聚表剂溶液性能评价及驱油效果研究

针对大庆油田聚表剂驱油试验区块应用的聚表荆体系,开展了主要性能评价试验和岩心驱油试验,评价了聚表剂体系乳化性能、粘度稳定性、抗盐性能;对比分析了聚合物驱和聚表剂驱的驱油效果。研究表明,相同条件下聚表剂溶液的抗盐性能、增粘性能、粘度稳定性均优于聚合物溶液;驱油效果优于聚合物溶液,提高采收率值高出5％左右,注入能力高于聚合物溶液,且明显改善了有效厚度小于0．5m储层及表外储层的动用状况,增油效果明显,水驱后提高采收率20．0％以上。     

中低渗透单一河道储层聚合物驱的可行性研究

针对中低渗透单一河道储层开发后期注水易沿河道中部突进,导致注水波及系数小,常规水驱调整及剩余油挖潜效果差的问题,开展了中低渗透单一河道储层聚合物驱的可行性研究。优选出适合中低渗透单一河道储层聚驱的聚合物分子量为1200×10~4~1600×10~4。优化注入参数,即聚合物驱注入质量浓度为1000mg/L,注入速度为0.06PV/a,聚合物用量为300mg/(L·PV),可以实现有效渗透率在100mD以下储层的有效注入。通过分析中低渗透单一河道储层聚驱效果的影响因素,表明当聚驱控制程度大于80%、驱替距离165m时聚驱效果较好。该研究提高了中低渗透单一河道油藏的采收率,为该类油藏后期挖潜提供了借鉴。     

聚驱后油藏内源微生物激活体系评价研究

针对聚驱后油藏如何进一步提高石油采收率的技术难题,开发了一种用于促进油藏内源微生物生长代谢的高效激活体系。室内通过物理模拟驱油试验、产气试验、岩心电镜观察试验对该激活体系激活聚驱后油藏内源微生物生长以提高采收率的有效性进行了评价,并将其应用于大庆油田萨南开发区的一个试验井组。结果表明,该激活体系能够激活聚驱油层注入污水中的内源微生物,使其在岩心中大量生长繁殖,原油采收率在聚合物驱后基础上可以再提高3%以上;产气试验中激活体系能够激活注入水中的内源微生物代谢产生大量的生物气,使密闭容器压力呈阶段性升高;现场注入激活体系后,聚合物驱后油藏中有明显的产气增压效果,实现阶段累计增油3068.1t,含水率下降2.2%,为化学驱后油藏进一步提高石油采收率提供了一条有效途径。     

准噶尔盆地西北缘白碱滩段油藏聚合物驱效果评价

通过准噶尔盆地西北缘白碱滩段油藏的开发动态研究了该油藏的聚合物驱适应性,应用暂堵转压裂、机械选层压裂技术对其压裂作业进行了优化设计,并对油藏的聚合物驱采油效果进行评价。推荐了开发方案,部署采用五点法井网,预测聚合物驱可增产油量96.1×104t,提高采收率11.7%,最大含水率下降18.4%,聚驱年产油最大可达31.5×104t。结果表明,聚合物驱采油能够大幅度提高该油藏的产量和采油速度,降低含水率,为油藏的下一步开发调整提供依据。     

非均质变异系数对聚合物驱各小层驱油效果及特征的影响

利用数值模拟技术研究油层非均质变异系数（Vk）对各单层聚合物驱油效果的影响。结果表明,在同一Vk下,特别是Vk≥0.3时,高渗透率层位的最终采出程度高（61%～62%）,聚合物驱采收率增幅低（5%OOIP～15%OOIP）。当Vk为0～0.3即油层相对均质时,由于水驱波及效率高,各小层的最终采出程度基本相同,约为62%。随着Vk的增大,高渗透率层（第6、7小层）采收率增幅分别从15.71%OOIP和16.27%OOIP降至13.78%OOIP和 6.47%OOIP;中高渗透率层（第4、5小层）采收率增幅保持上升趋势,从14.68%OOIP和15.14%OOIP分别增至30.35%OOIP和23.52%OOIP;中低渗透率层（第1、2、3小层）的则先增加后降低。当全区综合含水98%时,总是高渗层进入的聚合物溶液多,含水率高;低渗层进入的聚合物溶液少,含水率低。剩余油主要存在于渗透率相对较低层（第1~4层）。第2~4层进入的聚合物溶液分别占该小层孔隙体积的17%、22%和28%,占全区注入量的5%、7%和10%。第2~4小层是该方案条件下,聚合物驱提高采收率的主要贡献层位。     

