喇嘛甸油田三类油层三元复合驱注入方案优选研究

首先进行三元复合驱室内岩心实验,对三类油层三元复合驱段塞组合驱油效果进行评价,然后用Petrel软件建立试验区相控地质模型,应用CMG软件中的STARS模块,对喇嘛甸油田三类油层三元复合驱不同段塞组合注入方案进行数值模拟研究。三类油层室内岩心驱油实验研究表明,天然岩心中水驱最终采收率为45.32%,进行三元段塞组合驱油最终采收率较水驱提高了12.48%,三类油层比一、二类油层更为均质,更适合以提高驱油效率为主要机理的三元复合驱;数值模拟结果表明,4种三元复合驱段塞组合方案中,方案5的最终采收率为52.67%,最终采收率比不加密井网水驱开发提高了13.94%,比加密井网水驱开发提高了9.79%,综合含水率下降了9%左右,确定方案5为最佳的注入段塞组合方案。     

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.     

BHJ型甜菜碱表活剂物理驱油实验研究

针对三元复合驱中碱的注入所带来的采出液处理困难以及对地层造成损害等问题,运用新型甜菜碱表面活性剂BHJ,论述了不加碱又能达到低界面张力聚合物／表面活性剂二元驱油体系性能。综合所有均质和非均质岩心的实验结果并通过分析,我们认为采用甜菜碱BHJ活性剂的无碱二元驱油体系驱油效果好于采用Ss的弱碱（Na2CO3）三元体系和采用Sy的强碱（NaOH）三元体系。     

泡沫体系注入方式优化及可视化研究

针对一些油田地层矿化度高的特点,使用抗盐起泡剂HY-6,通过非均质填砂管实验,研究4种注入方式对泡沫调剖增油效果的影响,并研究泡沫在非均质可视化填砂模型中提高采收率的机理.结果表明:注入一定量的聚合物前缘段塞有利于增大波及系数,4种注入段塞组合方式中较好的组合方式"为质量分数为0.1%聚合物YG100前缘段塞(0.1 PV)+质量分数为0.3%起泡剂HY-6段塞(0.3 PV)+泡沫主段塞(0.5 PV)";泡沫驱主要利用贾敏效应封堵高渗区,增大低渗区的波及系数,从而提高采收率.此外,泡沫前缘因遇油消泡,产生气驱和稀表面活性剂驱,可以明显改善高渗区的洗油效率.     

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%。     

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。     

高温化学复合驱油方式优化评价研究

针对双河油田VI油组高温非均质油藏,使用油层砂充填长管模型,研究几种化学复合驱油体系中表面活性剂、聚合物、低度交联聚合物、有机碱以及交联剂之间的色谱分离特征。实验结果表明,95℃下三元复合体系流经填砂管时,聚合物最先突破,碱随后突破,表面活性剂的突破滞后最大;有机碱的加入能起到降低表面活性剂吸附的作用,而交联剂对于表面活性剂吸附影响不明显。根据色谱分离程度,采用层间非均质人工压制物理模型,对比评价了二元、三元复合驱油体系及几种组合驱油方式的驱油效果,优选出主段塞为有机碱三元复合体系、前后保护段塞为交联聚合物的驱油体系,水驱后可提高采出程度24.2%。该研究成果可以对高温非均质油藏三次采油的高效开发提供参考依据。     

乙醇胺提高延长稠油油藏聚/表二元驱采收率研究

针对延长稠油油藏的水驱后含水率上升的问题,通过室内实验方法,在原有聚表二元驱的基础上,研究一种适用于延长油田的有机碱,优选三元复合体系的配方;并通过物理流动驱油实验对三种化学驱油体系的驱油性能进行了分析和评价。结果表明:油藏的原油酸值为1.95 mg/g,适合进行三元复合驱的研究;筛选出的有机碱是乙醇胺,其能有效减低油水界面张力并对复合体系的黏度几乎没有影响,试验优化的三元复合体系的配方是:1 500 mg/L聚合物2 000 mg/L表面活性剂+3 500 mg/L乙醇胺。驱油实验表明:在均质岩心和三层非均质岩心模型中,与聚合物驱和聚表二元驱相比,三元复合驱都能提高原油的采收率,其中模拟油藏条件的三层非均质岩心条件下,采收率增值达13.38%,达到了控水增油的目的。     

