新型聚合物复合纳米微球调剖驱油剂研究

针对大庆油田某区块油井含水率高、水窜现象严重、水驱开发效果差等特点,采用分散聚合法研制了一种新型聚合物复合纳米微球调剖驱油剂NWQ⁃2,并在室内评价了其粒径分布、吸水膨胀性能、耐温抗盐性能、黏弹性能、调剖封堵性能以及驱油性能。结果表明,复合纳米微球NWQ⁃2的平均粒径为512.6 nm,且粒径分布均匀,在蒸馏水中20 h的吸水膨胀倍数可以达到10倍以上,在高温（120 ℃）高矿化度水（75 200 mg/L）中20 h的吸水膨胀倍数仍能达到8倍以上,说明NWQ⁃2具有良好的吸水膨胀性能和耐温抗盐性能;复合纳米微球NWQ⁃2吸水膨胀后具有良好的黏弹性能,对不同渗透率的岩心均具有良好的调剖封堵效果,能使大孔道得到有效封堵,增大注入压力,使后续注入流体更多的进入微小孔道;非均质岩心中注入0.5 PV复合纳米微球NWQ⁃2后,能显著提高岩心水驱后的采收率,增幅可达20%以上,具有良好的驱油效果。     

耐温耐盐深部调驱剂的制备及注入参数优化研究

针对海塔油田某高温高盐油藏断块水淹水窜现象严重的问题,研制了一种耐温耐盐的聚合物纳米微球PM-1体系,利用激光粒度分析仪和扫描电子显微镜评价了PM-1的微观形貌、粒径分布及吸水膨胀性能,最后借助岩心流动实验优选出了适用于试验区油藏的聚合物纳米微球调驱体系的最佳注入参数。结果表明,合成的聚合物纳米微球PM-1初始平均粒径为405.87nm,具有很好的膨胀性能,在90℃的模拟地层水中,聚合物纳米微球吸水24h后的膨胀倍数为35.52,优选出聚合物纳米微球PM-1体系最佳的注入参数为:聚合物纳米微球PM-1质量浓度为2 000mg/L,注入体积为0.20PV,注入速度为0.3mL/min,注入方式为两段塞注入(0.1PV微球PM-1+0.1PV水+0.1PV微球PM-1)。     

聚合物微球水化动态特征及其渗流特性研究

针对渤海油藏调驱技术实际需求,开展了聚合物微球水化动态特征及其渗流特性研究。结果表明,随水化时间延长,聚合物微球吸水膨胀倍数增加,最终膨胀倍数为4.5倍左右。当水化时间低于50 h时,膨胀速度较快,之后膨胀速度减缓,360 h后达到稳定。与聚合物溶液中分子聚集体尺寸分布相比较,2种聚合物微球粒径分布范围都比较集中,其中10^#微球初始粒径中值为4.36 μm,水化240 h后为20.00 μm左右;11^#微球初始粒径中值为8.45 μm,水化360 h后为40.00 μm,膨胀倍数为4.72。在聚合物微球注入岩心过程中,颗粒间黏连和孔隙过滤作用会造成微球在岩心端面滞留和暂堵,进而引起微球注入过程中压力异常升高。在岩石孔隙内,聚合物微球可以进一步水化膨胀,表现出“运移-捕集-再运移-再捕集……”渗流特性。     

特高含水油藏深部调驱体系三维物理模拟

以孤岛油田中一区Ng3注聚区为目标油藏,研究聚二乙烯基苯(divinylbenzene-co-acrylamide,DCA)微球-强乳化体系聚驱后提高采收率的能力.针对该油藏特点,设计非均质岩心物理模拟实验,优化DCA微球-强乳化体系的注入参数及微球粒径.以相似准则为原理设计三维非均质模型,用电阻率法测试不同驱替阶段含油饱和度变化,设计聚驱-井网调整-深部调驱和井网调整-聚驱-深部调驱2种实验方案.结果表明,DCA微球-强乳化体系在聚驱后仍可提高采收率8.3%左右;DCA微球-强乳化体系可封堵复杂的水流通道,对于高度分散的剩余油可有效提高采收率.     