聚表剂溶液性能及矿场应用研究

在室内评价聚表剂溶液性能的基础上,对聚表剂驱矿场应用效果进行了分析。结果表明,相对于同浓度普通聚合物,聚表剂溶液具有更高的黏度和乳化能力,且具有较好的稳定性;在油田矿场应用过程中聚表剂驱有着良好的注入能力,剖面调整作用强,改善了油层的动用程度,水驱后开展聚表剂驱增油降水效果非常明显,聚驱后开展聚表剂驱也可收到较好的增油降水效果。     

大庆油田三元复合驱前后密闭取心井水洗状况分析

研究大庆油田5个区块三元复合驱前后密闭取心井的水洗资料。水洗结论表明5个区块中E区块的三元复合驱效果最好,驱油效率提高幅度为17.3%,同时三元复合驱的驱油效率是油层水洗比例和水洗程度的综合反映,因此提高水洗比例和水洗程度可以提高三元复合驱的驱油效率。分析三元复合驱前后密闭取心井在主流线的相对位置,表明在主流线中间位置的密闭取心井驱油效率提高幅度高于靠近生产井的;储层的韵律、夹层和渗透率等非均质性参数数据表明在不均匀型和均匀型的同类型储层里,内部相对非均质性越强,三元复合驱效果越好。     

重烷基苯磺酸盐与石油磺酸盐复配弱碱体系性能研究

分析了表面活性剂体系的复配机理及优势,通过强碱重烷基苯磺酸盐与石油磺酸盐的复配得到了性能稳定的驱油用弱碱表面活性剂,并对复配体系的性能(界面张力、稳定性、抗吸附及乳化性能、天然岩心驱油效果)进行了试验研究。试验结果表明,该弱碱表面活性剂可在较宽的活性剂浓度(0.05%~0.3%)和碱浓度(Na2CO3浓度跨度≥0.6%)区间范围内与大庆原油形成10-1 mN/m数量级超低界面张力,室内天然岩心驱油试验比水驱采收率提高17.2%,比单独应用石油磺酸盐驱油的采收率高出1.2%。该研究扩大了弱碱表面活性剂的来源,且相比强碱活性剂,三元复合驱降低了开采成本,具有良好的应用前景。     

基于大型仿真物理模型的二类油层水聚接触带流体运动规律研究

针对大庆油田BSX二类油层开发遇到的矿场问题,采用非均质大型仿真物理模型模拟BSX二类油层实际油层条件、井网井距、井组连通方式,进行了水聚接触带不同注入速度匹配下的驱油试验,研究了二类油层水聚接触带区域油水运动变化规律。通过试验监测的采收率、含水率、聚合物质量浓度、示踪剂质量浓度、含油饱和度变化判断油水在二类油层、水聚接触带、三次加密油层处的动态变化规律:得出二类油层水聚接触带以水驱井完善二类油层注采关系的连通方式下,水驱与聚驱最佳注入速度比在1∶1左右。     

渤海油田油水相对渗透率和水驱油效率研究

驱油效率是注水开发油田的一个重要指标,是水驱油田的极限采收率,因此要评价油田水驱采收率的潜力,首先应分析驱油效率的理论值。以渤海油田283条天然岩心测量的非稳态油水相对渗透率曲线为样本,统计得到了束缚水饱和度、残余油下水饱和度、束缚水下油相相对渗透率、残余油下水相相对渗透率、残余油下归一化水相相对渗透率与有效渗透率间的统计规律,由此得到渤海油田驱油效率与岩石有效渗透率的统计规律。同时,利用相对渗透率曲线、分流量方程和Welge方程从理论上推导了水驱油效率计算公式,在此基础上研究了驱油效率的影响因素以及水驱油实验的取值条件。     

