与开发认识相符,预测精度满足三元复合驱潜力评价和长远规划的需要。     

一类油层聚驱后复合调驱技术探讨

针对大庆油田一类油层聚驱后剩余油挖潜难度大的问题,本文提出了复合调驱提高采收率技术.采用调堵、调驱段塞交替注入的方法,在调堵段塞封堵高渗流优势孔道的基础上,调驱段塞对次级渗流优势孔隙通过分散体系的注入,持续地调整、改变驱替方向,从而实现对注采流场系统整体的波及控制,达到高效波及、高效驱动剩余油、提高采收率的目的 .在实...     

高压注空气采油机理的数值评价和实验研究

高压注空气作为一种提高采收率方法已经广泛应用于高压轻质油藏，特别是那些只能注入少量水的油藏。近二十年，已经报道过一些成功的注空气项目。但是，对于工艺方法，人们一直在争论。其中几篇文献指出，高压注空气可看作是烟道气驱，凶为在整个过程中热效应和油的氧化作用可以忽略。同时，通过量热实验和燃烧管实验来研究油藏条件下高压注空气的特征，然后把结果应用到现场模拟模型中，就可以设计开采方案。尽管是很明显地看出，气驱和氧化反应的联合作用能把油从油藏中采出来，同时确定每个效应的作用大小。 本文阐述了在实验室条件下建立一个合适的高压注空气数值模型实验和油藏模拟方法，并且确定了烟道气驱和氧化反应对整个采油过程的作用。 对两种轻质原油进行了量热实验、PVT、烟道气驱替和燃烧管实验。使用这些实验数据来确定油藏模拟中每种驱替机理的采收率。在贝雷砂岩岩心进行了两相和三相（轻油、烟道气、水）驱替以分析在特定的条件下饱和度、压力、温度和相组成对原油采收率的影响。在其余的实验中使用了相同的油样。燃烧管实验的热模拟模型是根据单个实验和历史拟合的数据建立的。 使用历史拟合相对渗透率曲线的油藏燃烧管实验模拟表明，一次烟道气驱实验不能单独解释实验过程中所观察到的高采收率。     

低渗断块油藏CO_2驱动态特征及驱油效率

中原低渗油藏储层物性差、油藏压力较高,通过水驱很难实现有效开发。针对小断块低渗油藏CO_2驱进行室内实验研究,分析不同压力条件下CO_2的驱油效果、混相压力、见气时间及注入压力上升规律,深化CO_2驱动态特征及驱油效率研究,为CO_2驱替类型的判断、分析气窜特点及注入压力的评价提供实验数据及理论支撑。研究结果表明:当实验压力为20MPa、25MPa、27MPa、32MPa及34MPa时,最终驱油效率分别为69.00%、79.38%、83.35%、92.91%、94.62%。在相同条件下,地层压力越高,CO_2驱气体突破时间越晚,见气时驱油效率越高,最终CO_2驱油效率越高。压力检测表明气体突破时的注入压力大于总注入量为1.2PV时的注入压力,同时大于达到最终注入量时的注入压力。通过监测现场气体注入压力的变化,可以为气体突破时间的判断提供参考,对预测现场CO_2驱见气时间、防止或延缓气窜的研究和深化井口注入压力认识具有重要的理论和实践指导意义。     

大庆油田预交联凝胶颗粒/聚合物体系注入性能评价

预交联凝胶颗粒(preformed particle gel,简称PPG)作为一种新型深部液流转向剂,在室内实验中表现出了较好的调剖效果。本文利用1m长岩心物理模拟实验,评价了大庆油田自主研制的预交联凝胶颗粒/聚合物体系的注入性能。结果表明,粒径为0.15～0.3mm、膨胀倍数为3的预交联凝胶颗粒与聚合物组成的预交联凝胶颗粒/聚合物体系,在渗透率为500×10^-3μm²、2000×10^-3μm²、4000×10^-3μm²的3种1m长人造岩心的阻力系数和残余阻力系数分别为63.7、50、41.9和27.9、21.4、11.6,能够顺利注入3种岩心,且能平稳注入其深部,在岩心中具有较好的渗流能力。预交联凝胶颗粒/聚合物体系注入油层后不仅能从宏观上有效调堵优势渗流通道,进一步扩大波及体积,而且微观上能够形成压力扰动,进行局部压力场动态调整,最大程度地实现均衡驱替,进一步提高聚驱后采收率,预交联凝胶颗粒/聚合物体系将成为大庆油田聚驱后提高采收率的新技术,具有较好的...