大港油田复杂断块高温高盐油藏深部调剖研究

针对大港南部油田复杂断块高温高盐油藏,开展了深部调剖所用交联剂和调剖体系的研究。合成出的有机交联剂和聚合物配成的调剖体系成胶时间和强度可控。调剖体系在80℃下的稳定性实验结果表明,体系成胶时间3~30天,随着交联剂和聚合物浓度的升高,成胶时间逐渐缩短,成胶后凝胶强度增强;在聚合物和交联剂浓度分别大于800、300 mg/L时,调剖体系形成的弱凝胶黏度较高。三管不同渗透率岩心并联实验表明,注入调剖剂候凝后进行后续聚合物驱或水驱,高渗透层液量降低,中、低渗透层液量升高。在南部高温高盐油藏开展了两个井组的先导性深部调剖试验,增油效果明显。     

缓冲法控制交联聚合物弱凝胶成胶时间

弱凝胶调驱技术是将聚合物与交联剂以及添加剂以单液法的形式注入地层，从而达到深部调驱的目的。针对现有交联聚合物弱凝胶体系的成胶时间过短、不能满足现场深部调驱的要求，通过采取在交联聚合物弱凝胶体系中加入缓冲溶液，借助缓冲溶液对弱凝胶体系ｐH值的调节作用，来达到调节交联剂的成胶时间的目的。通过L9正交实验，并将得到的数据进行极差分析和归一化处理，得出各个反应条件对成胶时间影响程度顺序为：溶液的pH值（因素B）＞交联剂用量（因素A）＞温度（因素C），并且酸性（pH＜7）条件下,成胶时间较长。最后选用５种不同pH的HAc-NaAc缓冲溶液对L-2/HPAM交联聚合物弱凝胶体系的成胶时间进行调节，可以将这一体系的成胶时间从42～384 h进行控制，而成胶强度基本不变化。这达到了用缓冲法来控制交联聚合物弱凝胶体系成胶时间的目的。     

弱凝胶深部调剖剂的研制及性能评价

弱凝胶深部调驱技术可以充分发挥交联聚合物的优势。制备了以聚丙烯酰胺为主剂,柠檬酸铝为有机交联剂的弱凝胶。通过实验确定了具有较高黏度和合适成胶时间的弱凝胶配方:有机交联剂中交联体氯化铝与配位体柠檬酸三钠的物质的量比为1∶1,有机交联剂质量分数为8%~12%,聚丙烯酰胺质量分数为0.08%~0.17%。     

乳液型聚合凝胶调驱体系性能评价

为了提高海上油田的驱油效率、满足海上平台作业要求,通过测定乳液型聚合物溶液和凝胶体系的黏度随时间的变化,得到适合海上油田深部调驱的乳液型聚合物凝胶体系;通过长度为1 m的填砂模型封堵实验和均质岩心驱油实验,研究乳液型聚合物凝胶的封堵性和驱油效果。结果表明,乳液型聚合物的稳定性较好,溶液放置31 d后的黏度保留率为71.15%。由两种酚醛类交联剂和乳液型聚合物组成的聚合物凝胶成胶时间为8 d,成胶黏度为911 mPa·s,稳定性良好。水驱和聚合物驱注入速率为5 m/d时,填砂模型封堵效果相对较好,沿程封堵率均超过90%。岩心驱油实验中,渗透率5000×10~(-3)μm~2岩心的采出程度增幅比渗透率为1000×10~(-3)μm~2和3000×10~(-3)μm~2的岩心高12.46%和3.83%,聚合物凝胶体系可以进入油藏深部实现高渗条件下的深部调驱,改善水驱效果。图4表4参19     

HPAM／柠檬酸铝弱凝胶体系的研制与成胶机理探讨

针对岔河集油田油藏条件,研制出低毒性HPAM／柠檬酸铝弱凝胶调驱体系。考察了聚合物HPAM浓度、交联剂柠檬酸铝浓度及稳定剂浓度对弱凝胶体系成胶性能的影响。结果表明,在聚合物HPAM浓度1500mg／L,交联剂浓度50mg／L,缓凝剂浓度450mg／L,除氧剂浓度100mg／L,稳定剂浓度200mg／L最佳配方条件下,体系成胶时间在3—15d可调,强度在100～1500mPa·s。并对这类弱凝胶配方体系的成胶反应机理和延缓交联机理进行了探讨。     

