岩石润湿性对聚驱后化学驱进一步提高原油采收率的影响

及早考虑和研究三次采油后进一步提高采收率的方法,对石油工业的可持续发展具有重要意义。在不同润湿性的人造岩心上,运用物理模拟的方法,对聚合物驱三次采油后进行化学驱及泡沫复合驱的可行性进行了研究。研究表明,在聚合物驱三次采油后采用适当的方法,仍然可以进一步提高采收率,并对不同实验方案进行了对比。     

聚驱稠油数字岩心模型建立及驱替规律分析

为更深入研究聚驱稠油的驱替规律,开展了稠油聚合物驱的微观机理研究。采用逾渗理论,基于计算机随机建模方法,建立了水驱数字岩心模型,并与岩心试验相渗拟合,验证模型的正确性。在此基础上,考虑聚合物的黏弹性、浓度的扩散、吸附、捕集以及稠油的非牛顿流体特性等,建立了聚驱稠油数字岩心模型,模拟了饱和油和聚合物驱稠油两种驱替过程并分析了驱替规律。研究结果表明:该数字岩心模型能够有效模拟聚合物驱稠油的微观机理,黏弹性聚合物驱采收率大于水驱和纯黏性聚合物驱,且随着松弛时间的增加,即弹性作用的增强,采收率提高;聚驱减少了剩余油孔隙个数,使得剩余油分布更加复杂、更加分散,提高了驱油效率。该项研究对于聚驱油藏高效开发具有一定的指导意义。     

聚合物驱油体系弹性对高黏稠油驱油效率的影响

为了解聚合物驱油体系的弹性对高黏稠油驱油效率的影响, 建立了一套模拟层内均质性的平板夹砂可视驱油实验装置, 提出了一种新的量化评价驱油效率的方法—灰度法, 研究了部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和疏水缔合聚丙烯酰胺 （HAWSP-2） 的弹性及其对稠油驱油效率的影响。结果表明： 由于疏水缔合作用的存在, 在低剪切速率下 HAWSP-2的抗剪切性好于 HPAM; 剪切黏度均为 100 mPa· s的 HPAM和 HAWSP-2的流型指数、 第一法向应力差、 屈服应力和形变恢复率分别为 0.384、 20.60 Pa、 0.29 Pa、 35.67%和 0.204、 67.50 Pa、 1.25 Pa、 183.15%,HAWSP-2的弹性大于 HPAM; 驱油实验中, 随着驱替模拟稠油黏度的增加, HPAM和 HAWSP-2的驱油效率均逐渐降低, 但 HAWSP-2的驱油效率总是高于 HPAM; 驱替同黏度的模拟稠油时, 单位驱油效率增幅所对应的弹性参数变化幅度从大到小依次为： 形变恢复率>屈服应力>第一法向应力差>流型指数, 即变形-恢复能力、 屈服应力、 第一法向应力差和流型指数对驱油效率的贡献依次增大。聚合物弹性对稠油驱油效率的影响为正相关关系, 流型指数是决定聚合物弹性对驱油效率影响的主导因素。图6表3参12     

加拿大稠油聚合物驱研究进展及应用

加拿大稠油资源丰富且多为薄层稠油,热采方法热量损失大,经济效益低。而近几年水平井技术的发展,为化学驱特别是聚合物驱技术的应用提供了重要的基础。目前,水平井加聚合物驱技术已经成为加拿大稠油开采的一种经济有效的手段,加拿大多个石油公司已经开始应用这一技术,并且生产规模越来越大。本文从室内研究、机理探讨和现场应用三方面综述加拿大稠油化学驱研究与应用的进展,以期为我国的稠油开采提供一定的借鉴。     

不同条件下稠油热水驱微观驱油效果定量对比

为了定量对比不同温度和润湿性条件下的微观驱油效果,建立了对微观模型中稠油热水驱的驱油效果参数(微观波及系数、微观驱油效率和微观采收率)进行定量评价的新方法-"解-合"法。室内分别在水湿和油湿微观模型中进行75℃和90℃条件下的稠油热水驱实验。采用"解-合"法对不同条件下的稠油热水驱驱油效果进行对比分析。实验数据表明:不论水湿还是油湿模型,升高温度对提高微观波及系数和微观驱油效率均有利;油湿模型中稠油热水驱时能自发形成棕色的油包水乳状液。     

化学驱提高普通稠油采收率的研究进展

针对普通稠油油藏水驱采收率低,而且经济上不适合于热采的特点,介绍了国内外化学驱提高普通稠油采收率技术的一些研究进展,主要包括聚合物驱,碱驱,碱/表面活性剂驱.综述了各种方法提高普通稠油采收率的研究现状和机理研究进展,并指出了不同方法存在的问题和当前的研究热点.     

