聚合物驱后三元复合驱油效果评价

本文针对大庆油田仍残留有大量原油的聚合物驱后油藏,采用室内岩心驱油方法,对进一步提高采收率的３种方法进行了实验评价。实验数据表明,聚合物驱后采用碱／表面活性剂／聚合物三元复合体系,碱／表面活性剂／交联聚合物三元复合体系（交联三元复合体体系）及交联聚合物体系（胶态分散凝胶,ＣＤＧ）段塞加三元复合体系段塞组合,都可以在一定程度上进一步提高原油采收率,其中交联三元复合体系驱油效果最好。已有经济上可行的交     

聚合物驱后进一步提高采收率方法及其作用机理研究

聚合物驱后仍然有约50%原油残留于地下,聚合物驱后进一步提高采收率技术研究受到石油科技工作者的高度重视.该文利用物理模拟方法,对聚合物驱后进一步扩大波及体积和提高洗油效率技术方法的增油效果进行了评价.结果表明,聚合物驱后采用高浓度聚合物溶液、碱/表面活性剂/聚合物三元复合体系、碱/表面活性剂/交联聚合物三元复合体系和沸石/聚合物溶液驱都可以进一步提高原油采收率,采收率增幅在5.4%～7.6%之间.对于非均质油藏,扩大波及体积对采收率的贡献率大于提高洗油效率的贡献率.从技术和经济效果两方面考虑,沸石/聚合物溶液驱油体系更具应用价值.     

聚合物驱后凝胶与化学剂交替注入的驱油效果研究

聚合物驱后油藏仍有大量剩余油残留其中,为探讨进一步提高聚合物驱后油藏的原油采收率的方法,利用人造非均质大平板岩心,开展了凝胶与聚合物、凝胶与聚合物/表面活性剂二元复合体系(简称聚表二元体系)多轮次交替注入的驱油效果研究。结果表明,交替注入0.26 PV凝胶与0.39 PV聚表二元体系进行驱油实验,采出程度可在聚合物驱采收率基础上提高11.29%,凝胶与聚合物溶液交替注入驱油阶段采出程度可提高7.10%,说明凝胶与聚表二元体系交替注入驱油技术对聚合物驱后剩余油的进一步挖潜更具潜力,但与凝胶与聚合物交替注入驱油技术相比,其成本相对较高。在现场进行实际技术优选时应综合考虑成本及市场原油价格等因素。     

非均相复合驱油体系驱替特征研究

针对聚合物驱后油藏缺乏有效提高采收率接替技术的问题,研发了新型非均相聚合物驱油剂PPG产品。通过长岩芯驱替实验考察了PPG产品的运移能力;利用微观物理模型对比了聚合物驱后油藏条件下二元驱与PPG驱的驱油效果。结果表明,聚合物驱后再用PPG驱波及能力最强,聚合物驱后再用二元驱的洗油效率高。将两种体系叠加,配制PPG与聚合物及表面活性剂形成的非均相复合驱油体系,在聚合物驱后再用非均相复合驱油体系驱可进一步提高采收率达10％以上。     

不同驱油剂应用于聚合物驱油后油层的适应性分析

国内一些油田已陆续进入聚合物驱后续水驱阶段,亟待研发聚合物驱油后进一步提高采收率技术。为此,运用物理模拟方法,研究了不同驱油剂的渗流能力及聚合物驱油后驱油效果。实验结果表明,泡沫复合体系阻力系数及残余阻力系数最高,流度控制作用最强,扩大了波及体积,同时由于表面活性剂的加入,进一步提高了驱油效率,驱油效果较好,聚合物驱油后采收率提高10.6个百分点。     

渤海油田新型驱油剂驱油效果研究

针对渤海油田高效开发面临的技术需求,以提高采收率为目标,利用现代物理模拟方法,对六种新型驱油剂的流动性能和驱油效果进行了评价。结果表明,六种驱油剂中,泡沫复合体系的流动性能和驱油效果最好,其次为二元复合体系和PA-2聚合物溶液,PA-1聚合物溶液和"PA-1聚合物+ES微球"体系较差。聚合物驱后进一步提高采收率增油效果较差。     

聚合物/两性表面活性剂二元体系提高水驱后残余油采收率研究

针对三元复合驱中的碱大幅度降低聚合物溶液的黏弹性，降低波及效率和驱油效率，含碱驱油体系引起地层黏土分散和运移、形成碱垢、导致地层渗透率下降等问题，利用不加碱可形成超低界面张力的聚丙烯酰胺／两性表面活性剂二元复合体系，通过人造岩心驱油实验，研究了聚表二元复合体系提高水驱后残余油采收率的可能性。研究表明，聚表二元复合体系在驱替水驱后残余油中，可以同时发挥活性剂的超低界面张力特性和聚合物溶液的粘弹特性，使得该二元体系的采收率高于单一的表面活性剂体系和聚合物驱油体系，并且二元体系的聚合物浓度越高，采收率越高。     