临界温度下不同凝胶体系适应性研究及配方优化

为了满足现场深部调驱的需求,研究适用于临界温度(65~75 ℃)条件下的凝胶调驱体系配方。采用室内实验评价方法对聚丙烯酰胺(HPAM)-有机铬和聚丙烯酰胺(HPAM)-酚醛树脂共2种常用凝胶体系在70 ℃条件下的适应性进行了分析与评价。研究结果表明,酚醛树脂凝胶比有机铬凝胶的成胶黏度高,黏弹性模量大,说明附着力和抗剪切能力强;成胶的浓度下限低,可大大降低调驱成本。然而,酚醛树脂凝胶存在交联速度慢、交联时间过长(120~140 h)等问题,因此引入金属离子增加交联反应类型,将交联时间缩短至48 h;得到了适用于临界温度下的可动凝胶体系配方:聚合物浓度为1 200 mg/L,交联剂浓度为1 300 mg/L,促胶剂浓度为50 mg/L。对应凝胶体系的交联时间为48 h,成胶黏度为2 100 mPa · s,70 ℃条件下,恒温考察90 d,黏度保持率达到70%以上,并且仍保持较好的黏弹性,未出现破胶、析水现象,说明体系长期稳定性良好。     

耐高温弱凝胶体系的室内研究

以聚合物HPAM为主剂,加入有机酚醛类交联剂和有机复配稳定剂,制备了高温弱凝胶调驱体系。考察了聚合物浓度、交联剂浓度、稳定剂浓度、温度、矿化度及pH对成胶性能的影响。确定了弱凝胶体系的最佳适用条件：聚合物HPAM浓度1200-1800mg／L,交联剂浓度800mg／L;稳定剂浓度80mg／L,体系pH为6～8,在此条件下可耐油藏高温达110℃。弱凝胶体系可实现成胶时间可控,凝胶强度可调。     

高温低渗透砂岩油藏可动凝胶调驱技术

针对华北油田雁9断块储层温度高、渗透率低、注水压力高的特点,常规聚合物凝胶调驱应用受到一定限制,需在降低可动凝胶调驱剂溶液注入黏度和增加凝胶热稳定性方面进行研究,通过室内试验优选了两性离子聚合物降低凝胶调驱剂溶液的注入黏度,利用水溶性酚醛树脂交联剂JY-1,并添加热稳定剂WY有效提高交联形成凝胶的热稳定性。经室内90 d高温考察,凝胶性能稳定。现场试验表明,在接近正常日注水量的注入速度条件下,顺利完成施工,对应油井增产效果较好。     

深部调剖剂研究新进展

在综合调研国、内外有关深部调剖剂的研究和应用基础上,介绍了预交水凝剂深部调剖剂、阴、阳离子聚合物深部调剖剂、醇致盐沉积法深部调剖剂、微生物深部调剖剂、粘土胶聚合物絮凝深部调剖剂、泡沫深部调剖剂、延缓交联型深部调剖剂,重点分析了延缓交联型深部调剖剂,对比了弱凝胶、胶态分散凝胶及本体凝胶的优缺点.     

深部调剖驱油交联剂的研究

为提高非均质性严重的地层原油采出率 ,合成了用于聚合物驱油的 4种交联剂 ,并对聚合物种类、用量和其与交联剂组成的体系进行了评价。 4 0℃下铝交联剂凝胶粘度低 ,酚醛树脂交联剂低温下不成胶 ,而有机铬交联剂 (J2 )和有机复合胺 (J3)交联效果好。当选用HPAM/有机铬交联剂 /有机酸交联体系时 ,其中HPAM相对分子质量为 2 1× 10 7,可通过改变体系pH值调节成胶速度 ,pH值 6 5时 ,14 0 0mg/LHPAM和 4 0 0mg/LJ2组成的体系在 4 0℃、30d可形成粘度为12 0mPa·s以上的凝胶 ,且热稳定性好 ,成胶时间能满足现场施工需要。 14 0 0mg/LHPAM和10 0 0mg/LJ3交联剂组成的体系 ,成胶时间长 ,有利于油田深部调剖驱油     

温8区块复合深部调驱体系的制备与评价

针对温米油田温8区块油藏地质条件，采用水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱技术。选用粒径为3～5mm水驱流向改变剂2^#用于复合调驱体系；并研制了适合该油藏条件的弱凝胶体系，确定了其最佳配方：聚合物HPAM浓度1000～1500mg／L，交联剂FO浓度300mg／L，交联剂GR20mg／L，稳定剂WD浓度100mg／L，除氧剂CY浓度100mg／L。通过岩心流动实验，评价水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱体系对吸水剖面的改善能力。结果表明，该复合调驱体系可大幅提高吸水剖面改善率，适用于温8区块的调驱作业。     

