新型非均相复合驱油方法

利用流变仪、界面张力仪、激光粒度仪、微观驱油和驱油物理模拟等装置,通过实验筛选出了驱油用黏弹性颗粒驱油剂（PPG）样品,评价了其应用性能;研究了PPG与聚合物及表面活性剂间的相互作用规律,设计了非均相复合驱油体系,评价了其在胜利油田高温高盐、聚合物驱后油藏条件下的提高采收率效果。结果表明,驱油用PPG能够在多孔介质中运移并通过在孔喉处的堆积-堵塞-压力升高-变形通过来改变已形成的优势通道,具有比聚合物更强的扩大波及能力。PPG与聚合物复配后能够增强体系的黏度与黏弹性能,因而PPG与表面活性剂和聚合物组成的非均相复合驱油体系具有比聚合物驱更强的扩大波及体积能力和与复合驱相似的洗油能力。在双管模型渗透率级差为（1000∶5000）×10^-3 μm² 时,在胜利油田高温高盐油藏条件下可提高采收率22.5%,在胜利油田孤岛中一区Ng3聚合物驱后的油藏条件下,可进一步提高采收率19.1%。     

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。     

聚驱后油藏化学驱提高采收率技术及先导试验

以聚合物驱后油藏为研究目标,首次建立了聚合物驱后油藏化学驱进一步大幅度提高采收率的黏度比、界面张力、阻力系数和残余阻力系数等技术政策界限,并形成相应的理论图版;设计了符合技术政策界限的堵驱结合、固相和液相并存的"黏弹性颗粒驱油剂+表面活性剂+聚合物"新型化学驱油体系,即非均相复合驱油体系;优化了胜利油田第一个聚合物驱后油藏非均相复合驱的先导试验方案,矿场实施后先导试验目前已取得显著的降水增油效果,综合含水率由96.6%下降到77.0%,日产油量由17.6 t上升到84.5 t,是化学驱前的4.8倍,实际已提高采收率3.2%,预测最终提高采收率8.5%,最终采收率达63.6%。开辟了聚合物驱后油藏进一步大幅度提高采收率的新途径。     

非均相复合驱中黏弹性颗粒驱油剂与储层孔喉匹配关系

胜利油田聚合物驱后油藏非均相复合驱先导试验取得显著效果,其驱油体系的核心是黏弹性颗粒驱油剂.作为一种新型颗粒驱油剂,黏弹性颗粒驱油剂与储层孔喉之间的匹配关系直接影响非均相复合驱油体系设计及矿场应用效果,但目前尚缺乏有效指导黏弹性颗粒驱油剂与储层孔喉匹配关系分析的方法,且室内实验控制相关变量不够精确.采用球体颗粒堆积体来...     

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。     

中高渗胶结油藏聚合物驱后非均相复合驱技术

双河油田始新统核桃园组Ⅳ1-3层系具有高温和中高渗的特点,聚合物驱后进入特高含水阶段,需要进一步提高采收率技术。非均相复合驱油体系兼具扩大波及体积和提高洗油效率的作用,可以有效调整剖面,控水增油。基于黏弹性和界面活性,研究了非均相复合驱油体系的长期热稳定性,利用单根岩心研究其注入性和运移方式,利用双管并联岩心驱替实验评价其驱油效果。研究结果表明,非均相复合驱油体系为黏弹性复合体系,弹性占主导地位。其黏度较聚合物驱油体系高58%~197%,弹性模量较聚合物驱油体系高67%~227%。界面张力处于10^-3 mN/m数量级,具有良好的洗油作用。非均相复合驱油体系具有良好的长期热稳定性,老化180 d后,黏度和弹性模量保留率超过100%,界面张力仍处于10^-3 mN/m数量级。非均相复合驱油体系注入性好,能够在高强度聚合物驱后进一步提高采收率16.93%。非均相复合驱油体系的运移方式为运移、堆积、封堵、变形通过,通过启动低渗区被毛细管力束缚的剩余油,使油相饱和度显著降低。将非均相复合驱的应用范围从低温、高孔高渗疏松油藏拓展到了高温、中高渗胶结油藏。     

B–PPG非均相复合体系对滤砂管通过性能实验研究——以胜利海上油田为例

非均相复合驱油技术是一种新型驱油技术,该驱油体系利用黏弹性颗粒驱油剂B–PPG的驱替性能,与聚合物复配之后扩大波及能力,叠加表面活性剂超低界面张力带来的洗油能力,从而获得最佳的驱油效果。本文针对胜利海上油田非均相复合驱,开展了I型、II型、III型三种型号B–PPG非均相复合体系通过低剪切滤砂管性能的实验。结果表明,I型B–PPG非均相复合体系在通过滤砂管时,未发生堵塞,黏度保留率和粒度保留率良好;II型B–PPG非均相复合体系通过滤砂管时,在高排量条件下黏度有一定的损失;III型B–PPG非均相复合体系在高排量条件下存在较大的堵塞风险,且黏度损失较大。     

