聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化

大庆油田经过聚合物驱后已进入特高含水开发阶段,存在水驱控制程度低、层间矛盾大等问题。为进一步挖潜剩余油,提高采收率,改善大庆油田注采开发现状,在室内实验研究的基础上,针对N5试验区开展了聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化研究。研究结果表明,聚驱后凝胶与聚合物交替注入驱油采用小段塞多轮次的段塞提高采收率效果优于大段塞少轮次的段塞;最佳组合的段塞为凝胶(0.02PV)+聚合物(0.03PV),共计注入11轮次,注入总量为0.55PV;经过凝胶与聚合物交替注入驱油后,其阶段采收率可在聚驱基础上提高10%左右,说明凝胶与聚合物交替注入驱油方法具备进一步开发聚合物驱后剩余油的潜力。     

聚驱后提高采收率技术

无论是室内实验、现场实验．还是工业实施，作为三次采油方法的聚合物驱油在驱替水驱油后的剩余油以提高采收率方面都取得了较好的效果．但是，聚合物驱后如何进一步继续提高采收率是我们需要认真思考的问题．目前国内对聚合物驱后进一步提高采收率方法的矿场应用的油田和科研单位较少，仅有大港油田聚合物驱后的微生物驱、大庆油田聚合物驱后微凝胶驱等进行了现场应用，并取得良好效果。大港油田聚合物驱后微生物驱先导试验在港西四区原注聚合物试验井组开展。试验效果为注入井注入压力降低；见效油井产出原油性质发生变化；     

高浓度聚合物驱提高采收率方法理论研究

高浓度聚合物驱作为常规聚合物驱后进一步提高采收率的方法，其提高采收率的幅度或取得的经济价值与井网、井距等均有密切的关系。利用数值模拟方法，通过对大庆油田中区西部葡一组进行精细数值模拟研究，对中区西部高浓度聚合物在不同井网、井距、不同注入速度以及不同注入浓度条件下的驱油效果进行评价及优选。结果表明:采用九点法、小井距、高浓度、高注入速度的开发方案，能够达到最优的开发效果。为现场开展高浓度聚合物驱提供开发依据。     

热流散失测试井下流量方法

随着油田开发水平的不断提高,油藏工程、地质研究对油水井测试水平提出了更高的要求。大庆油田的聚合物驱油工程显示出良好的效果,提高油田采收率１２％以上,从而使聚合物驱油进入工业化实用阶段。了解聚合物的注入情况,掌握其分层注入量的变化情况成为油田开发的迫切...     

极限含水条件下三元复合驱及聚合物驱提高采收率效果分析

以大庆油田杏二西油层为例，探讨长期含水100％、地层中的原油以残余油为主条件下化学驱提高原油采收率的问题。在杏二西油层实施了三元复合驱试验，中心井区提高采收率幅度达19．46％，表明对于水驱采出程度非常高、地层中的原油主要是残余油的油层，采用三元复合驱可大规模驱动残余油、大幅度提高驱油效率。三元复合驱提高采收率机理是大幅度提高驱油效率及扩大波及体积，而聚合物驱则仅通过扩大波及体积提高油田采收率，无法提高驱油效率。油田大量实际资料和杏二西油层数值模拟研究表明，对高含水、以残余油为主的油层采用聚合物驱不能提高驱油效率，因而其提高采收率幅度低，对类似杏二西油藏条件的油层不宜采用聚合物驱，而宜采用三元复合驱提高采收率。图4参24     

高浓度聚合物驱提高采收率方法实验研究

为探索一种新的提高原油采收率的方法,在外形尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm、气测渗透率0.9~1.0μm2、变异系数为0.72的二维纵向非均质人造岩心上,模拟大庆油田油藏流体性质及温度条件,研究了高浓度聚合物(HPAM)驱注入时机、聚合物相对分子质量、聚合物段塞体积及段塞组合对驱油效果的影响。通过注入大分子量、高浓度聚合物,结合合理的注入方式,在化学剂成本与三元复合驱相当的情况下,采收率比水驱提高20个百分点以上,接近或超过三元复合驱的水平。实验表明,采用高浓度聚合物驱油是一种较好的提高原油采收率的方法。     

