聚合物驱合理黏度比实验研究——以大港油田港西三区为例

以大港油田港西三区储层和流体为实验对象,开展了聚合物驱合理黏度比实验研究。结果表明:随黏度比(μp/μo)、岩心平均渗透率和渗透率变异系数增加,聚合物驱采收率增幅扩大;随原油黏度增大,聚合物驱采收率增幅降低。从技术效果和经济效益两方面考虑,聚合物驱合理黏度比(μp/μo)约为1。     

复合驱流度设计方法研究

应用低界面张力下相对渗透率曲线的处理方法,推导了低界面张力下水相相对渗透率的计算公式。以流度设计的基本思想为基础,结合聚合物的描述方法,建立了复合驱流度设计模型。以胜利油田孤岛中一区Ng3单元为例,研究了控制二元复合驱流度的最小聚合物浓度,并制作了相应的图版。研究结果表明:含水饱和度越大,界面张力越低,控制复合驱流度的最小聚合物浓度越大;复合驱段塞的流度要根据储层的水洗程度和主体段塞降低油水界面张力的程度来设计。     

低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度研究

为了描述低渗透油藏聚合物驱的渗流规律及启动压力梯度特征,借鉴水驱启动压力梯度的试验测定方法,将压差-流量法和毛细管平衡法相结合,在不同储层渗透率和体系黏度下开展低渗透储层聚合物驱渗流试验;在此基础上,基于非线性渗流理论量化表征聚合物驱启动压力梯度,建立聚合物驱非线性渗流系数与体系黏度、储层渗透率和流度的量化关系。结果表明,随着储层渗透率的降低或体系黏度的增大,相同渗流速度下聚合物驱的渗流阻力增加、压力梯度增大;聚合物渗流曲线用非线性方法表征吻合较好,且随着储层渗透率降低、体系黏度增大或流度降低,聚合物驱非线性渗流系数均增大;流态图版包含对不流动区、非线性渗流区和拟线性渗流区的定量描述。     

稠油热力——表面活性剂复合驱数值模拟研究

对稠油油藏热采添加表面活性剂复合驱过程中的主要物理化学现象进行了分析，考虑乳状液的生成和作用，建立了完整的热力一化学复合驱数学模型。运用自行研制的软件进行了理论模拟计算，并对复合驱渗流机理及影响开发效果的因素进行了分析。研究结果表明，表面活性剂性质、浓度等在很大程度上影响着复合驱的开发效果；乳状液的形成改善了流度比，调整了注采剖面，提高了稠油采收率。     

龙虎泡低渗透油田聚表二元复合驱实验研究

针对龙虎泡低渗透油田水驱开发效果差、采收率低等特点,开展了聚合物和表面活性剂二元复合驱在低渗透油藏适应性的室内评价实验.注入性实验表明,相对分子量为2 200万的FP-3聚合物注入渗透率46.45×10-3μm2的岩心未发生堵塞,具有良好的注入选择性及封堵选择性.驱油实验表明,聚合物和表面活性剂可分别提高低渗透岩心驱油效率10%和20%,且表面活性剂容易注入,可降低注入压力.在聚合物和表面活性剂不同段塞组合实验中,两者分段塞注入的方式优于单独注入表面活性剂或将两者混合后注入的方式,其中先注聚合物后注入表面活性剂的段塞组合方式最好,可提高采收率17.74%.因此,对于非均质性较弱的低渗透油田,可采用聚表二元复合驱技术,先注入聚合物降低储层的非均质性,后注入表面活性剂启动低渗区的剩余油.     

二元复合驱体系优化及转注时机实验研究

聚合物驱加剧了油藏的非均质性以及剩余油的启动难度，利用复合驱降低界面张力和流度控制协同作用能够进一步提高原油采收率。通过复配不同性能的复合体系进行室内驱油实验和转注时机研究。结果表明，复合体系中的流度控制能力和降低界面张力对驱油效果的贡献比为1.2：1.0，利用水驱特征和不同节点后续水驱特征公式的差异，建立了快速判断聚合物驱后复合体系的最佳转注时机，即后续水驱阶段即将失效阶段转注复合体系时效果最佳；实验研究的条件下优化出的复合体系是以流度控制能力为主、降低界面张力范围是10^-1~10^-2 mN/m；聚合物驱结束后开始后续水驱0.14 PV是复合驱的最佳转注时机，适宜挖掘聚合物驱后的剩余油。     