无碱表面活性剂-聚合物复合驱技术研究进展

无碱表面活性剂-聚合物二元复合驱可避免碱引起的结垢、乳化、腐蚀等负面作用,降低投资和操作成本,是具有应用前景的化学驱提高石油采收率新技术。目前存在主要问题有:缺少高效稳定的活性剂工业化产品,驱油机理及主要影响因素理论研究薄弱,评价方法不健全,矿场试验少、技术风险较大。影响表面活性剂-聚合物二元复合驱驱油效率的主要因素有体系黏度、界面张力、乳化强度等,二元体系具有较高的黏度是提高采收率的重要保障,体系油水界面张力越低驱油效率越高,体系乳化性能也显著影响驱油效果。表面活性剂-聚合物二元复合驱矿场试验取得了一定效果,但也暴露出一些问题,需要提高配方适应性、驱油剂产品质量稳定性,优化注入方案,加强现场监测和跟踪调整等。     

聚合物驱后进一步提高采收率方法及其技术经济效果评价

依据矿场实际需求,本文通过物理模拟驱油实验对聚合物驱后采用高浓度聚合物溶液(平均相对分子量M(下同)=2500×104,聚合物浓度CP=2.5g/L)、"碱/表面活性剂/聚合物"ASP(CP=2g/L,表面活性剂HAPS浓度CS=3g/L,碱浓度(CA=12g/L)、"表面活性剂/聚合物"SP(M=2500×104,CP=2g/L,非离子表面活性剂浓度CS=3g/L)、聚表剂溶液(CSp=2g/L)驱油效果进行了对比与评价。结果表明,在化学剂用量相同条件下,4种驱油体系均可以进一步提高原油采收率,采收率增幅在10.1%～22.9%之间。在化学剂费用相同条件下,采用单一高浓度聚合物段塞增油降水效果最好,最终采收率均高于4种驱油剂多段塞组合方式。多段塞组合方式中,"低黏度驱油体系+高黏度驱油体系"方式的增油效果好于"高黏度驱油体系+低黏度驱油体系"的增油效果。综合技术条件和经济效果两方面考虑,推荐聚合物驱后采用单一高浓度聚合物驱,采收率增幅预计为15%～18%。     

无碱二元体系的黏弹性和界面张力对水驱残余油的作用

三元复合驱含碱驱油体系会大幅度降低聚合物溶液的黏弹性,引起地层粘土分散和运移、形成碱垢及导致地层渗透率下降。为此提出利用不加碱可形成超低界面张力的聚合物/甜菜碱表面活性剂二元复合体系驱油。通过流变性实验及微观模型驱油实验,分析了表面活性剂对聚合物表面活性剂二元复合体系黏弹性的影响和聚合物表面活性剂二元复合体系的黏弹性及界面张力对采收率的影响。对聚合物表面活性剂二元复合体系提高水驱后残余油采收率机理的研究表明:在驱替水驱后残余油过程中,聚合物表面活性剂二元复合体系利用了聚合物溶液的黏弹特性和表面活性剂的超低张力界面特性,水驱后残余油以油丝和乳状液形式被携带和运移,随着二元驱油体系的黏弹性的增加和界面张力的降低,水驱后二元驱后的采收率增加,降低界面张力的驱油效果(指达到超低)比提高体系的黏弹性的效果更明显。     

OCS驱油剂用作不同断块油田表面活性剂驱的可行性研究

通过研究OCS驱油体系的油水界面张力和乳化性能及驱油效果,考察其在不同断块油田表面活性剂驱的可行性。结果表明,当OCS表面活性剂含量为0.05%-0.4%时,驱油体系与不同断块油田原油间的界面张力可降到10-2-10-3mN/m数量级,说明OCS驱油体系具有较好的界面活性和适中的乳化性能。物理模型驱油试验结果表明,在水驱基础上,注入0.3PV的OCS表面活性剂水溶液,原油采收率可提高18.08%。     

三元复合驱的驱油特征研究

大量室内研究和矿场试验结果表明,在高效的表活剂条件下,三元复合驱是一种非常有效的三次采 油方法,具有良好的应用前景。文中应用数值模拟技术并结合室内研究,给出了三元复合体系不同界面张 力和粘度比条件下,在非均质油层中的驱油特征。分析结果表明,三元复合驱与聚合物驱相比,对油层非 均质性有更大的适用范围;对于非均质油层的三元复合驱,采用增加体系的粘度和降低体系的界面张力的 方式都能获得较好的提高采收率效果,但高粘度是获得好的提高采收率的关键;采取分层注入的方式,或 者在三元复合驱后对高渗透层进行封堵,能更有效地采出中、低渗透层的剩余油,进一步提高采收率。本 项研究对认识三元复合驱的驱油机理和编制调整矿场试验方案提供了重要依据。     