一种新型抗盐聚合物的合成与性能评价

为解决中低分子量部分水解聚丙烯酰胺抗盐性差、污水配制溶液黏度不足的问题,针对有效渗透率200~500mD的中等渗透率油层,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸及自制疏水单体为主要原料,设计并合成了一种新型抗盐聚合物,并对其性能进行了评价。结果表明,新型抗盐聚合物的增黏性好于相对分子量为1500万的部分水解聚丙烯酰胺,采用现场污水配制溶液,在浓度为1000mg/L时,黏度可达58.2mPa·s。同时,该聚合物在地层剪切速率范围内(0~10s-1)可表现出剪切增黏性。此外,天然岩心物理模拟试验表明,该聚合物具有较高的工作黏度,同时具有较好的提高采收率能力。     

二类油层三元复合驱层系调整开发效果评价

萨北开发区北二西东块二类油层井层系组合方式为萨Ⅱ组。与相邻区块开采层系不统一，导致衔接区域注采关系不完善，并且二类油层萨Ⅲ组未组合进行三次采油开发，区块整体缺少一套上返层系，接替潜力小。为便于油田开发整体调整，最大限度挖掘剩余潜力，依据油层发育特点，根据层系组合原则开展二类油层层系优化，按照先下后上的次序，分萨Ⅱ10-16+萨Ⅲ和萨Ⅱ1-9两段进行调整。调整后萨Ⅱ10-16+萨Ⅲ层系组合与萨北开发区二类油层井整体组合方式一致，且能有效动用萨Ⅲ组储量，组合层系厚度适中，隔层分布稳定。借鉴三元复合驱矿场试验认识，结合数值模拟成果，优化三元复合驱注入参数，预计调整后，增加可采储量159.15×104 t。     

驱油复合菌系的构建及驱油能力的研究

为构建驱油复合菌系并对提高原油采收率的能力进行评价,在50℃条件下通过长期限制性培养,以乳化和降解石油的能力为指标,获得一组高效稳定的驱油复合菌系。复合菌系发酵液对原油具有降粘和降低表面张力的作用。室内岩心驱油试验表明,水驱后复合菌系驱可提高石油采收率14．47％。2007年9月20日在大庆杏6—3-丙605油井进行了吞吐试验,截止2008年7月31日,采出液平均含水率由93．15％降至90．69％,日产液量提高69．86％,累计增产原油203．95t。表明复合菌系适应地层油藏条件,具有增采作用。     

低渗透油层改善CO2驱的实验研究

针对国内CO₂气源有限且低渗透油层CO₂驱油易气窜的问题,为了减少CO₂用量并改善低渗透油层CO₂驱的驱油效果,用30cm长的低渗透均质天然岩心,在室内开展了CO₂+N₂驱和CO₂+H₂O+N₂驱提高采收率的实验研究。结果表明,在低渗透岩心中,采用0.3PV CO₂+N₂驱方式,可达到全CO₂驱的采收率,并能减少CO₂的用量;采用0.3PV CO₂+0.1PV H₂O+N₂驱方式,能够充分发挥前置CO₂段塞与N₂各自的优势,可获得更理想的驱油效果,它比全CO₂驱的采收率提高了18.22个百分点,CO₂用量减少了25%;此时的投入产出比为5.16,是CO<...     

聚驱后注入聚表剂提高采收率研究

聚表剂驱油技术是一种集调剖及驱替为一体的新型驱油技术。室内静态评价试验表明,聚表剂与驱油用中分聚合物配伍性良好。不同比例的聚表剂与聚合物混合后,样品的增粘性能、乳化性能和稳定性能较好。室内驱油试验表明,聚驱后注入聚表剂可提高采收率10.8%。现场实践也证明采用该技术能达到降水增油的目的。     

