砾岩油藏驱油聚合物相对分子质量的选择方法——以七东1区下克拉玛依亚组油藏为例

根据岩心压汞资料,获得砾岩储集层渗透率与孔隙中值半径的关系,结合滤膜实验建立的不同聚合物相对分子质量与可通过孔隙尺寸的关系,建立了砾岩油藏驱油聚合物相对分子质量的选择方法。利用此方法研究后得出:七东1区克下组油藏驱油适选聚合物相对分子质量为2500×104的聚合物,该方法对其他砾岩油藏驱油聚合物相对分子质量的选择具有指导意义。     

准噶尔盆地砂砾岩储层压裂液损害及保护措施

针对准噶尔盆地玛湖凹陷区上乌尔禾组砾岩储集层压裂开采过程中储层损害等问题,在分析准噶尔盆地砂砾岩上乌尔禾组玛湖1井区储集层基本特征的基础上,开展了压裂液破胶液与地层水流体配伍性及固相颗粒堵塞评价、储层敏感性评价、毛细管自吸及黏土矿物水化膨胀评价实验,分析了储层损害的主要因素;对防膨抑制剂,仿生双疏压裂液助排剂进行了优选;此外,还建立了储层敏感性损害智能化定量预测技术。研究结果表明,准噶尔盆地砂砾岩上乌尔禾组玛湖1井区储层损害主要因素是蒙脱石吸水膨胀损害、强毛细管自吸损害、固相颗粒堵塞损害、水敏和弱酸敏性损害。优选出的4%聚醚胺抑制剂膨胀量在1.28 mm,2%仿生双疏助排剂的助排效率在88.54%以上; 2%聚醚胺和2%双疏压裂液体系的岩心自吸量为1.38 mL,膨胀量为1.42 mm,返排率达到86.2%;建立的储层敏感性损害智能化定量预测技术的预测精度在85%以上,形成了一套适合准噶尔盆地玛湖砾岩储集层保护体系。      

液相色谱法测定油井采出液中HPAM浓度的制约因素

为提高液相色谱法测定采出液中部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）浓度的准确度,研究了聚合物相对分子质量、分子量分布、水解度和溶液矿化度等因素对测定结果的影响,分析了现场采出液聚合物浓度测定中存在的问题。结果表明,聚合物的相对分子质量、分子量分布及矿化度对浓度测定结果无明显影响;水解度是液相色谱法测定采出液中聚合物浓度的制约因素,随着聚合物水解度的增加,工作曲线的斜率增大,当标样的水解度低于待测样品时,测定结果偏低;反之,则偏高。用合适孔径的微孔滤膜结合蒸馏水稀释的方法对现场待测样品进行预处理,可以排除采出液样品含油、有机杂质和色度高等干扰因素的影响;在现场测定时,以注入的聚合物干粉样品作为标样,聚合物浓度的测定结果低于实际值。图3 表3 参22     

砾岩油藏驱油聚合物相对分子质量的选择方法——以七东1区下克拉玛依亚组油藏为例

根据岩心压汞资料,获得砾岩储集层渗透率与孔隙中值半径的关系,结合滤膜实验建立的不同聚合物相对分子质量与可通过孔隙尺寸的关系,建立了砾岩油藏驱油聚合物相对分子质量的选择方法。利用此方法研究后得出:七东1区克下组油藏驱油适选聚合物相对分子质量为2500×104的聚合物,该方法对其他砾岩油藏驱油聚合物相对分子质量的选择具有指导意义。     

一种测定HPAM水解度的新方法

提出了一种通过阴离子聚合物与阳离子聚合物间相互作用来测定部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)水解度的新方法,可以避免由于滴定法终点判断不准对水解度检测造成的误差,所得到的标准曲线线性回归相关系数达到了0.9972,该方法尤其适用于水解度在10%~30%范围内的HPAM产品水解度的测定。对HPAM工业产品由该方法所测得的水解度值与GB 12005.6-89提供的方法测得的水解度值相对误差为1.3%。     

七东1低渗砾岩油藏聚合物驱配方设计及应用*

为提高砾岩油藏采收率,针对七东1区砾岩低渗储层强非均质性、水驱采出程度低、剩余油饱和度较高等特点,在七东1区实施聚合物驱。通过理论计算、聚合物注入性及流动性分析、天然岩心驱油实验,对聚合物相对分子质量和注入浓度进行了筛选,并在七东1区进行了矿场应用。结果表明,七东1区低渗砾岩储层可注入浓度不高于1000 mg/L、相对分子质量400×10~4以下的聚合物,采收率可提高4%数9%。针对低渗透油藏特点,形成了驱油体系与油藏流体等黏驱替流度控制技术。试验区于2016年1月全面注入相对分子质量为350×10~4、质量浓度为800 mg/L的聚合物溶液。截至2019年2月,聚合物驱阶段产油8.01×10~4t,阶段采出程度14.5%,降水增油效果明显。图6表6参14。     