OCS表面活性剂工业品的界面活性及驱油效率

针对现有三元复合驱油体系化学剂费用投入大,经济效益差的缺点,利用廉价的大庆减压渣油为原料合成了驱油用表面活性剂OCS.测试结果表明,OCS表面活性剂工业品具有优异的降低原油-地层水界面张力的能力,能在较宽的碱浓度和表面活性剂浓度范围内使不同大庆采油厂原油的油-水界面张力降至10^-3mN/m.在无碱条件下,对于大港油田枣园1256断块原油,当OCS活性剂质量分数达到0.2%时,油-水界面张力即可降至10^-3mN/m.大庆原油的平面模型驱油试验表明,OCS表面活性剂、碱和聚合物三元复合体系（ASP）的驱油效率比水驱提高20%以上.     

聚合物驱后多元调驱体系提高采收率研究

根据聚合物驱后提高采收率的需要,筛选了多元调驱体系的凝胶颗粒类型、交联剂最优浓度和洗油剂最优浓度,分别考察了单元注入体系(50 mg/L或100 mg/L交联剂、2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV),二元注入体系(100 mg/L交联剂+2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV)和三元注入体系(0.4 PV×2000mg/L阳离子凝胶微球+0.3 PV×100 mg/L交联剂+0.4 PV×2000 mg/L高效洗油剂)的调剖效果。实验结果表明:二元注入体系转水驱突破压力为3 MPa左右,而且压力整体波动范围和波动幅度都明显高出单元注入体系的,这说明二元注入体系调剖效果比单元注入体系的好;在水驱采收率39.65%、聚合物驱提高采收率18.38%的基础上,三元注入体系提高采收率22.82%;水驱和聚合物驱阶段注入压力较低,凝胶微球注入后压力迅速上升,交联剂的注入保持了压力,高效洗油剂驱使压力进一步上升,转后续水驱后压力下降并稳定在2 MPa左右;与二元注入体系相比,三元注入体系的后续水驱压力明显降低,这保证了在不影响调驱效果的同时还能降低后续水驱压力,因此多元注入体系具有更好的实际应用价值。图5表3参9     

以大庆减压渣油为原料的高效、廉价驱油表面活性剂OCS的制备与性能研究

针对现有三元复合驱油体系化学剂费用投入大，经济效益差的缺点，以廉价的大庆减压渣油为原料在实验室内合成出廉价的驱油用表面活性剂OCS，并初步评价了所得OCS样品的性能。结果表明，OCS表面活性剂制备重复性好，性能稳定。OCS表面活性剂具有优异的降低原油一地层水界面张力的能力，在NaOH存在条件下，能在较宽的碱浓度范围内使大庆四厂原油的油-水界面张力降至10^-3mN／m。在Na2CO3存在条件下，能在较宽的碱浓度范围内使大庆四厂原油、华北油田古一联原油及胜利孤东采油厂原油的油-水界面张力降至10^-3mN／m。在无碱条件下，对于大港油田枣园1256断块原油，当OCS表面活性剂含量达到0．1％时，油-水界面张力即可降至10-3^mN／m。对大庆四厂原油的驱油试验结果表明，OCS表面活性剂、碱和聚合物三元复合体系(ASP)的驱油效率比水驱提高20％以上。     

胜利油田聚合物驱后二元复合驱油体系优化

针对胜利油田聚合物驱后油层中仍有大量原油未被采出的情况，选取应用聚合物驱较为典型的孤岛中一区Ng3油藏开展了二元复合驱油体系优化，并进行了系统评价，结果表明，优化的二元复合驱油体系与原油可达到超低界面张力状态，其吸附量小，热稳定性及驱油效果好。物理模拟试验结果表明，聚合物驱后二元复合驱可提高采收率10．6％，优于单一聚合物驱，经济效益和可操作性优于三元复合驱，且具有较好的调驱能力。     

表面活性剂/聚合物二元复合体系驱油效果研究

针对大庆油田应用的新型表面活性剂/聚合物二元复合体系,开展了微观仿真模型驱油实验和岩心驱油实验研究;对比了水驱油后聚合物溶液驱油、表面活性剂溶液驱、无碱表面活性剂/聚合物（SP）二元复合驱体系驱油3种方案的驱油效果,研究了SP二元复合体系界面张力和乳状液的含水率对其驱油效果的影响规律。研究表明:SP二元体系的驱油效果明显好于聚合物溶液和表面活性剂溶液的一元体系,人造岩心水驱油后,开展SP二元复合体系驱油提高采收率17.50%;人造岩心水驱后聚驱,再开展SP二元复合体系驱油提高采收率10.10%。该研究对指导SP二元复合体注入方案设计具有重要意义。