港西三区聚合物/表活剂二元驱注入方式优化研究

化学剂注入方式对提高油藏采收率幅度有着重大的指导作用。为了确定大港油田港西三区油藏最佳的化学剂注入方式,提高其开发效果。针对均质和非均质多孔介质模型,分别设计了7种注入方式的室内流动实验。结果表明:与聚合物驱、表活剂驱相比聚合物/表活剂二元驱注入方式提高采收率的幅度更大;二元驱在均质模型中,其提高采收率幅度为18.1%,高于其他注入方式;在非均质模型中,为21.93%,高于其他注入方式;其在非均质模型高于非均质模型3.83%,更适合于非均质模型。聚合物、表活剂小断塞交替注入方式能够有效降低注入压力。对于改善港西三区油藏采油效果的调整措施,首选二元驱注入方式,其次采用聚合物、表活剂小断塞交替注入方式。     

聚合物/甜菜碱表面活性剂提高水驱后残余油采收率研究

利用不加碱可形成超低界面张力的甜菜碱表面活性剂／聚丙烯酰胺二元复合体系，通过流变性实验，分析了甜菜碱表面活性剂对聚合物／表面活性剂二元复合体系流变性的影响；通过可视化的微观驱油实验和人造岩心驱油实验，分析了聚合物／表面活性剂二元体系的粘弹性和界面张力对采收率的影响，研究了该二元复合体系对水驱后残余油的作用机理。结果表明，实验用的两性表面活性剂体系与油可以达到超低界面张力，表面活性剂体系对无碱二元体系的粘弹性影响非常小。在驱替水驱残余油过程中，形成超低界面张力的甜菜碱表面活性剂／聚丙烯酰胺二元复合体系可以同时发挥活性剂的超低界面张力作用和聚合物溶液的粘弹性作用，使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，并且该二元体系的粘弹性越大，采收率越高。界面张力由10^-2mN／m降至10^-3mN／m时的最终采收率均高于界面张力为10^-2mN／m时增加聚合物溶液的质量浓度和相对分子质量两种情况下的最终采收率。     

聚合物/甜菜碱表面活性剂提高水驱后残余油采收率研究

利用不加碱可形成超低界面张力的甜菜碱表面活性剂/聚丙烯酰胺二元复合体系,通过流变性实验,分析了甜菜碱表面活性剂对聚合物/表面活性剂二元复合体系流变性的影响;通过可视化的微观驱油实验和人造岩心驱油实验,分析了聚合物/表面活性剂二元体系的粘弹性和界面张力对采收率的影响,研究了该二元复合体系对水驱后残余油的作用机理.结果表明,实验用的两性表面活性剂体系与油可以达到超低界面张力,表面活性剂体系对无碱二元体系的粘弹性影响非常小.在驱替水驱残余油过程中,形成超低界面张力的甜菜碱表面活性剂/聚丙烯酰胺二元复合体系可以同时发挥活性剂的超低界面张力作用和聚合物溶液的粘弹性作用,使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,并且该二元体系的粘弹性越大,采收率越高.界面张力由10-2 mN/m降至10-3 mN/m时的最终采收率均高于界面张力为10-2 mN/m时增加聚合物溶液的质量浓度和相对分子质量两种情况下的最终采收率.     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

粘弹性聚合物驱油的数学模型

为了研究粘弹性聚合物驱油规律,建立了粘弹性聚合物驱油数学模型。从弹性效应和粘性效应两个方面描述聚合物驱油机理。聚合物弹性能够降低残余油饱和度,聚合物粘性改善油水流度比,扩大波及体积。该模型能够模拟聚合物驱油具有的提高微观驱油效率和流度控制驱油机理以及所发生的对流、弥散、扩散、吸附等一系列物化现象。利用该模型拟合了实验室聚合物岩心驱油过程。数值模拟结果与实际岩心驱油过程基本一致,表明该模型可以进行聚合物驱油的机理研究、实际应用可行性研究、矿场方案优选和开发效果预测。     

致密砂岩油藏热水+表活剂驱提高采收率机理及其对产能贡献的定量评价

在室内实验的基础上,通过数值模拟定量评价了长庆油田致密砂岩稀油油藏热水+表活剂驱提高采收率的各种机理对产能的贡献.研究结果表明:致密砂岩油藏热水驱提高采收率的主要机理是原油的热膨胀和对相渗曲线的影响,在注入温度100℃情况下,20 a末的采收率由冷水驱的19.3%提高到22.8%,增加了3.5%,其中热膨胀和对相渗曲线影响的贡献各占42%;热水+表活剂驱提高采收率的主要机理是原油热膨胀、对相渗曲线的影响和对界面张力的影响,在注入温度100℃情况下,20 a末的采收率从冷水驱的19.3%提高到25.6%,提高了6.3%,其中热水驱贡献占55%,表活剂贡献占45%.     