复合驱提高采收率实验研究

将聚合物、表面活性剂和凝胶进行复配,制得复合驱体系。进行了复合驱驱油实验,同时还对复合驱提高采收率机理以及复合驱体系注入速度进行了研究。结果表明,聚合物驱后再进行复合驱能进一步提高采收率;高渗复合驱体系具有较高的驱油效率,提高采收率为12．51％-15．66％;低渗复合驱体系也具有较高的驱油效率,提高采收率为7．08％-13．06％,提高采收率值均大于聚合物驱的提高采收率值。确定了复合驱体系最佳注入速度,为0．5mL／min。复合驱体系中凝胶的存在,可提高后续水驱的波及系数,从而提高原油采收率。     

表面活性剂/聚合物二元复合体系驱油效果研究

针对大庆油田应用的新型表面活性剂/聚合物二元复合体系,开展了微观仿真模型驱油实验和岩心驱油实验研究;对比了水驱油后聚合物溶液驱油、表面活性剂溶液驱、无碱表面活性剂/聚合物（SP）二元复合驱体系驱油3种方案的驱油效果,研究了SP二元复合体系界面张力和乳状液的含水率对其驱油效果的影响规律。研究表明:SP二元体系的驱油效果明显好于聚合物溶液和表面活性剂溶液的一元体系,人造岩心水驱油后,开展SP二元复合体系驱油提高采收率17.50%;人造岩心水驱后聚驱,再开展SP二元复合体系驱油提高采收率10.10%。该研究对指导SP二元复合体注入方案设计具有重要意义。     

聚合物驱后微生物提高采收率的可行性分析

胜利油区聚合物驱油藏的51．5％已经转入后续水驱阶段，如何进一步提高聚合物驱后的采收率，是油田面临的主要问题之一。结合微生物提高采收率的主要机理、聚合物驱后油藏的条件以及室内实验，以孤岛油田中一区Ng3单元为例，分析了聚合物驱后微生物提高采收率的可行性。结果表明，微生物具备进一步提高聚合物驱后油藏采收率的潜力，中一区Ng3物模实验可提高采收率7．8％～8．3％。     

交替注入聚合物驱渗流场变化规律及驱油效果

为了进一步提高聚合物驱效率和提高采收率,降低聚合物用量,研究了交替注入聚合物驱。应用自动化岩心驱油装置,建立平面非均质油藏物理模型,在模型上布置饱和度测量电极和测压点,研究了单一段塞注入和交替注入聚合物驱渗流场变化规律和驱油效果。结果表明:聚驱注入方式对低渗层渗流场变化影响显著,注聚过程中,单一段塞注入低渗层注入端和采出端压力差异大,主要消耗在注入井附近,交替注入压力梯度分布比较均匀;聚驱结束时,交替注入低渗层含油饱和度较单一段塞注入多降低12百分点;交替注入提高了聚合物驱效率,在降低聚合物用量25%前提下较单一段塞注入多提高采收率3.9百分点;大庆油田开展了4个交替注入聚合物驱矿场试验,节约聚合物用量26.4%,预计最终较单一段塞注入多提高采收率1.58百分点。     

三元复合驱的驱油特征研究

大量室内研究和矿场试验结果表明,在高效的表活剂条件下,三元复合驱是一种非常有效的三次采 油方法,具有良好的应用前景。文中应用数值模拟技术并结合室内研究,给出了三元复合体系不同界面张 力和粘度比条件下,在非均质油层中的驱油特征。分析结果表明,三元复合驱与聚合物驱相比,对油层非 均质性有更大的适用范围;对于非均质油层的三元复合驱,采用增加体系的粘度和降低体系的界面张力的 方式都能获得较好的提高采收率效果,但高粘度是获得好的提高采收率的关键;采取分层注入的方式,或 者在三元复合驱后对高渗透层进行封堵,能更有效地采出中、低渗透层的剩余油,进一步提高采收率。本 项研究对认识三元复合驱的驱油机理和编制调整矿场试验方案提供了重要依据。     

