孤岛油田冻胶型深部调剖剂实验研究

孤岛油田聚合物驱后恢复水驱,含水率迅速上升,油井很快水淹.针对孤岛油田地层温度70℃,地层水矿化度5 004 mg/L的条件,为其研究了聚合物驱后深部调剖剂,并对其配方、性能、组合优化、用量优化和注入方式和时机进行了考察.研究发现:调剖剂的交联时间可以控制,冻胶体系成冻时间从1~20 d可调,成冻后强度高.聚合物驱后,为使组合调剖剂能进入深部高渗透层,必须按照先弱后强的顺序注入组合调剖剂.深部调剖剂的用量存在最优值,驱替实验中,用量为0.1Vp时,采收率增幅最大,产出投入比最大.注入相同量深部调剖剂,越早注入,所得的最终采收率会越高.     

低张力聚合物微球粒径变化规律及油藏适应性研究

目前,我国大部分油田已进入高含水或特高含水阶段,调剖堵水已成为降低含水率、实现老油田稳产的一个重要措施。一般的调剖只能实现近井地带的调剖,而且对温度和矿化度都有一定的的限制。针对中原文-25东油田高温、高矿化度、高含水率的"三高"情况,该油田运用了一种新的调剖堵水方式——低张力聚合物微球调剖。研究表明聚合物MS-C的初始粒径为43.5 nm,高温溶胀一周后,粒径能增大16倍,且在不同矿化度和不同离子地层水中的稳定性较好。通过填砂管物模实验发现,注入微球后驱替压力有明显上升,且采收率提高了10.73%;注入表面活性剂后采收率提高了8.57%;聚合物微球和表面活性剂交替注入的低张力微球体系可使采收率提高15.74%。在1∶1.5的渗透率极差下,低张力微球体系驱提高低渗管采收率34.32%,综合采收率提高19.91%。聚合物微球的抗温耐盐特性、高温下的良好膨胀性能以及物模驱替实验结果综合表明:低张力聚合物微球调驱结合提高采收率是切实可行的。     

聚合物凝胶调剖剂配方优选及性能评价

 聚合物凝胶调剖技术是油田改善后期注水开发效果、保持稳产的有效手段。本文通过一系列单因素变量实验研究了多个因素对聚合物凝胶调剖剂的影响,从而确定了适合石南4井区头屯河组油藏的调剖剂配方并进行了性能评价。结果表明：在单因素变化情况下,聚合物凝胶调剖剂成胶强度随着聚合物、交联剂、稳定剂的浓度的增大而增大,随着水质矿化度的浓度增大而减小;成胶时间随着聚合物、交联剂、水质矿化度的浓度增大而减小,随着稳定剂浓度的增大而基本无变化。成胶强度随着老化时间、温度、剪切强度的增大而减小。随着调剖剂注入量的增大,阻力系数和残余阻力系数而逐渐增大,而且二者差距幅度加大;封堵率先缓慢上升,后快速上升,最后趋于平缓。针对石南4井区头屯河组油藏,建议采用的调剖剂配方为：聚合物（2500万相对分子量）浓度1500 mg/L、交联剂0.3%、稳定剂0.1%、水质矿化度26 g/L;注入方式为：前置段塞0.15 PV（孔隙体积）+主体段塞0.25 PV+保护段塞0.1 PV。     

一种新型调剖剂的性能评价

室内通过交联反应合成了一种聚合物类冻胶调剖剂DX—C,详细探讨了该调剖剂的适用条件。重点分析了合成过程中各种影响因素的影响程度,这些因素包括主剂聚丙烯酰胺的浓度和交联剂的浓度大小、酸碱度。在对调剖剂适用条件的性能评价过程中,对调剖剂的成胶时间、强度、稳定性等进行了测定。发现最佳合成条件是:主剂聚合物浓度0.4%,交联剂浓度为0.35%,pH值为5—6。     

疏水缔合聚合物的流度控制能力研究

通过研究具有缔合能力的疏水缔合聚合物和无缔合能力的线性高分子流度控制能力,认识到：在高渗透多孔介质中,高钙、镁矿化度水质条件下,低分子量高缔合力的疏水缔合聚合物溶液的流度控制能力比高分子量无缔合能力的聚合物强;在经过机械剪切和多孔介质剪切后,低分子量高缔合力的疏水缔合聚合物建立的阻力系数与线性高分子相当,但低分子量高缔合力的疏水缔合聚合物建立的残余阻力系数较高,能够较好地实现提高高渗透油藏水驱波及体积的目的。低分子量高缔合力的聚合物溶液在高钙、镁矿化度水质条件下,较强缔合作用形成的溶液结构适合渤海油田大排量、高渗透多孔介质条件下的流度控制。为海上油田聚合物驱的发展提供理论技术支持。     