水驱油藏转注CO_2驱油参数优化与效果评价

以大港油田某断块为研究对象,基于正交试验设计原理,以提高采收率程度和换油率为评价指标,运用数值模拟方法,开展水驱油藏转注CO2驱油注采参数优化与效果评价研究.研究结果表明:转注CO2驱油能够有效提高水驱油藏采收率,最优注气段塞大小为0.05 PV,气水体积比为1∶2,注气速度为40 000 m3/d,注采比为1∶0.9;适当提高注采比有利于保持地层压力,增加原油与CO2混相程度,提高气体波及系数,有效改善CO2驱油效果;气水交替驱能够获得良好的CO2埋存效果,注入的CO2大约有50%被封存在油藏中.     

聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能

利用微观刻蚀、层间非均质平板、层内非均质平板模型驱油实验研究聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能。结果表明,残余油多以膜状、岛状、喉道、盲端、柱状、簇状等6种形式存在。微观上,二元驱转向水驱无法波及的含油孔隙区域内驱替残余油;宏观上,其对高渗透区域产生封堵,迫使其进入渗流阻力较小的低渗透区域内驱替残余油,扩大波及体积效果显著,提高采收率13.4%~14.3%。二元驱通过聚合物增加驱替液黏度,使其吸附及滞留在孔隙中,降低驱替相渗透率,驱替相流度减小;二元驱对油黏度影响很小,油聚集在驱替液前缘,增加油相渗透率,油相流度变大。由此,两相流度比减小,克服注水指进,增加吸水厚度,提高波及系数,进而提高采收率。     

低碱ASP三元复合驱技术的适用界限分析

针对大庆油田三元复合驱的油层条件 ,利用渗透率变异系数为 0 .72的三层非均质模型进行了驱油物理模拟实验 ,系统地研究了碱及聚合物浓度对ASP驱采收率的影响 ,并利用加隔层模型和合注分采方式 ,研究了碱浓度对启动中、低渗透层的影响。结果表明 ,低碱ASP驱在提高体系粘度的同时也造成界面张力升高 ,因而有其适用界限。在给定的非均质油层条件下 ,ASP驱存在一个临界粘度 ,只有达到临界粘度后 ,采收率才随界面张力的降低而升高 ,即界面张力发挥作用的前提是充分扩大波及体积。若为追求高粘度而过于降低碱量或取消碱 ,也会因洗油效率下降而影响采收率。低碱ASP驱可以保证体系足够的粘度 ,更有效地启动中、低渗透层 ,即使界面张力仅达到1 0 - 2 mN/m ,也可获得满意的驱油效果     

大孔道识别方法及聚合物微球调驱在文中油田的应用

文中油田经过长期注水开发,一类储层内产生大孔道,注采低效循环问题突出.为提高驱油效率,开展了大孔道识别方法及聚合物微球调驱研究.根据储层物性参数变化规律和测井曲线的响应关系,建立了大孔道综合判别方法,进行聚合物微球调驱室内实验.现场应用证明,聚合物微球注入地层后,有效封堵了地层深部的窜流大孔道,实现了注入液体的微观改向,有效缩减了层间渗透率级差,启动了新层,实现了控水稳油,减缓了自然递减.     

水气分散体系提高采收率实验研究

本研究针对国内低渗及水驱后期高/特高含水油藏,研发了流度可调控的水气分散驱替体系,在测试了体系流动阻力和表观粘度的基础上,应用驱替实验评价了其驱替特征和驱油效率,进一步研究了水气分散体系提高原油采收率的能力。室内实验证明,通过调整水气比例和分散方式,体系的流动性能可随油藏开发的需要进行调控,并可在扩大波及体积的同时提高波及效率,可有效调控特低渗、低渗、中渗岩心流度比,扩大波及体积,大幅度提高水驱后的原油采收率。     

交替式注入泡沫复合驱实验研究

针对孤岛油田中二中Ng34聚合物驱后油藏条件,通过物模手段研究了交替式注入泡沫复合驱的特征及驱油能力。长细管实验表明,交替式注入泡沫复合驱,低气液比时模型两端的封堵压差上升缓慢,交替周期越大封堵效果越差。非均质模型驱油实验表明,泡沫复合驱主要是通过扩大波及体积来提高采收率,在与聚合物驱相同注入量条件下,其封堵能力是聚合物驱的2倍。