裂缝油藏聚合物凝胶/表面活性剂调驱室内实验

针对表面活性剂驱在裂缝性油藏中驱油效果差的特点,提出了聚合物凝胶/表面活性剂组合调驱技术,该技术可利用聚合物凝胶成胶后的高阻力因子,使注入的表面活性剂易进入未水洗层段,提高整体的驱油效率。本文研制了一种缓交联、易注入的聚合物凝胶LHGEL,评价了其成胶性能的影响因素,并与矿场用的表面活性剂LHPS进行了配伍性实验,最后借助裂缝性岩心驱油实验评价了组合调驱体系的提高采收率能力。结果表明,聚合物凝胶LHGEL的成胶性能受矿化度和温度的影响较大,其中温度越高,矿化度越高,聚合物凝胶的成胶时间越短,成胶强度越大。表面活性剂LHPS和成胶后的聚合物凝胶LHGEL的配伍性好,在油藏温度50℃,矿化度10 000mg/L条件下,组合调驱体系可大幅度提高裂缝性岩心的采收率,在水驱基础上提高采收率幅度达22.1%。该驱油体系在裂缝性油藏具有广泛的应用前景。     

新型微球调驱剂与L区块的适应性研究

为探究纳微米微球调驱剂与葡北油田L区块的适应性,在纳微米微球深部调驱机理的基础上,开展了纳微米微球室内性能评价实验。结果表明,纳微米微球在油田回注污水中具有较好的分散性,其水化膨胀后的粒径中值满足对L区块地层的封堵要求。当纳微米微球质量浓度为2000mg/L时,水化膨胀效果最好,其水化膨胀30d后的膨胀倍率达到5.7。纳微米微球调驱实验使最终采收率提高了10%,说明纳微米微球可以对非均质地层中的高渗层进行封堵。     

非均相复合驱封堵调剖性能及矿场试验

针对聚合物驱后油藏提高采收率的需要,在孤岛中一区Ng3开展非均相复合驱实验和矿场试验,描述非均相复合体系的注入产出特征,评价非均相复合驱的封堵调剖性能和驱油效果.实验和矿场试验表明:黏弹性颗粒驱油剂PPG的阻力因数、封堵效率、非均质剖面调整能力强于聚合物的,适合长期驱替应用;非均相复合驱实验提高聚合物驱后采收率13.6%,高于聚驱后二元驱和聚合物加PPG驱二者之和;矿场动态特征不同于聚合物驱和二元驱,纵向吸水剖面发生交替变化,见效井综合含水率呈台阶式直线下降,具有交替封堵、转向式驱替各小层剩余油的特点;增油倍数和综合含水率下降幅度高于同期聚合物驱和二元驱的,可成为聚合物驱后油藏进一步提高原油采收率的有效方法.     

低渗透油藏聚合物微球驱适应性分析及油藏筛选

聚合物微球是油田广泛应用的一种能够提高水驱采收率的深部调剖剂,为了更好地进行效果分析和调整,针对A油田区块油藏地质与开发特征以及聚合物微球驱后生产动态表现进行了归类分析,考察其油藏适应性及见效特征。主要从地质因素、微球匹配因素、工程因素3个方面对聚合物微球驱适应性进行了分析,结果表明含水率为30%~50%的孔隙裂缝型井组是主要挖潜对象,进行措施方案设计时应考虑微球与油藏孔隙吼道半径和地层水矿化度的匹配关系,段塞用剂的质量浓度和体积需要实验室专门评价。基于低渗透油藏聚合物微球适应性分析建立了油藏筛选标准,地层水矿化度、油藏渗透率、油层厚度等主要地质开发指标给出了具体的筛选指标界限,为待选区块发挥聚合物微球驱最大效果提供了保证。     