氨酯型疏水缔合水溶性聚合物的合成

采用自由基胶束聚合的方法合成了侧链上含有两个苯环和长链烷基的氨酯型疏水缔合水溶性聚合物,探讨了不同侧链链长的疏水聚合物及不同表面活性剂下共聚物溶液的增粘效果,当侧链上烷基碳原子数n=8及用十二烷基苯磺酸钠作表面活性剂时,共聚物具有较好的增粘性能。对聚合物的合成条件进行了研究,结果表明合成聚合物的最佳实验条件为:引发剂浓度0.2%,疏水单体摩尔用量0.5%,丙烯酰胺(AM)浓度10%~15%,表面活性剂用量0.75%。     

疏水缔合聚合物凝胶调剖剂在陆9K1h油藏的应用

针对油水层复杂、渗透率高、含水上升快的陆9K₁h油藏,在室内通过筛选增粘能力和抗剪切能力较强的疏水缔合聚合物作为调剖用凝胶主剂,采用酚醛类作为交联剂,研制的凝胶体系（AP-BC）表观黏度可达11×10⁴mPa·s,并具有较好的稳定性;经多孔介质剪切后凝胶成胶时间延长50%,胶体强度降低小于10%,稳定性更好,老化5个月未见脱水现象;在相同渗透性的油、水饱和的填砂管实验中,AP-BC凝胶更易封堵水层。由于陆9K₁h油藏具有底水、薄层的特点,因此采用了“垫+调+堵”多段塞深部封堵的工艺,通过逐渐提高弱凝胶的强度,促使高强度堵剂得到合理的放置,实现对高渗透大孔道的封堵作用,提高注水开发的波及效果。现场试验表明,7个井组中,对应油井在调剖后第2个月到第6个月期间见到了明显增油效果。     

驱油泡沫稳定剂的性能研究

在硫酸盐起泡液中添加4种不同类型的增粘性稳泡剂后,用Waring Blender法评价了起泡液的起泡情况以及不同稳泡剂的稳泡效果。利用布氏粘度计对4种稳泡剂溶液粘度的测定,从而了解了不同稳泡剂溶液随温度的升高和盐度的增大其粘度降解的情况。在此基础上,优选出了疏水缔合聚合物及其最佳加量。实验结果表明:添加了疏水缔合聚合物稳泡剂的起泡液具有在较高温度和矿化度下起泡能力较强且所起泡沫半衰期较长的优点,在油田EOR过程中注泡沫体系中具有良好的应用前景。     

新型凝胶型含油污泥调剖体系的的研究及应用

为优化含油污泥堵剂体系分散悬浮性能,增强封堵强度,提高携带含油污泥的能力,本文通过引入新型乳液型疏水缔合聚丙烯酰胺EM30为分散悬浮助剂,并加入交联剂得到凝胶型含油污泥调剖体系, EM30乳液型聚合物由于其特殊的缔合分子结构,使其具有极高的粘弹性能,因此对含油污泥悬浮能力明显优于其他种类的聚合物,由此可显著提高含油污泥的处理量,保持含油污泥堵剂成胶后的强度,通过实验评价优化体系配方,确定EM30乳液浓度为1.5%,交联剂fq-2用量为0.1-0.12%,含油污泥的添加量为30-50%时,其堵剂性能能够满足现场施工要求。在现场试验中发现该体系具有较好的增压、增油、降水的效果。     

新型凝胶型含油污泥调剖体系的研究及应用

为优化含油污泥堵剂体系分散悬浮性能,增强封堵强度,提高携带含油污泥的能力,通过引入新型乳液型疏水缔合聚丙烯酰胺EM30为分散悬浮助剂,并加入交联剂得到凝胶型含油污泥调剖体系。EM30乳液型聚合物由于其特殊的缔合分子结构,使其具有极高的黏弹性能,因此对含油污泥悬浮能力明显优于其他种类的聚合物,由此可显著提高含油污泥的处理量,保持含油污泥堵剂成胶后的强度,通过实验评价优化体系配方,确定EM30乳液浓度为1.5%,交联剂fq-2用量为0.1%~0.12%,含油污泥的添加量为30%~50%时,其堵剂性能能够满足现场施工要求。在现场试验中发现该体系具有较好的增压、增油、降水的效果。     

适合海上B油田聚驱后非均相在线调驱性能评价

针对渤海B油田聚合物驱后储层非均质性增强,注水突进严重,产油量低等问题,通过室内实验评价研究,优选了两种非均相在线调驱体系FJX-1和FJX-2,开展了海上油田聚驱后,高含水期阶段非均相在线调剖、调驱性能评价及驱油效率分析。结果表明,聚合物与FJX-1、FJX-2在线调驱体系的封堵效率分别为61.42%、83.45%、93.17%,FJX-2调驱体系的复合黏度、弹性模量均好于聚合物和FJX-1调驱体系,表明其封堵性能与粘弹性能最好,对比液流转向能力,注入聚合物与FJX-1、FJX-2在线调驱体系后,高、低渗透率层的产液分数比分别从87:23、89:21、88:12下降到最低的61:39、48:52和35:65,在后续水驱中FJX-2在线调驱体系的岩心的高、低渗透率层的产液分数比依然可以达到66:34,FJX-2在线调驱体系对高渗透率层封堵效果明显。驱油实验可以看出,三种体系驱过程中最低含水率分别为：54.58、52.97、44.39。聚合物驱后继续FJX-1、FJX-2体系驱,可以提高采收率值分别为6.32%和11.84%,对比可知,最佳的调剖与调驱段塞组合为调剖(1500mg/L PL+1500mg/L JLJ)+调驱(1500mg/L RY+300mg/L PPG),非均相复合体系的调剖与调驱性能,通过对高渗透率层的有效封堵,不仅使中、低渗透率储层中的原油得到动用,同时对残留在储层内的部分原油也发挥了驱替效果。同时,矿场试验也表明,非均相复合驱在海上油田具有广阔的发展前景。     