下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱实践与认识

下二门油田核二段Ⅱ油组属于普通稠油油藏,油层厚度薄、非均质严重、地下原油粘度大。经过20多年的水驱、聚合物驱及后续水驱开发后,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差。二次聚合物驱采用井网调整技术、注采参数优化技术、全过程调剖技术、动态调整技术等关键技术,取得了较好的矿场应用效果。实践表明二次聚合物驱能较好地改善该油藏的开发效果,是进一步提高采收率的有效途径。下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱是国内第一个开展二次聚合物驱的单元,其成功经验为类似油藏的开发提供了借鉴。     

聚合物驱后进一步提高采收率途径的研究

通过聚合物驱前、后钻取的密闭取心井资料,研究聚合物驱后油层剩余油的分布特征,分析其挖潜机理,探索聚合物驱后进一步提高采收率的途径,并研究其注入时机。研究结果表明,聚驱后剩余油饱和度在40％左右,在纵向上主要分布在沉积单元顶部和发育较差部位,在平面上主要分布在主流线两翼;泡沫复合驱和蒸汽驱是聚合物驱后提高采收率的主要途径和方法;水驱后直接泡沫驱或蒸汽驱和水驱后聚合物驱,然后再泡沫驱或蒸汽驱,虽然两者含水变化不一样,但采收率提高值相差无几。     

影响聚合物驱采收率因素的研究

通过室内物理模拟驱油实验,考察了水油黏度比、地层渗透率、聚合物注入量对聚合物驱效果的影响.结果表明,当岩心渗透率为1.5μm2,地下原油黏度为50.7 mPa·s时,聚合物驱的合理水油黏度比为0.06 ～0.6;聚合物驱提高采收率的最佳地层渗透率为2.0 μm2;水驱后转注浓度为3 000 mg/L的聚合物溶液,提高采...     

古城油田稠油聚合物驱油注入量与提高采收率关系讨论

模拟河南古城油田稠油油藏地质条件,通过实验探讨了普通聚合物(HPAM)提高稠油采收率的潜力,提出峰值阻力系数和单位聚合物増油相对水平来分析驱油特征规律;讨论了注聚浓度和注聚PV数之间的协调关系,并对聚驱采收率"异常值"进行分析。室内驱油实验表明,油藏孔隙微观结构是造成采收率出现"异常值"直接原因,存在一个合适注聚浓度和PV数范围使得采收率增幅达到最大,修正的采收率增幅能更准确反映提高采收率效果。     

聚合物驱窜流实验研究

聚合物驱油是提高采收率的重要方法,但由于地层经过长期的注水开发,储层物性发生变化,形成优势流场,导致聚合物驱油过程中聚合物沿优势流场窜流指进,降低了聚合物驱油效率,应用与地层孔隙相似的微观填砂模型,模拟地层非均质性进行聚合物驱窜流微观实验研究,通过微观动态图像处理系统对聚合物的窜流规律、聚合物驱后残余油的形式进行分析.结果表明聚合物驱提高了采收率,但仍沿高渗透条带指进窜流,指进速度与地层系数密切相关,后续水驱中由于聚合物阻力效应,扩大波及系数,提高了采收率,但低渗透地层的采收率仍然较低,提高低渗透地层的采收率是聚合物驱后开发重点.     