稠油油藏聚驱后二元复合驱提高采收率研究

针对古城油田泌123断块稠油油藏条件,考察了SP二元复合体系的最佳配方、乳化性和热稳定性,并用最佳配方的SP二元复合体系进行了聚合物驱后复合驱替实验。实验结果表明,得到的最佳SP二元复合体系（2000 mg/L ZL-I＋3000 mg/L OCSB）的黏度为59.5 mPa.s、界面张力7.87×10-3 mN/m,与聚合物溶液相比,黏度上升2 mPa.s、界面张力下降3～4个数量级,毛管数大幅度提高,具备更大幅度提高采收率的能力。SP二元复合体系与原油形成的乳化液黏度大于二元体系的黏度,乳化作用良好,可以进一步改善流度比。60℃下老化120天后SP二元复合体系中HPAM的水解度缓慢上升后维持在30%～40%,黏度始终保持平稳上升,变化规律与单一聚合物溶液相似;界面张力值在老化期间上升半个数量级以内,盐析程度较单一表面活性剂溶液大幅改善。岩心驱油实验表明,聚合物驱后进行二元复合驱可提高采收率10%OOIP以上,说明古城油田泌123断块稠油油藏采用二元复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术是可行的。图4表3参5     

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。     

润湿性对恳东29块稠油油藏注水采收率的影响

利用制备的不同润湿性岩样,系统研究了注入水对这些岩样注水采收率的影响,得到了润湿性对恳东29块油藏注水采收率的影响规律,即随着岩样水湿性的逐渐增强,注水采收率先逐渐增加后缓慢降低;并得到了使注水采收率最高的恳东29块油藏岩石润湿指数值,对有效开发恳东29块稠油油藏具有重要的指导意义。     

Visualization of the Effect of Porous Media Wettability on Polymer Flooding Performance through Unconsolidated Porous Media using Magnetic Resonance Imaging

Abstract

Waterflooding effectiveness depends on the mobility ratio of the injected water to displaced fluids, and on the geologic heterogeneity of the reservoir rock. Rock wettability also affects the performance of water and polymer flooding. It is generally recognized that waterflooding in a water-wet reservoir is more efficient than waterflooding in an oil-wet reservoir. Polymer absorption/retention in porous media is also affected by rock wettability. The Centric Scan SPRITE Magnetic Resonance Imaging (MRI) technique is applied in this work to visualize the performance of polymerflooding and to quantify in situ fluid saturation distribution in rocks with wettability ranging from strongly water-wet to preferentially oil-wet.     

不同化学驱油体系微观驱油机理评价方法

为了分析胜利油田应用的3种化学驱油体系的微观驱油机理,并对其非均质油藏的适用性进行评价,利用微观刻蚀模型润湿性7级控制方法和波驱贡献比分析方法,结合现场情况,借助微观模拟驱油试验,开展了不同润湿性条件、非均质性条件和不同驱替阶段的化学驱油机理研究,建立了利用波驱贡献比评价化学驱油体系微观驱油机理的方法。试验表明:聚合物和二元复合体系在非均质级差1:9模型试验中水驱后采收率提高不足10%,平均波驱贡献比小于1.5,扩大波及的能力弱,主要驱油机理无法发挥;在各组非均质渗透率级差模型试验中,新型非均相复合体系的平均波驱贡献比大于3,说明其在非均质条件下扩大波及的能力强,主要是凝胶颗粒间歇式封堵和转向式扩大波及共同作用的结果。微观运移特征和驱替方式研究及现场试验表明,聚合物驱后的非均质油藏实施非均相复合驱,可以大幅度提高驱油效率和波及系数。      

水驱和聚合物驱后可动凝胶驱油效果的研究

以聚丙烯酰胺和自制的柠檬酸铝制备可动凝胶,在锦16块的地层条件下,确定了其最佳配方：聚丙烯酰胺浓度为1000mg/L,柠檬酸铝浓度为30mg／L,稳定剂浓度为40mg／L,利用室内驱替实验装置,研究了水驱和聚合物驱后可动凝胶的驱油效果。结果表明,水驱和聚合物驱后可动凝胶驱能进一步提高采收率,平均总采收率提高了23．57％。通过机理分析指出,可动凝胶优先进入低阻力的大孔道,改善了注入水的波及效率;可动凝胶的主要作用是驱替,而调剖只是前期或暂时的效果。     