多孔介质的润湿性对聚驱稠油微宏观效率的影响

岩石表面的润湿性影响聚合物微观和宏观驱油效率。采用可视化微观模型和微观照相技术研究了强水湿和油湿多孔介质下聚合物微观驱油效率和驱替机理。分析了束缚水与稠油分别在两种润湿介质下的微观形态和分布对聚合物的吸附、滞留,连续性和非连续性流动,驱替前缘以及洗油效率的影响。微观模型实验结果表明,在水湿环境,地层水趋向分布于岩石骨架表面并在孔壁附近形成较厚的水膜,聚合物趋于附着在孔壁处,在这些区域聚合物的洗油效率较高;在油湿环境,束缚水主要以非连续相分布在孔隙介质中,聚合物溶液发生咬断效应,原油吸附在孔喉处,聚合物只能部分扫除原油,乳液的形成能辅助聚合物溶液驱替油相。聚合物在水湿介质的微观驱油效率明显高于油湿介质。岩心流动实验结果与微观模型分析一致,相同浓度的聚合物溶液在强水湿岩心前缘突破所需的时间长于油湿岩心,突破前缘更规整,水湿岩心和油湿岩心的水驱采出程度分别为21.5%OOIP和15%OOIP。聚合物在油湿岩心的“门槛”黏度较大。聚合物黏度为500 mPa·s时,水驱后水湿岩心和油湿岩心的原油采收率增幅分别为23%OOIP和17%OOIP。     

埕东油田西区强化泡沫驱试验研究

针对埕东油田西区强化泡沫驱先导试验区的油藏特点及水驱开发现状,利用加拿大的CMG数值模拟软件,对强化泡沫驱注入主段塞大小、注入泡沫剂浓度、聚合物浓度、前置段塞大小、注入方式等参数进行了优化研究,并依此制定了开发方案。优化的注入前置段塞0.02PV（1800mg/L聚合物＋0.75%泡沫剂）＋主段塞0.3PV（氮气＋1600mg/L聚合物＋0.5%泡沫剂）,注入方式采用气液交替注入,交替周期10d。矿场实施后,注水波及体积扩大,驱油效率提高,采收率提高1.18%,累积增产原油1.4&#215;104t。     

低渗透油藏驱油用表面活性剂SAS体系及性能评价

针对长庆油田王窑加密区长6油藏特征,开发出一种聚乙二醇辛基苯基醚、十二烷基苯磺酸钠与有机溶剂乙醇复配而成的表面活性剂SAS体系,并从油水界面张力、热稳定性、静态吸附性能(吸附对界面张力的影响和吸附量的测定)、天然岩心进行驱油效率等方面对其进行了性能评价。结果表明,在55℃及50000mg/L矿化度的条件下,表面活性剂质量分数在0.05%~0.4%的范围内,油水界面张力可在30min内快速降至10-3 mN/m;SAS体系具有较好的热稳定性,在地层中能长期保持低界面张力,能够起到较好的驱油作用;SAS体系在吸附11次后界面张力仍然超低(小于10-2 mN/m),并且不同质量分数下的吸附损耗量均低于5mg/g,抗吸附性能优异;SAS体系在水驱基础上分别提高采收率4.5%、5.54%,有效提高驱油效果,满足低渗透油田提高采收率技术需要。     

表面活性聚合物溶液微观驱油机理研究

在室内一定条件下应用仿真微观模型进行了表面活性聚合物 SLH-Ⅲ溶液驱油试验。在驱油的过程中,由于润湿性的不同,显示出了不同的驱油机理。在亲水模型中,油的流动机理以剪切夹带为主,通过 SLH-Ⅲ溶液的增黏性和黏弹性可以提高波及系数和驱油效率,并且 SLH-Ⅲ溶液可以降低油水界面张力,使残余油滴易于变形、分散和乳化;在亲油模型中,油的流动机理以桥接、拉丝为主。同时,表面活性聚合物 SLH-Ⅲ溶液具有乳化性,乳化后的残余油在储层中的存在状态发生了变化,并且使各种作用力的相互关系发生了变化,使原来不能流动的残余油处于可流动的状态。试验结果表明,经过 SLH-Ⅲ溶液驱替后,水驱油形成的残余油减少了,采收率得到了提高。     

双河油田Ⅰ5Ⅱ1-3层系聚驱后整体调剖研究及应用

聚合物驱后可向地层中注入交联调剖剂,交联聚合物在油层条件中形成较高强度的凝胶,既能对高渗透层进行封堵,又能够在后续注入水推动下向前移动。通过对双河油田Ⅰ5Ⅱ1-3层系深部调剖剂的配方筛选、用量确定、段塞组合以及利用聚合物驱现场设备的研究,形成了一套简便高效的聚合物驱后深部调剖技术。