非均相驱油剂应用方法研究

目前,对于胜利油田聚合物驱后油藏和三、四类苛刻油藏的开发尚缺乏有效的技术手段,针对此类油藏特点,提出了研发新型化学剂及驱油体系的设计思路。研制了耐温抗盐、扩大波及能力强的新型非均相驱油剂——PPG,通过产品结构设计及性能评价试验,优选出性能优良的PPG产品,并以此为基础,提出了“PPG—表面活性剂—聚合物”多元复合驱油体系的设计路线,考察了PPG与聚合物、表面活性剂间的相互作用及增效规律,通过物模实验对比了不同驱油体系的驱油效果。实验结果表明,非均相复合驱油体系具有很强的扩大波及能力和洗油能力,可有效开发低渗透区域,进入聚合物波及不到的剩余油富集区域,使采收率得到大幅度提高。     

基于储层孔喉匹配的非均相复合驱技术研究与矿场实践 ——以胜坨油田一区沙二段1-3砂组聚合物驱后单元为例

非均相复合驱油体系与储层孔喉匹配性是实现驱油体系有效注入和大幅度提高原油采收率的关键因素,基于物理模拟研究,建立黏弹性颗粒驱油剂与多孔介质孔喉匹配关系图版。优选胜坨油田一区沙二段1-3砂组聚合物驱后油藏典型单元作为先导试验区,在目标储层孔喉特征分析的基础上,依据所建立的匹配关系图版,研制适合目标储层的黏弹性颗粒驱油剂,联同聚合物与阴非两性表面活性剂构建适合目标储层的高效非均相复合驱油体系。研究结果表明,非均相复合驱技术能有效动用不同类型、不同孔径孔隙中的剩余油,提出非均相复合驱油体系对剩余油的微观动用机制。矿场实践证实,试验区注入井注入压力上升了4.7 MPa,启动压力上升了5.1 MPa,平均阻力系数达1.7,矿场油藏压力分布更加均匀,驱替更加均衡;截至2020年5月,试验区已取得显著降水增油效果,生产井综合含水率下降了6.3%,日产油量由39 t/d升至141 t/d,数值模拟预测在聚合物驱后可进一步提高原油采收率7.6%,非均相复合驱技术具有广阔的推广应用前景。     

芥酸型两性表面活性剂与聚合物复配构筑高效黏弹性驱油体系

为了深入研究高温高盐油藏提高采收率的有效方法,探索高效黏弹性体系应用于该类油藏的可行性,在模拟的高温高盐油藏(矿化度20 000 mg/L,钙镁离子总浓度500 mg/L,油藏温度80 ℃)条件下,通过向羧酸型芥酸酰胺基丙基甜菜碱(LJS)溶液中加入低浓度的聚合物HPAM,制得了黏弹性蠕虫状胶束体系,并进一步研究了盐度、温度、老化时间等影响因素。结果表明,在模拟高温高盐油藏的苛刻条件下,黏弹性LJS/HPAM复合体系黏度达到37.22 mPa · s,油水界面张力降低到10?2 mN/m;在温度不变、提高盐度的条件下,LJS/HPAM复合体系的黏度和界面活性基本不变,即使老化90 d后,体系仍然表现出良好的稳定性。室内模拟驱油实验结果表明,该体系可以大幅度提高原油采收率,增幅达16.22%。研究结果为表面活性剂和聚合物复合体系在高温高盐油藏中的实际应用提供了指导和参考经验。     

低渗油藏用聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系

针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上,优化了复合调驱各段塞的注入参数,评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性,最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L),在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。     

预交联体增效聚合物驱研究

利用预交联体良好的耐温抗盐能力、在地层中具有变形特性和选择性进入等特点,首次开发建立了适合高温高盐和聚合物驱后提高采收率的预交联体增效聚合物驱油方法。室内高温高盐条件下双管驱油试验结果表明：预交联体增效聚合物驱油体系具有极好的液流转向、扩大波及体积能力,能够同时改善层内、层间矛盾;0．3PV聚合物驱比水驱提高采收率6．7％,而同等段塞尺寸的预交联体增效聚合物驱段塞提高采收率可达23．8％,聚合物驱后0．2PV预交联体增效聚合物驱段塞可进一步提高采收率11．8％。预交联体增效聚合物驱在高温高盐、聚合物驱后具有极好的提高采收率效果,是复杂苛刻油藏进一步提高采收率的潜力技术。     

渤海X油田聚驱后不同化学驱注入段塞优选及剩余油分布研究

渤海X油田自实施聚合物驱以来,含水上升较快,注聚井的吸水剖面反转现象严重,为改善开发效果,模拟地质油藏特征和开发情况,应用三层非均质平板岩心模型,开展了不同类型化学驱室内实验研究和合理段塞注入方式优选,结果表明:聚表二元驱能够有效改善聚合物驱过程中的剖面反转现象,有效扩大波及体积;优选的段塞注入方式为:0.1 PV(0.25%表面活性剂+2 000 mg/L聚合物)+0.3 PV(0.2%表面活性剂+1 500 mg/L聚合物),优选的聚表二元驱段塞注入方式比聚合物驱提高采收率8.6%。     