驱油用常规聚合物与抗盐聚合物性能全面评价

在模拟克拉玛依七东1区克下组油藏条件下，对比测定了驱油用商品常规聚合物和抗盐聚合物的多项性能。常规聚合物HPAM分子量2．1×10^7，水解度25％～30％；抗盐聚合物代号KYPAM，为梳状分子链AM共聚物，分子量2．3×10^7，水解度25％～30％。聚合物溶液分别用矿化度0．335g／L的清水和矿化度7．637g／L的油田污水配制。实验温度34℃。表观黏度～浓度曲线和黏度～剪切速率曲线表明，KYPAM的增黏性在清水中好于而在污水中远好于HPAM。在清水中KYPAM短时间抗剪切性优于HPAM，剪切时间增加时优势减小。密闭老化90天的KYPAM清水和污水溶液黏度保留率高于HPAM溶液的相应值。在模拟砾岩油藏的河道砂胶结岩心上，水驱之后注入0．6PV浓度0．8、1．0、1、2、1．5g／L的聚合物清水溶液，KYPAM提高采收率6．06％、6，51％、6．61％、7．17％，HPAM则提高采收率8．2％、7．2％、10．0％、10．2％。拉伸细丝直径～时间曲线和0．1～2．2Hz区间溶液储能模量曲线表明，KYPAM溶液的弹性低于相应的HPAM溶液，这是KYPAM岩心驱油效率低于HPAM的原因．图6嘉3参5．     

浊度法测定驱油用聚合物浓度反应时间的确定

研究了浊度法测定驱油用聚合物浓度时反应时间对溶液浊度（NTU值）及测定浓度的影响,结果表明,一定浓度样品的NTU值随反应时间的延长而发生变化,对于“1．3％NaClO、5mol／LCH,COOH、聚合物”按等体积混合,当反应进行到13min～17min时NTU值相对稳定。当反应时间一定时,样品浓度与NTU值间存在良好的线性关系,只要保证测定待测样品NTU时的反应时间与绘制标准工作曲线时的反应时间一致,反应时间在3min-20min范围内,不必等到稳定（13min后）即可获得可靠的测定结果。因此在不影响测试数据精度的条件下缩短了样品的测定时间,提高了样品检测效率。该研究在聚合物驱矿场试验的注聚质量控制得到了很好的应用。     

石油磺酸盐乳化相行为及乳化作用对提高 采收率的影响*

为分析原位乳化动用剩余油机理,通过乳化相行为评价方法和微观图像研究了矿化度、油水比和表面活性剂浓度对油/水/阴离子表面活性剂石油磺酸盐KPS-202在拟稳态下形成的乳状液类型及稳定性的影响,并通过微流控技术研究了石油磺酸盐原位乳化对提高采收率的作用。结果表明,随着矿化度的增加,乳状液由水包油型变为双连续相再变为油包水型。在矿化度为7.5数15 g/L时形成的双连续相乳状液对应的油水界面张力最低。随油水比的减小,中间相乳液的体积分数增大;随着油水比的增加,析水率明显降低,形成乳状液的稳定性增强。表面活性剂浓度的增加使得中间相乳液的体积分数增大,稳定性增强。KPS-202/聚合物二元体系原位乳化后可明显驱动膜状、角隅状和柱状的剩余油,比界面张力和黏度相同却不发生乳化的甜菜碱表面活性剂AF-16/聚合物二元体系提高采收率11.4%。乳化有助于剩余油的分散和运移,提高采收率效果明显。图20表1参15     

液相色谱法测试HPAM浓度的影响因素分析

对油田生产过程中采用液相色谱法检测注入液及采出液中部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)浓度的可靠性进行了分析。考察了HPAM相对分子质量、水解度、生产批次、剪切时间、配液用水及表面活性剂KPS等因素对液相色谱法测定HPAM浓度的影响。结果表明,H]PAM水解度、生产批次及配液用水对测试结果的影响较大。水解度越大,标准工作曲线斜率越小;2011年产品的标准工作曲线斜率小于2009年产品;HPAM污水样的标准工作曲线斜率大于HPAM清水样。为保证测试结果的精准度,应对不同的样品建立相应的标准曲线。通过对样品稀释可有效削减配液用水对测试结果的影响。聚合物相对分子质量、剪切时间、0~0.3%KPS对测试结果的影响不明显。