NTCP泡沫体系的注入方式及驱油效率

对已优选NTCP泡沫体系的注入方式及驱油效果进行了研究,该体系由0.2%NAPS疏水聚合物为稳泡剂,由起泡剂和工业氮气以一定比例组成的0.15%复合表面活性剂SDS。泡沫有高的阻力系数和低的残余阻力系数。在模拟中原油田三厂所辖的文明寨油田地质条件下,泡沫有很高的驱油效率和调剖能力,对低渗透岩心的伤害程度极小。在单管岩心实验中注入0.8 PV,泡沫驱油效率比水驱提高17.9%~28.7%。通过并联岩心实验得出,注入0.8PV,这种泡沫体系在渗透率极差分别为14.1和38.2的非均质油层的深部调剖,分别提高采收率44.0%和28.6%。     

浅层疏松砂岩稠油油藏聚合物驱矿场试验效果评价

哈萨克斯坦CB油田具有埋藏浅、胶结疏松、地下原油黏度大、地层水矿化度高、储层高孔高渗的特点,经过多年的注水开发后,地层非均质性加剧、注水波及效率低、采出程度低、综合含水高,油水关系日趋复杂,开发效果亟待改善。开展聚合物驱试验的目的是通过优选适合CB油田特征的抗盐聚合物体系,实现封堵高渗流通道、改善吸水剖面、增大水驱波及体积,达到深度调驱、提高采收率的目的。通过在油田4个井组应用聚合物复合弱凝胶实施聚合物驱试验,结果表明聚合物复合弱凝胶有较强的适应性,注聚施工后井组平均日产油量增加了21. 7 t,平均含水下降了7. 7%,降水增油效果显著,累计增油超过2×104t。建议在该油田针对不同区块的地质油藏特点精选注聚井组,通过推广应用逐步扩大注聚规模、形成集中效应,不断提升油田的开发效果。     

牛心坨油田二元驱表面活性剂性能研究

牛心坨油田为低孔低渗高凝稠油油藏,原油黏度高,含蜡量高,油水流度比的差异较大.已进入中高含水期(70%以上)产量快速递减阶段,以往所进行的措施(压裂、调剖、分注)无法起到稳油控水作用,目前已展开聚合物/活性剂二元复合驱的现场驱油应用.在辽河油田的地层温度范围内,B型表面活性剂在与不同浓度聚合物溶液复配时,体系的表面张力达到10-3数量级,达到牛心陀油田复合驱油体系的要求.     

耐温、抗盐颗粒状树脂调剖剂CSL-2的研制

根据中原油田高温、高矿化度等复杂地质条件油藏特点,为提高油藏开发效果,研制适合该油藏特点的调剖剂,有效的解决油藏层间矛盾,提出了由HPAM与复合交联剂等在一定条件下反应制成了颗粒状高分子调剖剂CSL-2,并对其进行了性能评价实验。调剖剂耐温130℃,耐盐2.0×105mg/L(Ca2+、Mg2+:5 000 mg/L),其吸水后膨胀倍数达50倍以上,膨胀体强度较满意。高分子调剖剂加入破胶剂后,可以降解为溶液,克服了同类调剖剂的缺点,使用安全。其综合性能优于国内部分同种类型产品,可用于油层深部调剖。     

吉格森油田柔性微凝胶深部调驱体系室内研究及现场应用——以淖尔区块为例

柔性微凝胶分散颗粒(微球)可用油田污水配制,具有耐温、耐盐、成本低廉等优点。针对吉格森油田各油组主力油层分布广、厚度大,所占储量比重大,地下原油物性一般,地层温度较高,地层水矿化度高(>90000mg/L)这一情况,开展了柔性微凝胶深部调驱在吉格森油田的适应性及现场应用情况分析。实验所选用的纳米级和微米级微球溶解性和热稳定性都较好,微米级微球更好。4种微球均具有一定的封堵性,其中2号微球颗粒的残余阻力系数较大,为3.09,其次为1号微球,其残余阻力系数为1.44。天然岩心的驱油实验结果表明柔性微凝胶驱具有较好的驱油效果,但是微球尺寸要在孔径的1/8～1/3,才能保证有效封堵。现场实际应用情况表明吉格森油田在各个区块所开展的柔性微凝胶深部调驱增产措施,在一定程度和阶段内取得了较好的控水稳油效果。