砾岩油藏水驱与聚合物驱微观渗流机理差异

砾岩油藏特殊的沉积环境导致储层孔隙结构呈现复模态特征,渗流系统以“稀网-非网状”流态为主,水驱与聚合物驱微观渗流机理及两者差异的研究成为油藏提高采收率的难点和关键。克拉玛依油田属于典型的砾岩油藏,选取实际岩心为研究对象,采用CT扫描技术研究了亲水和弱亲油岩石的水驱和聚合物驱微观驱替机理,并且在驱油效率影响因素分析的基础上,建立了2种驱替方式下砾岩油藏的最终采收率计算模型。实验结果表明：砾岩油藏亲水岩石水驱与聚合物驱渗流机理均以沿岩石表面“爬行”驱替为主,而弱亲油岩石则均以沿孔隙中部“突进”驱替为主,由于渗流机理的差异性,亲水岩石水驱后残余油主要在细喉道及孔隙交汇处赋存,聚合物溶液通过更强的剪切拖拽作用把这些残余油切割成许多小油滴,进而随着聚合物溶液顺利通过狭窄的喉道向前运动,以达到提高油藏采收率的目的;弱亲油岩石水驱后残余油主要以油膜形态及细孔道赋存为主,聚合物溶液以更强的剪切应力促使油膜通过桥接连通和形成油丝2种方式从颗粒表面被聚合物驱替带走。由于聚合物溶液与注入水溶液的性质存在本质差别,导致复模态的孔隙结构对聚合物溶液渗流和驱替的影响远小于水驱溶液。因此,针对2种不同润湿性的岩石,储层孔隙结构是水驱油效率的主控因素,物性和含油性的影响较小,而聚合物驱效果则与水驱后残余油饱和度具有较好的相关性,利用建立的模型可以有效地预测2个驱替阶段油藏的采收率。     

Effect of Nanoclay on Heavy Oil Recovery During Polymer Flooding

Polymer flooding for improving sweep efficiency has been studied extensively in laboratory and tested in fields for conventional oils. A novel nanofluid based on polyacrylamide clay has been developed and its properties have been experimentally tested as a suitable candidate in polymer flooding for oil field projects. This authors review the polymer flood fundamentals as they are applied to heavy oil recovery. In this study, they focus on roles of clay nanoparticles on polymer viscosity and improve recovery in heavy oil recovery. The theory is supported with coreflood and physical model results for several oils ranging in viscosity from 200 to 4200 mPa.sec. For some of these coreflood tests the nanopolymer flood was able to increase the oil recovery in comparison to a baseline polymer flood. These laboratory results will be helpful for the planning of nanoclay polymer flooding for heavy oil reservoirs. Also flooding test showed a 5% increase in oil recovery for nanoclay polymer solution in comparison with polymer solution after one pore volume fluid injection.     

Use of Oil-in-water Pickering Emulsion Stabilized by Nanoparticles in Combination With Polymer Flood for Enhanced Oil Recovery

Efficient flooding agents are required to produce additional oil from mature reservoir. In this work, oil-in-water Pickering emulsion systems stabilized using nanoparticles, surfactant, and polymer have been developed and tested for enhanced oil recovery with and without a conventional polymer flood. Stability of nanoparticles in the dispersion of surfactant-polymer solution was tested using zeta-potential before use. Several flooding experiments have been conducted using Berea core samples at 13.6 MPa and temperatures of 313 and 353 K. It has been observed that a combination of 0.5 PV polymer flood with 0.5 PV Pickering emulsion was efficient and have resulted in 1–6% additional oil recovery as compared to 0.5 PV Pickering emulsion flooding alone. The injection of polymer flood have shown to enhance the pressure drop in the core sample after emulsion flooding and considered as an important factor for an additional recovery of oil. The effect of temperature on the viscosity of flooding agents in relation to pressure drop and oil recovery have also been investigated. Viscosity and pressure drop of emulsion flood systems have shown to marginally decrease with increase in temperature. Studies on nanoparticle retention using SEM have shown that nanoparticles were retained in the core sample during emulsion flooding which may be detrimental for permeability of core sample. It is observed that Pickering emulsion flood with polymer flood would be effective for the enhanced oil recovery suitable for matured reservoirs.     

一类典型油藏注聚时机研究

聚合物注入时机会影响水驱后提高石油采收率效果。针对中孔、中渗、强非均质性这一类典型油藏,运用数值模拟与物理模拟实验相结合的方法,研究了注聚时机对聚合物驱油效果的影响规律。结果表明,对于中孔、中渗、强非均质性油藏,在实际矿场生产时间内,注聚时机越早,原油采收率越高。在不同的含水率阶段,注聚时机对提高原油采收率效果影响不同;在极限开采情况下,采收率随注聚时机延迟,几乎呈单调递减趋势。早期注聚可以延长无水采油期。注聚时机越早,采油速度越大。