The Research on Cross-linking Polymer Gel as In-depth Profile Control Agent

Abstract

Polymer flooding is one of the most important techniques for enhancing petroleum recovery in China. After the polymer is injected into the petroleum formation reservoir, the producing water ratio quickly increases, while some polymer remains in the petroleum reservoir formation. To make use of the residual polymer, the mixture of polymer and cross-linking agent is injected into the petroleum reservoir formation, and then the chemical mixture will change into a gel that can shut off high permeability petroleum formation. The method can enhance the sweep efficiency of the following water. The gel, as the profile control agent, is cross-linked by the polymer compound and cross-linking agent. The gelation time is qualitatively determined, and the gel strength is quantitatively measured by a breakthrough vacuum method. The gelation time is adjustable from 1 to 20 days, and the gel strength is adjustable from 0.030 MPa to 0.060 MPa. Experimental results indicate that the suitable gel is about 0.1 PV (pore volume), for the proper chemical agent will avoid the petroleum reservoir formation being destroyed. The research shows that the gel as in-depth profile control agent is an effective enhanced oil recovery (EOR) method.     

铬微凝胶与聚合物交替调驱技术及其应用

铬微凝胶体系是由一定浓度的部分水解聚丙烯酰胺与铬交联剂主要通过分子间交联反应形成的一种三维网状结构的胶体[1],通过调整铬交联剂配位体数可以控制体系成胶时间,通过调整体系浓度可以控制成胶强度和深度,进而满足不同油层需要。其与聚合物交替调驱技术既利用铬微凝胶段塞改善吸水剖面、抑制聚合物突进或窜流,又利用了聚合物段塞驱替中、低渗透率油层的剩余油,并推动之前注入的铬微凝胶段塞向油层深部运移,避免了单次调剖对流度控制和剖面调整上的不足,达到边堵边流动的最佳驱替效果。在大庆油田萨南开发区现场应用结果表明,注入每一个铬微凝胶段塞后,注入剖面均得到改善,含水下降1个百分点以上,在每一个聚合物段塞,含水缓慢回升,回升速度得到有效控制,交替调驱增油降水效果明显。     

低初黏可控聚合物凝胶在油藏深部优势渗流通道的封堵方法及应用

聚合物凝胶调剖技术可以有效治理水驱油层水流优势渗流通道并提高采收率。通过建立凝胶调剖剂在非均质渗透层间渗流的理论模型，分析了凝胶调剖剂的黏度对优势渗流通道封堵的作用效果；研发了低初始黏度、具有pH值响应、成胶强度和交联时间可控的聚丙烯酰胺/柠檬酸/铬凝胶体系。在10 m长岩心和3管并联岩心进行封堵模拟实验，测试了聚合物凝胶体系剪切后的自修复黏度等流变学参数，研究了分流率、注入压力以及凝胶封堵的微观形态。研究结果表明：聚合物凝胶体系的低初始黏度是优先封堵地层深部高渗透层优势渗流通道、扩大波及体积的关键参数，聚合物凝胶体系的初始黏度低于10 mPa·s、延迟交联时间控制在30 d以上。长岩心封堵后水驱各段压力梯度比注入聚合物后续水驱时提高了6.55倍；经扫描电镜微观测试发现在岩心不同位置孔隙中存在明显的膜状凝胶；在并联岩心中，当低初黏可控聚合物凝胶进入水窜流的高渗层封堵后，注入水高渗层分流率由72.7%降低为0.7%。大庆油田1井组（6注12采）深部调剖现场试验结果表明，注水压力从7.8 MPa上升到9.8 MPa；8口连通油井日产液量下降16.2%，阶段累积增油563 t。低初黏可控聚合物凝胶对油藏深部优势渗流通道实现了有效封堵。     

注入段塞对空气泡沫驱油效果的影响

泡沫驱特有的高粘度及在油层孔隙介质中渗流时不停消泡与起泡特点,使其即具有聚合物改善流度比、提高波及效率的作用,也能够抗高温高盐.通过室内驱替实验和数值模拟技术,依托高温高盐稠油的鲁克沁油田地质情况,研究泡沫注入段塞对驱油效果的影响.结果表明空气泡沫驱最佳注入段塞为：以改善水驱为主的深部调驱段塞（0.15 PV）和以段塞驱油为主的大段塞（0.45 PV）.泡沫段塞0.15 PV时,提高的采收率为8.59 ％OOIP,吨起泡剂增油量187.47t/t,综合指数16.10;泡沫段塞0.45 PV时其提高的采收率为14.65％OOIP,吨起泡剂增油量106.60t/t,综合指数15.62.     