三元复合驱组分协同作用规律研究

三元复合驱中聚合物、碱以及表面活性剂的协同作用能够大幅提高原油采收率,各组分存在的色谱分离会使协同作用大为减弱。通过一维长岩心研究二元/三元体系各组分在线性流过程中吸附规律差异,然后制作二维平面物理模型研究三元复合驱径向流过程中各组分运移规律,判断出三者的协同作用距离,通过数值模拟以及矿场试验结果论证用变浓度多段塞代替单一段塞的可行性。研究表明:三元体系中由于碱的存在可以使超低界面张力保持距离和乳化能力强于二元体系,三元体系一维长岩心的采出程度比二元体系增加了6.32%;三元体系各组分协同作用距离集中在主流线1/2处,各组分运移距离为:聚合物碱表面活性剂,在后续水驱的过程中表面活性剂存在解吸附现象;使用变浓度多段塞组合注入,可以在保持相近采收率情况下减少15%的表面活性剂和4.5%的聚合物用量。     

润湿性对低渗透油层采收率影响的实验研究

为了探索润湿性对低渗透油层采收率的影响,利用不同的化学处理液对人造及天然岩心进行处理后制备了润湿性不同的实验用岩心,并在室内进行了驱油实验.实验结果表明:对人造和天然低渗透岩心,接触角分别为67.17°和69.77°～72.60°(弱水湿)时水驱采收率最高;接触角分别为100.78°和81.68°～85.48°(中间润湿)时聚表二元驱(400 mg/L的聚合物+0.1%质量浓度的Bs13活性剂)提高采收率幅度最高.润湿性对低渗透岩心水驱采收率比对二元驱的影响大;不同渗透率岩心水驱采收率最大值所对应的接触角值有区别,润湿性对中高渗岩心水驱采收率影响大,对低渗岩心影响小.     

低渗透油层超低界面张力化学驱油方式研究

针对目前低渗透油层水驱采收率较低的问题,在室内采用新型超低界面张力活性剂(SLB甜菜碱型)稀体系及其与相对分子质量为480万的聚丙烯酰胺复配体系,在人造低渗透均质圆柱状岩心中进行了8个方案的化学驱油方式对比研究.结果表明:对未开发或刚投入水驱的低渗透油层单独使用SLB超低界面张力活性剂驱油时,应先注活性水段塞,后进行水驱,方可获得较高的采收率;对已进行水驱且注入水接近突破的低渗透油层,在采出液含水率达98%以后,先注低分子量聚合物水溶液段塞,后注SLB超低界面张力活性水段塞,将比注入二者的复配体系段塞获得更高的采收率.     

聚合物/表活剂二元体系在多孔介质中运移的黏度和界面张力变化

 黏度和界面张力是评价聚合物/表活剂二元体系驱油能力的主要指标,研究二者在多孔介质中运移过程中的变化对提高二元体系驱油能力有重要指导意义。设计4 种注入段塞的二元体系在3 种长度的填砂模型运移的室内实验,对体系运移过程中黏度和界面张力的变化进行研究。结果表明：在注入速度和运移距离相同的条件下,注入段塞越大,流出液的最低界面张力更低,保持低界面张力的时间更长,黏度保留率也更高;在注入速度和段塞相同的条件下,运移距离越长,流出液的界面张力保持低界面张力程度越高,黏度保留率越高。研究结果对现场二元体系的注入方案设计具有一定指导作用。     

聚合物驱不可入孔隙体积效应的室内研究及应用评价

基于聚合物互溶驱替和弥散渗流原理,利用双段塞浓度剖面法测定了聚合物溶液在长庆油田侏罗系延10储层6块岩心上的不可入孔隙体积(IPV),考察其对聚驱效果的影响。结果表明,聚合物溶液在6块岩心上的IPV值为20.6%~27.9%,平均为24.8%。岩心渗透率越高,IPV值越小,二者呈明显的线性负相关关系。IPV值与孔隙度无明显对应关系。不可入孔隙体积的大小反映聚合物分子线团与储层孔喉大小的匹配程度。M区块延10油藏聚合物驱试验结果表明,考虑聚合物驱过程中不可入孔隙体积效应的存在,在矿场注入工艺设计时适当提高注入量和增加前置保护段塞,有利于提升驱油效果。聚合物驱方案设计时考虑不可入孔隙体积效应是必要的。     

聚合物溶液注入附加阻力对驱油效果的影响

利用试验方法对HPAM溶液在不同渗透率岩心上的注入能力进行研究,基于试验结果建立聚合物驱附加阻力与岩心渗透率的相关关系,并在此基础上建立考虑聚合物注入附加阻力效应的油藏数值模拟模型.模拟结果表明:低渗岩心中注入聚合物时稳定注入压力增大,即确实存在附加阻力效应;聚合物注入附加阻力对聚合物驱效果预测有较大影响,考虑聚合物注入附加阻力,聚合物起效时间早、含水率下降幅度减小、聚合物有效期变长.     