大庆油田四次采油凝胶颗粒+聚合物驱技术研究

针对大庆油田聚合物驱后油层优势渗流通道发育,层间、层内、平面三大矛盾加剧,而高浓度聚合物驱用量大,但经济效益较差的问题,自主研发PPG凝胶颗粒,攻关了PPG+聚合物驱技术,实现了“堵、调、驱”有机结合。采用仪器检测和物理模拟实验等方法,分析PPG+聚合物体系渗流特性、驱油效果,筛选出最佳体系配方及注入方式。研究结果表明:调驱型PPG具备增黏特性,调驱型PPG+聚合物体系90 d黏度保留率高达78.9%;与单纯聚合物溶液相比,PPG+聚合物体系黏弹性显著增加,具备更强的调堵能力;聚合物驱后先注入0.05倍孔隙体积封堵型PPG+聚合物体系,再注入0.70倍孔隙体积调驱型PPG+聚合物体系可取得最佳驱油效果,可节省24%聚合物用量。预测研究区采用PPG+聚合物驱后可提高采收率8.57个百分点。该研究可为大庆油田四次采油阶段持续高效开发提供技术支撑。     

聚合物与葡北油田储层孔隙结构适应性研究

为寻求一种适合松辽盆地葡北油田采收率的聚合物溶液驱油方法,对葡北油田葡A1 井区一检查井的岩心进行压汞实验,认为该油田属于典型低渗透油藏。因此,通过测量普通中分聚合物和抗盐聚合物流体力学直径,从微观角度考察了2 种聚合物在不同配制条件下对该井区储层孔隙结构的适应性,同时利用柱状岩心进行了驱油效率对比实验。结果表明：注入浓度为700 mg/L 的抗盐聚合物溶液驱油比注入浓度为1 200 mg/L 的普通中分聚合物溶液驱油采收率提高了3.22%,相对于普通中分聚合物溶液,抗盐聚合物更适应于葡北油田的聚驱应用。     

聚合物／表面活性剂二元复合体系室内研究

针对海上旅大10-1油田,筛选出适合海上油田的易溶解、耐温性能和增黏效果较好的大庆高分子聚合物HPAM,以及在较低质量浓度范围内能使油水界面张力达到超低的表面活性剂SSOCT。在目标油藏温度下,二者组成的二元复合体系（1500mg／L大庆HPAM＋1000mg／LSSOCT）的黏度和界面张力可达18．7mPa·s和1．2μN／m。试验结果表明：此二元复合体系具有较好的配伍性和一定的老化稳定性。室内水驱含水率95％后注入0.3PV二元复合体系,可提高采收率20．54％,相同经济成本下比聚合物驱提高采收率6．39％。     

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。     

S7断块驱油用阴/非离子表面活性剂性能评价

针对S7断块低渗透油藏特征,开发出驱油用阴/非离子表面活性剂SHSA-JS,并对其进行性能研究。结果表明,在温度为83℃,SHSA-JS溶液浓度窗口为0.05%~0.6%,注入水矿化度为1 000~25 000 mg/L、二价离子(Ca2+,Mg2+)含量为2 410 mg/L的条件下,SHSA-JS可使油水界面张力达到10-2mN/m数量级;储层净砂和石英砂对0.3%SHSA-JS溶液的静态吸附量分别为4.50 mg/g和0.32 mg/g;静态洗油效率在41.8%以上,0.3%SHSA-JS溶液注0.4 PV孔隙体积后可在水驱基础上平均提高采收率7.71%。该表面活性剂可满足S7断块低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

高浓度三元复合体系增油效果及其作用机理研究

本文分析了高浓度三元复合驱增油效果的影响因素和经济效益。结果表明,在驱油剂费用相同时,0.12%高分聚合物驱、0.3%非离子表面活性剂/0.25%超高分聚合物二元复合驱、1.2%碱/0.3%磺酸盐/0.25%超高分聚合物三元复合驱的采收率增幅分别为19.6%、15.9%、13.7%。在高浓度三元复合体系黏度相同的条件下,体系界面张力由8.10×10^-1降至5.73×10^-3 mN/m,采收率增幅由23.4%增至27.7%。当三元复合驱黏度由36.8增至134.4 mPa·s时,采收率增幅由18.5%增至32.9%;当段塞尺寸由0.095增至0.475 PV时,采收率增幅由15.6%增至30.7%,但采收率增幅差值逐渐减小。在药剂费用相同的条件下,“聚合物前置段塞+三元主段塞+三元副段塞+聚合物保护段塞”组合的采收率增幅较大（33.8%）。从技术和经济效益方面考虑,推荐三元复合体系聚合物浓度范围为0.2%～0.25%,段塞尺寸为0.380～0.475 PV。对于非均质比较严重的油藏,与驱油剂洗油作用相比,其扩大波及体积作用对采收率的贡献较大。