延时膨胀聚合物微球制备及天然气驱封窜性能研究

长庆油田某区块非均质性较强,地层中有大孔道、微裂缝和高渗透条带,在实施天然气驱过程中气窜风险较高,而传统聚合物微球吸水膨胀速率快,易剪切破碎,封堵强度低。针对这些缺点,通过引入激活交联剂,采用反相乳液聚合法合成了一种延时膨胀聚合物微球,并采用激光粒度仪、偏光显微镜等手段对其进行了结构表征;通过室内实验,系统评价了延时膨胀聚合物微球的抗温性、抗盐性、溶胀性、稳定性和天然气封堵性。结果表明,延时膨胀聚合物微球抗温85 ℃,抗盐100 000 mg/L,延时7 d膨胀,粒径扩大倍数达到5.5,并长期保持稳定,稳定性大于6个月,封堵率大于92.0%,可用于地层深部微裂缝和高渗条带的封堵作业。     

不同尺寸段塞组合等流度二元驱驱油效果评价

辽河油田锦16块实施二元复合驱以来,仍存在部分注入井单层吸液量过大,使注入液在各层中的推进速度不一致,从而导致相应的采油井聚合物质量浓度上升较快的问题。通过室内驱替实验,采用均质岩心和非均质岩心,对比不同段塞组合的等流度二元驱驱油方法在非均质岩心上的驱油效果。结果表明,在相同聚合物用量和总注入孔隙体积倍数条件下,在三层非均质岩心上等流度驱油方法比常规单段塞驱油方法化学驱采出程度高出3.54%;多段塞等流度驱油方法可以明显提高中、低渗层分流率,降低高渗层分流率。因此,合理段塞组合等流度二元驱油方法可有效提高高渗透非均质油藏的采收率。     

柔性微球颗粒调剖剂的性能表征

针对大庆油田二类油层增产改造的需要,开发柔性微球颗粒调剖剂,通过双管岩心驱替和封堵实验,研究剪切过程对柔性微球颗粒调剖剂性能的影响,以及柔性微球颗粒调剖剂对驱油效率的影响.实验结果表明,柔性微球颗粒调剖剂的初始粒径为18.02μm,能够以任意浓度在水中均匀分散,遇水后缓速膨胀,48h后柔性微球颗粒的粒径增加20%~30%.柔性微球颗粒剂出口粒径为18.13μm,与驱替前颗粒调剖剂的粒径相当,多次剪切后柔性微球颗粒剂的粒径保持不变.岩心封堵后水驱残余阻力因数达到214.低渗沙管的残余油可以被有效地动用,双管岩心驱替整体提高采收率10%以上,增油效果显著,可以有效解决大庆油田二类油层增产改造的问题.     

疏水缔合聚合物对高温稠油油藏的驱油效率室内研究

疏水缔合水溶性聚合物是亲水性大分子链上带有少量疏水基团的水溶性聚合物.室内研究结果表明:该聚合物溶液具有优良的耐温、抗盐和抗剪切性能.岩心驱替实验结果表明:在高温、高矿化度、稠油油藏条件下,该聚合物可提高采收率7.6%以上,具有广阔的应用前景.     

疏水缔合聚合物对高温稠油油藏的驱油效率室内研究

疏水缔合水溶性聚合物是亲水性大分子链上带有少量疏水基团的水溶性聚合物。室内研究结果表明：该聚合物溶液具有优良的耐温、抗盐和抗剪切性能。岩心驱替实验结果表明：在高温、高矿化度、稠油油藏条件下，该聚合物可提高采收率7．6％以上，具有广阔的应用前景。     

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× 10 5mg/L(Ca2 + 、Mg2 + :5 0 0 0mg/L) ,其吸水后膨胀倍数达 5 0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。     

高凝高黏高盐均质油藏聚/表二元复合驱合理黏度比——以大港孔南地区储层条件为例

针对大港油田孔南地区高凝高黏高盐油藏的特点,采用岩心流动实验装置和岩心驱油实验装置,开展了聚合物/表面活性剂二元复合体系驱油效率及其影响因素的研究,分析了聚/表二元复合驱采收率增幅与岩心渗透率之间关系机理。结果表明,对于非均质性较弱储层,随岩心渗透率增加,聚/表二元体系阻力系数和残余阻力系数减小。随聚/表二元体系与原油黏度比(μsp/μo)和岩心渗透率增大,采收率增幅增加,但增幅增加速度减小。随储层平均渗透率增加,岩石吼道尺寸增大,不可及体积减小。因此,储层平均渗透率大小会影响聚/表二元复合体系储层适应性,进而影响聚/表二元复合驱增油效果。从技术和经济角度考虑,目标油藏均质储层聚/表二元复合驱合理黏度比(μsp/μo)范围在0.5~1.0。     

