原油黏度和注入时机对凝胶调驱效果影响研究

利用天然油砂填制的均质模型和层内非均质模型模拟海上油田高渗疏松砂岩油藏,在不同原油黏度下进行了Cr3 交联聚合物凝胶调驱效果及其调驱时机对调驱效果影响物理模拟实验.结果表明,层内非均质填砂模型很好地反映了地层的非均质状况,Cr3 交联聚合物能有效地封堵高渗层或高渗透条带,调整吸液剖面,扩大波及范围.随着原油黏度的增加,流度比增大,调驱效果下降,采收盎降低.调驱时机对Cr3 交联聚合物调驱效果存在影响,含水率为40%的调驱效果好于含水率为98%的调驱效果.     

不水驱直接实施聚合物铬凝胶调驱效果的实验研究

本研究在模拟南堡35—2海上油田B6井组条件下进行。由M=1．5×10^7 HD=24．2％的聚合物HPAM和含Cr^3＋ 2．7％的醋酸铬交联剂在矿化度3．5g／L的水源井水中配制的成胶液。在50℃、30d内的黏度（50℃,7．18 1／s）变化,最高黏度及其出现时间随聚合物浓度（1．0、1．2、1．4g／L）和聚铬比（60：1、90：1、180：1）而异。早期的成胶液注入渗透率1．3～1．5时的人造均质岩心时,注入压力随注入量的增加迅速上升,表明此时已有凝胶生成。聚合物浓度1．2和1．4g／L、聚铬比120：1的凝胶的G′、C″～频率曲线显示凝胶具有良好的黏弹性。垂向有渗透率2．14、0．95、1．76μm^2三个层的非均质人造岩心,在50℃下饱和地层水后饱和黏度850mPa·s的模拟油,考察聚合物浓度1．2g、聚铬60：1、初始黏度12．2～12mPa·s的成胶体系驱油效果。在含水率为98％、80％、40％、0％（水驱采收率相应为6．0％、29.7％、23.3％、0％）5时注入0．1PV凝胶体系,最终采收率分别为46．8％、47．7％、50．4％、58．5％;在含水率为0％时最终采收率随凝胶体系注入量的减小（0．15、0．10、0．05、0．025PV）而减小,随凝胶体系聚合物含量的增加（1．2、1．4、1．6g／L）略有增加。图3表6参3。     

渤海稠油油田热化学复合吞吐增效技术研究与应用

针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明：随温度升高,胶质、沥青质扩散系数增大,石英石表面对重质组分的吸附能力减弱,有助于胶质沥青质解离;热气化学复合解堵后,岩心水测渗透率均可恢复到初始岩心水测渗透率的60%～70%;热(80℃)+气(溶解)作用下,与50℃脱气油相比可使原油黏度降低约80%;在热和化学剂作用下,原油形成低黏水包油乳状液,稠油黏度由2 000 mPa·s降低至30 mPa·s,降黏率为98.5%;稠油相渗曲线测试实验(100℃)结果显示,化学剂注入后使稠油相渗曲线等渗点右移,两相共渗区域增大,油相渗透率变大,水相渗透率降低,残余油饱和度降低,开发效果改善;在热水驱过程中,注入泡沫堵调后,高渗填砂管和低渗填砂管采收率均有明显提高,低渗管采收率提高约11个百分点,高渗管采收率提高约8个百分点。模拟吞吐实验结果表明：在热+化学+气协同作用下,可至少降低含水20%～30%,采油指数由0.90 mL/(min·M...     