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     

吐玉克油田凝胶调剖体系评价研究

针对吐哈油田吐玉克区块油藏原油相对较稠,井又深,地层非均性严重,注水开发时,出现不同渗透率层段推进不均匀现象,且注入水的黏度远远低于油的黏度,导致推进不均匀程度加剧,致使低渗透层段原油不能得到有效开采,油井含水上升快,进入高含水期。为此对该区块开展了弱凝胶深部调剖体系研究,对其化学性能和在多孔介质中的性能进行测试,从实验知,该凝胶成胶时间长和成胶强度小,具有良好的可泵性,在一定压力下既能起到封堵作用改善吸水剖面,又能在后续水驱的作用下向深部运移驱油,达到提高采收率的目的。     

Cr3+聚合物弱凝胶调驱剖面变化规律及改善方法

采用分子内交联为主的Cr³⁺聚合物弱凝胶,通过“分注分采”岩心驱替实验研究调驱剂段塞尺寸、岩石渗透率和原油黏度对储层吸液剖面和产液剖面的影响。针对渤海油田LD10-1区块渐新统东营组进行了“堵/调/驱”实验。研究结果表明：①调驱剂段塞尺寸对注采两端液流转向和剖面返转时机没有影响,但超过0.3 PV后单位体积段塞尺寸Cr³⁺聚合物弱凝胶提高原油采收率增幅减小,随储层渗透率级差和原油黏度增大,注采两端液流转向时机延后,剖面返转时机提前;②“有机/无机”复合凝胶体系封堵高渗透率层、聚合物微球调控微观非均质性和稠油流度改善剂提高驱油效率等3种措施同时实施,可提高聚合物弱凝胶调驱后的采收率;③“堵/调/驱”组合提高采收率机理为：封堵优势渗流通道扩大非均质储层宏观波及体积、聚合物微球在变径孔隙或喉道处发生桥堵实现微观液流转向、高效驱油剂可进入未波及孔喉区域发挥降黏原油、降低油水界面张力和高效驱替等3种作用。     

非均质油藏聚合物驱提高采收率机理再认识

以大庆、大港、长庆等油田的储集层岩石和流体为模拟对象,探讨了非均质油藏聚合物驱提高采收率的机理和技术途径,通过对比“等黏度”和“等浓度”条件下普通聚合物溶液、甘油、“片-网”结构聚合物溶液和非均相弱凝胶等的驱油效果,论证了聚合物类驱油剂黏度与驱油效果间的关系,提出了改善聚合物驱效果的方法。研究表明,聚合物在多孔介质内因滞留作用进而扩大注入水波及体积是聚合物驱提高采收率主要机理,而聚合物类驱油剂黏度与驱油效果不存在正相关性,具有“片-网”结构的聚合物虽然增黏能力较强,但与储集层岩石孔喉结构的配伍性较差,其可注入性和抗剪切性较差;非均相弱凝胶体系在多孔介质内具有较强的吸附、捕集作用,容易在储集层岩石孔隙内滞留,在高渗透层(区域)能够建立有效的渗流阻力,与具有“等黏度”或“等浓度”的聚合物溶液相比,扩大波及体积能力更强;长时间注入聚合物类驱油剂,势必会导致吸液剖面反转,大大降低聚合物驱开发效果,采用“高滞留”与“低滞留或不滞留”驱油剂交替注入,可进一步改善聚合物类驱油剂驱油效果。     

堵水调剖技术应用及效果评价

A油藏由于储层物性差,平面及纵向非均质性强,压裂投产后,注水导致平面及剖面矛盾进一步加剧。由于裂缝、大孔道的形成,注采井间形成优势水流通道,注入水沿着裂缝及大孔道突进,导致油井多方向见水,部分井或井组出现暴性水淹的状况。本文在A油藏储层特性、水驱规律、裂缝特征认识和研究的基础上,分析了堵水调剖、调驱及深部调驱机理,并基于A油藏近些年采取的双调措施,分析和评价了不同注剂对油藏开发指标的改善程度,并对不同注剂的油藏适应性进行对比分析。结果表明,注化学剂调剖机理,主要表现为化学剂的亲水吸附和滞留阻塞作用,而注聚合物微球调驱能取得较好的效果是因为微球具有良好的封堵性、膨胀性和滞留性,能够有效地封堵水驱优势通道,改善平面及纵向非均质性。通过注剂由近井地带向远井地带的发展,注剂滞留在储层深部,对于减弱近井地带注入水绕流,提高油藏波及体积和洗油效率,具有重要的意义。PEG-1凝胶调剖相较“冻胶+颗粒”调剖,对A油藏适应性更好,但存在有效期相对较短的缺点。结合不同注剂对平面及剖面的不同改造特征,建立“冻胶+颗粒+PEG-1”体系,先调剖,后注聚合物微球调驱,探索最优的工艺参数,对于进一步延长见效周期,提高水驱开发效果具有重要的意义。