高含水期油藏三次采油物理模拟评价

针对高含水期油藏三次采油评价困难的问题,在室内岩心驱替实验物理模拟高含水期油藏后期聚驱和复合驱驱油过程基础上,对聚合物驱不同段塞大小、不同段塞浓度的聚驱效果进行了模拟评价,得出：随聚合物注入PV数的增加,聚合物驱油效率增大,但增大幅度逐渐变小;随注入聚合物浓度的增加,聚合物驱油效率逐渐增大,其增大幅度逐渐变小。在此基础上,对辽河油田SH高含水油藏进行了聚合物驱和复合驱可行性评价,对比和分析了聚合物驱、聚合物-表活剂驱、聚合物-碱驱以及聚合物-表活剂-碱驱驱油效果,认为聚合物驱为该油藏最优的开发调整方式。     

聚合物浓度及段塞组合对驱油效果的影响

在模拟大庆油田聚合物驱条件下,室内实验研究了高分子量聚合物的浓度、段塞组合对驱油效果的影响。实验结果表明,在聚合物总用量相同的情况下,随着高分子量聚合物浓度的增大,聚合物驱采收率增大。采用小段塞,并且不断降低聚合物黏度的方案注入时,提高采收率的幅度最大,聚驱采收率可达40.12%,最终采收率达80.48%。     

特低渗透储层提高水驱油效率实验研究

西峰油田长 8储层渗透率低 ,物性差 ,属特低渗储层 ,常规注水驱油效率低 .在注入水中加入表面活性剂后 ,最终驱油效率比水驱有较大幅度的提高 ( 2 6.6% ) ;水驱压力同样对特低渗透储层岩心驱油效率有显著影响 ,对于空气渗透率大于 1× 1 0 -3 μm2 的岩心 ,水驱压力的提高使水相相对渗透率大幅上升 ,即储层容易发生水窜 ,导致驱油效率上升不多或下降 ;对于空气渗透率小于 1×1 0 -3 μm2的岩心则相反 ,水驱压力的提高不会导致水相相对渗透率上升 ,驱油效率提高幅度较大     

真12块表面活性剂驱数值模拟研究

真 12块Ed3 2 (新生代古近系戴南组第 2段第 3小层 )砂层组是受构造控制的岩性油藏 ,目前已进入高含水开发期。为了提高原油采收率 ,在室内进行了表面活性剂驱试验 ,针对该油藏条件优选出表面活性剂驱油体系的最佳配方。在室内岩心驱替试验数值模拟的基础上进行了现场表面活性剂驱的数值模拟研究 ,优选出的适合该油藏的最佳驱油方案为 :段塞尺寸为 0 .18倍孔隙体积 ,注入速度为产液速度的 0 .9倍。在注入表面活性剂主段塞之前先注入适量的牺牲剂段塞 ,以减少表面活性剂在油层中的损失。应用油藏数值模拟方法预测出的最佳驱油方案的原油采收率可达 4 0 .35 % ,累积增油量为 996 6t,试验有效期为 6 8个月 ,产出投入比为 3.4 6。     

多孔介质中聚合物弹性微球的运移规律与调驱性能

为了促进聚合物弹性微球深部调驱技术的大规模应用,通过岩心驱替实验,研究了多孔介质中聚合物弹性微球的运移规律与调驱性能。结果表明:聚合物弹性微球能够在多孔介质中不断地运移、封堵、变形、再运移、再封堵,注入压力呈现出波动式变化特征,后续注水阶段仍保持较高的注入压力水平;聚合物弹性微球的滞留量随距入口端距离的增加而减少,在出口端也有少量的聚合物弹性微球滞留;聚合物弹性微球能够选择性进入和封堵高渗大孔道,在后续注水过程中,高、低渗管的分流率仍保持在50%左右;岩心渗透率、注入浓度、注入速率和矿化度均影响聚合物弹性微球的调驱效果,在实际应用时需要选择合理的参数范围。可见聚合物弹性微球具有良好的注入性和运移性,可以依靠自身弹性运移至储层深部区域,且对低渗层具有保护作用,聚合物弹性微球封堵后具有较强的耐冲刷能力,从而达到较好的深部调驱效果。     

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。