渤海高温低渗油藏调剖体系筛选与评价研究

在渤海油田稳产4000万吨的需求背景下,近年来渤海地区调剖措施的需求及应用范围越来越广.但针对高温低渗油藏并未形成相对成熟的调剖体系.因此筛选及研究针对渤海高温低渗油藏调剖体系具有重要意义.本文通过不同类型的体系成胶实验筛选及体系评价研究,筛选出适合高温低渗油藏的调剖体系,为此类油藏的调剖体系选择提供了指导.     

渤海某油田驱油用超低界面张力表面活性剂研究北大核心CSCD

目的为改善渤海X油田注水开发效果,对该油田进行了驱油用超低界面张力表面活性剂研究。方法在分析油田原油饱和分和芳香分碳原子数分布基础上,结合“相似相溶”原理和疏水端空间位置互补效应,对表面活性剂进行优选和复配。结果从5种表面活性剂中优选出了十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214两种表面活性剂,二者按最佳质量比1∶2复配后可获得超低界面张力表面活性剂。该表面活性剂在岩心中滞留损失率小,仅为11.2%;在质量分数为0.1%~0.3%时,原油的乳化和破乳率均高于90%;当质量分数为0.20%时,可在水驱基础上提高原油采收率9.4%。结论复配表面活性剂降水增油效果明显,可用于实现油田水驱后“挖潜提采”的目的。     

低界面张力水基微球调驱在渤海油田的先导试验

渤海P油田采出程度低、综合含水高,水驱进入中高含水开发阶段,水流优势通道层位发育明显。低界面张力水基微球初始粒径小、注入性良好,且具有较低的界面张力,能进行乳化微调。研究表明,低界面张力水基微球封堵率超过80%,采用高-低浓度段塞方式注入提高采收率幅度较高。该项技术在P油田G井组进行了现场应用,注入过程中压力缓慢上升后趋于稳定,整体上升幅度小于2MPa,其中典型受益井G60H最大日增油10m³,最大日降水3%,累计增油1090m³,为此类微球调驱技术提供了参考。     

适用于海上油田泡沫凝胶压锥堵水的室内实验优选及评价

针对部分海上油田因边底水锥进,导致油井水淹的问题,采用泡沫凝胶堵水体系进行压锥的思路,通过室内实验对泡沫凝胶的体系组成进行了优选,并对复合体系综合性能进行了评价。结果表明,阴非离子型起泡剂表面活性剂PA的泡沫综合值更高,其最佳使用浓度为3000～6000mg/L;干粉聚合物作为稳泡剂,其黏度值远远高于乳液型聚合物,同时具有一定的耐温性能。采用干粉聚合物2000～4000mg/L+交联剂2000～4000mg/L的体系,生成的凝胶强度大;复合泡沫凝胶体系同等条件下,体积为普通凝胶的3倍以上,并且具有良好注入性和封堵能力。