聚合物驱后泡沫驱提高采收率技术试验研究

通过聚合物及泡沫在石英砂模型中形成的封堵能力比较、聚合物与泡沫体系驱油能力比较及聚合物驱后泡沫驱油试验,证明泡沫驱在多孔介质中具有良好的封堵调剖能力。并且在油藏中能够选择性封堵高渗层,对于聚合物驱后未能波及的低渗层具有良好的驱油能力．是聚合物驱后一种行之有效的方法。     

Investigation of Isotherm Polymer Adsorption in Porous Media

The injection of chemical solutions plays an important role in increasing the recovery factor of mature fields. Chemical flooding is considered as an attractive alternative to conventional waterflooding; it can improve the area sweep efficiency not only at the macroscale but also in the microscale by control mobility of displaced fluid. Adsorption of polymer in reservoir rock is an extremely important parameter for chemical flooding. Adsorption represents a loss of chemical agent from solution and, consequently, a net reduction in the surfactant–polymer slug. Therefore, the efficiency of polymer flooding is significantly diminished both technically and economically. However, numerical simulation of multicomponent adsorption is still limited and adsorption processes in a polymer–rock system have not yet been well developed, especially for highly heterogeneous reservoirs. In this article, adsorption was modeled by the Langmuir isotherm theory. The simulation results indicated that polymer adsorption strongly depends on polymer concentration, shear rate, pH, salt concentration, and reservoir heterogeneity. Effective control of such parameters can reduce the effect of polymer adsorption to minimize chemical loss and improve the economic efficiency of chemical flooding processes.     

河南油田高温油藏聚合物驱的驱油效率

针对河南双河油田V下区块高温(84.3℃)低渗的油藏特点,选取不同水解度的聚丙烯酰胺(1630s和ZL-I)进行驱油实验.结果表明,高浓度聚合物驱油效率明显高于低浓度聚合物,最佳聚合物浓度为1 600～2 000 mg/L.驱替实验表明,现场聚合物最佳注入量为0.4～0.5 PV.聚合物老化前后对比驱油实验表明,低水解...     

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.     

Pore Network Modeling of a Polymer Flooding Microscopic Seepage Mechanism

Abstract

Based on an oil-water two-phase pore network model, the authors provide a microscopic simulation model for polymer flooding together with a polymer flooding seepage mechanism. The authors also statistically analyze the laws of distribution of remaining oil after polymer flooding. On this basis, they study laws of distribution of retained polymer and its influence factors. The microscopic simulation showed that the remaining oil of network shape decreased significantly while the volume ratio of a single grain/island shape, fleck shape, and oil-water mixed shape increased. The retained polymer concentration in pores was inversely proportional to the product of the pore radius and the square root of shape factor.     

润湿性对油水渗流特性的影响

用亲水露头砂制备水测渗透率分别为0.030、0.197、0.508μm2的3组人造柱状岩心,每组岩心分为表面亲水(不处理)、中性润湿(经甲基硅油处理)、亲油(经胜利原油煤油混合油处理)3类,其表面润湿性经切片测定动态接触角确认。分别用矿化度19.4 g/L的模拟胜利地层水和模拟油测定岩心渗透率。相同渗透率岩心的水测渗透率,岩心表面亲水时最高,中性润湿时次之,亲油时最低,变化幅度随渗透率的增大而减小,最大达600倍;油测渗透率则在表面中性润湿时为最高,亲油时次之,亲水时最低。岩心的水驱采收率,以岩心表面中性润湿时为最高,表面亲水时大幅下降,表面亲油时最低,但与表面亲水时相比,降幅不大。认为油润湿是低渗透油藏注水压力高的原因之一,将油藏润湿性转为中性,可提高水(及化学驱油剂)的注入能力。表3参8。     

微凝胶与聚合物组合驱复合效应研究及矿场应用

一维与三维岩心驱油实验结果表明,微凝胶段塞与聚合物段塞交替注入的组合驱技术具有良好的复合效应。微凝胶+聚合物的二段塞组合驱方式,可以封堵高渗透层,分流作用好,扩大波及体积的能力强。聚合物+微凝胶的二段塞组合驱方式,可以防止聚合物驱后续水驱的快速指进,延长聚合物段塞的有效期。聚合物段塞的作用是降低流度比和提高驱替能力。组合驱技术"调""驱"结合,效果优于单一的聚合物驱和微凝胶驱。将0.19 PV微凝胶+0.32 PV聚合物组合驱应用于双河油田437Ⅱ1-2油组,到2007年底,组合驱吨聚合物增油105t/t,提高采收率7.44%,采收率增幅比聚合物驱高3.14个百分点时,费用比聚合物驱低11.4%。