非均质油藏特高含水开发期空气泡沫驱实验研究

孤岛油田在经历水驱、聚合物驱和聚驱后水驱等多轮开采后,地下剩余油高度分散,采出液含水高,开采难度加大。如何提高聚驱后油藏的采收率对于提高油田的整体开发效益尤为重要。基于“边调边驱”原则,室内开展了空气泡沫驱提高采收率方法研究。模拟了正韵律高含水油藏地质模型(由高、中、低渗并联岩心管组成)。通过对不同发泡剂质量分数、不同气液比下泡沫体系阻力因子的测定,得到最佳条件为发泡剂质量分数0.5％`和最佳气液体积比1∶1。经室内高、低采出程度下空气泡沫体系的封堵性和调驱性能实验,结果表明,优化空气泡沫的段塞组合,可大大提高不同采出程度下油藏的采收率。第一轮水驱后岩心为15.37％的低采出程度条件下,空气泡沫调驱采收率可提高22.02％;岩心采出程度高达45.53％的条件下,第二轮带有纯空气段塞的泡沫驱采收率可提高9.35％。     

高粘高盐非均质油藏聚/表二元复合驱合理粘度比优化分析

聚/表二元复合驱油技术是特高含水期油藏"稳油控水"的重要技术措施之一。通过岩心驱替实验对高粘高盐非均质油藏聚/表二元复合体系驱油效率及其影响因素进行分析研究,并对聚/表二元复合驱采收率与渗透率变异系数之间的相关性进行研究。结果表明,聚/表二元复合体系驱油效率受岩心渗透率变异系数V_K、原油粘度μ_o和粘度比(μ_(sp)/μ_o)综合影响,在粘度比(μ_(sp)/μ_o)和岩心参数固定条件下,随μ_o增加,水驱和化学驱采收率减小,采收率增幅下降。从技术角度考虑,结合实际情况得到目标油藏非均质储层聚/表二元复合驱合理粘度比。     

聚合物微球调驱工艺优化设计

聚合物微球具有进行深部调驱的性能, 选用纳米聚合物微球与核壳自胶结微球进行室内实验, 对注 入段塞工艺、 不同类型微球组合注入次序与比例以及注入方式进行了系统的优化。结果表明, 相比高质量浓度短段 塞及低质量浓度长段塞, 中等质量浓度中等段塞注入聚合物纳米球工艺综合了以上两种注入工艺的优点, 可以在适 当的时间内获得相对稳定的采收率; 先注入核壳自胶结微球后注入纳米球对于中低渗地层进行深部调驱具有更高 的微球利用率及开发效果, 实验条件下两者的最佳P V数比为1∶1; 间隔注入工艺, 使得微球分布于更为广泛的地 层中, 对于前期形成的新的渗水通道可以进行及时的微球补充, 从而使得采收率持续增长。     

一种适合底水油藏的调驱剂体系研究

考察温度、盐度等因素对优选NPLS凝胶颗粒体系的影响,评价聚合物复合NPLS凝胶颗粒体系的调驱效果。实验表明：随着温度的增加,NPLS凝胶颗粒体系的膨胀倍数增加;随着盐度的增加,体系的膨胀倍数减小;在长填砂管物模调驱实验中,聚合物复合NPLS凝胶颗粒体系具有良好的注入性。     

改性复合交联聚合物弱凝胶调驱剂的研制及性能评价

在复合交联聚合物弱凝胶配方的基础上,进行耐温抗盐方面的改性,得到改性复合交联聚合物弱凝胶.通过改性,其耐温抗盐性能得到显著改善,在温度为120℃,矿化度为10×104mg/L时,基本能保证稳定不脱水不断胶30d.考察了主交联剂、辅助交联剂、HPAM以及改性剂以及稳定剂浓度对其成胶性能的影响.岩心驱替实验结果表明,该弱凝胶体系对非均质地层具有很好的调驱效果,可使水驱采收率得到大幅度提高.