BZ34油田回注水合理水质控制指标设计

针对BZ34油田有效注水开发的水质控制要求,从设计指标和设计方法两方面对油田回注水控制指标进行了实验研究,并结合典型低渗油田的注水水质推荐指标及现行标准,建立了海上低渗透油田水质标准体系。研究结果表明,为实现BZ34油田有效注水,将伤害程度控制在20%~40%时,水质控制指标中悬浮颗粒粒径应3μm,悬浮颗粒质量浓度应5 mg/L,含油质量浓度应15 mg/L。     

油田污水抗菌沸石处理效果评价

利用液相离子交换法,在天然沸石和人工沸石上吸附金属离子Zn2+、Cu2+和Ag+,制成抗菌沸石,并用其对采出污水进行浸泡处理,进一步评价了用该污水配制聚合物溶液的热稳定性。实验结果表明,用Ag+抗菌沸石处理的污水配制聚合物溶液黏度较未处理污水聚合物溶液的高,Ag+抗菌沸石处理效果也要优于Zn2+和Cu2+抗菌沸石。     

稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究

南堡35-2油田是海上稠油油田,具有原油粘度高、油层岩石渗透率高、胶结疏松和非均质性严重等特点,水驱开发过程中指进现象严重,难以获得较高的水驱采收率.为了更好地了解稠油油藏水驱开发特点,为提高采收率技术决策提供依据,针对油藏地质特点和流体性质特征.利用理论分析和仪器检测评价方法,研究了稠油油藏油水相对渗透率和水驱油效率,分析了稠油油藏水驱开发动态特征.结果表明,随着原油粘度增加,岩心束缚水饱和度降低,残余油饱和度升高,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率升高,水驱采收率降低.在相同原油粘度条件下,通过提高驱替速度来增大生产压差,可以减少指进现象发生,增加水驱无水采收率和最终采收率.     

模糊数学方法在大庆油田聚合物优选中的应用

根据大庆油田采油二厂油藏和流体性质特征以及聚合物驱油原理,提出了聚合物溶液增粘性、稳定性、耐稀释性、耐温性、抗盐性和抗剪切性综合技术指标,并通过室内实验对这些指标进行了检测,同时利用模糊数学方法对检测结果进行了综合评判。结果表明,模糊数学方法是优选聚合物产品简洁而有效的方法,可以对多因素影响下不同聚合物品质优劣进行定量评价。参与被评价的"大庆抗盐"、"大庆超高"和"北京恒聚"聚合物产品中,"大庆抗盐"聚合物总体占优。     

碱和表面活性剂影响聚合物溶液性质实验研究

在聚合物溶液中添加表面活性剂和碱能够大幅度降低油水界面张力,但表面活性剂和碱的加入会对聚合物分子形态产生影响,进而影响聚合物溶液的流变性和粘弹性,并最终影响驱油效果。通过室内实验和理论分析,就碱和表面活性剂对聚合物分子形态的影响及其作用机理进行了分析。碱与聚合物分子链上部分负电荷中和,使分子链发生蜷缩和粘贴,形成部分"带状"分子结构,导致聚合物溶液粘弹性和流变性变差。     

海上油田采出液含聚浓度检测新方法

应用胶体滴定法建立了渤海油田采出液中含聚浓度的检测分析方法,分析了胶体滴定法实验原理,建立了标准曲线,给出了适用条件,进行了胶体滴定法、淀粉—碘化镉法、定氮法等浓度检测实验方法对比研究,对注聚合物井返排样品和采出液含聚浓度进行了室内实验和平台现场检测。结果表明,胶体滴定法能够快速准确地检测采出液含聚浓度,且检测过程中试剂配制安全、无毒,仪器简单、操作方便,样品浓度检测范围广,适合于海上油田采出液含聚浓度快速检测的实际需求。     

中国海油低渗及非常规油气藏储层改造技术进展及展望

中国海上低渗及非常规油气开发存在产能低、投资大、操作费用高、收益较低及单井经济任务重等问题。经过技术攻关,中国海油形成了平台压裂、钻井船压裂和拖轮压裂等海上储层改造作业模式,研发出集海上低渗储层改造液体系、海上控水支撑剂技术、低渗储层压裂管柱设计和海上储层改造监测技术为一体的海上低渗储层改造技术,以及适用于陆上深煤层大规模压裂技术。本文综述了中国海上低渗油气储层改造技术及陆上深煤层大规模压裂技术研究进展,展望了未来储层改造重点发展方向,对推动中国海油低渗及非常规油气开发技术进步有重要指导意义。