低渗高温油藏聚合物驱研究

针对江苏油田沙七断块低渗高温中盐储层的特点,通过室内聚合物性能评价及注入性实验,探究了该类型区块聚合物驱应用的可行性。对低相对分子质量的梳形聚合物、磺化聚合物和普通聚合物进行初选,梳形聚合物的抗温耐盐能力良好,1000 mg/L聚合物清水溶液的黏度为22.4 mPa·s（25℃）、10.1 mPa·s（83℃）,1000 mg/L聚合物污水溶液的黏度为10.6 mPa·s（25℃）、5.7 mPa·s（83℃）。对4种梳形聚合物（M=480×10⁴～1550×10⁴）进行进一步筛选,其剪切黏度保留率为89%～100%,在83℃老化90 d后的黏度保留率为88.5%～95.1%,抗剪切能力和热稳定性均较好。注入性实验表明,聚合物溶液注入压力随聚合物相对分子质量和浓度的增加而增大;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液可以注入到渗透率50×10^-3μm²的人造岩心中,随聚合物浓度的增大,低相对分子质量的聚合物溶液也有良好的流度控制能力;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液会堵塞渗透率小于30×10^-3μm²的天然岩心,相对分子质量616万的梳形聚合物溶液可以满足渗透率20×10^-3μm²天然岩心的注入性要求。沙七储层聚合物驱宜选用相对分子质量616万的梳形聚合物HF62208。     

基于潜力预测模型的聚合物驱参数敏感性分析

采用流线方法建立了一种新的预测聚合物驱提高采收率潜力的数学模型。给出了该模型的假设条件和基本数学式,讨论了纳入该模型的聚合物驱物理物化参数。利用该模型预测了一个拟三维油藏五点式井网井组模型(5层10 m厚油层,平均渗透率2μm2,渗透率变异系数0.7,孔隙度20%,原始含水饱和度30%,原始地层压力10MPa,温度50℃,地层原油粘度60 mPa.s),以80 m3/d流量依次注水0.4 PV、注1700 mg/L聚合物溶液0.3 PV、后续注水,所得采出程度~含水率曲线与国外数值模拟软件VIP-POLYMER的计算结果一致。利用该模型考察并分析了地层原油粘度(10~90 mPa.s),地层温度(30~80℃),地层水矿化度(5×103~3×104mg/L),渗透率变异系数(0.1~0.9),聚合物溶液粘度(5、10、15 mPa.s),渗透率下降系数(1.5、2.0、2.5),不可及孔隙体积分数(0.5~0.0),吸附性质(无吸附、不可逆吸附、可逆吸附)、聚合物浓度(500~2500 mg/L),聚合物段塞尺寸(0.1~0.6PV),聚驱时含水率(60%~95%)等油藏参数、聚合物性质参数、注入工艺参数对聚合物驱效果(提高采收率或含水率曲线)的影响。图13表3参3。     

大庆中低渗油层聚合物驱可行性室内实验研究

对可用于大庆油田中低渗油藏聚合物驱的聚合物HPAM的适宜分子量进行了研究。取聚合物溶液粘度为12mPa.s(45℃,7.34s-1),由粘浓曲线求得分子量为2.4×106、5.0××106、8.0×106及1.0×107的聚合物溶液浓度应分别为1000、800、6004、00mg/L。指出油藏孔隙半径中值大于聚合物分子线团回旋半径的5倍时,聚合物不会堵塞该油藏。在水相渗透率为9.87×10-3~22.0×10-3μm2的18支储层岩心上,用不同分子量、不同浓度的聚合物溶液测定阻力系数和残余阻力系数,根据注聚合物时和后续注水时注入压差的变化和残余阻力系数值,判断聚合物是否堵塞岩心,确定上述不同分子量聚合物分别适用于水相渗透率为0.01、0.03、0.10、0.20μm2的油藏。在渗透率为0.130~0.214μm2的岩心上,用粘度~12mPa.s的聚合物溶液驱油,注入量~1PV,分子量1.0×107的聚合物对岩心造成堵塞,其余分子量的聚合物提高采收率的幅度,由分子量2.4×106时的6.5%提高到分子量8.0×106时的7.6%。结合试验区先期注入井的结果,分子量8.0×106的聚合物可用于大庆油田大多数中低渗油藏,分子量超过8.0×106时有一部分油藏会发生堵塞。数值模拟表明,在分子量6.5×106、聚合物用量420(mg/L).PV、注入流量0.15PV/a条件下,聚合物溶液浓度由400mg/L增至1200mg/L时,采收率增值仅由6.75%增至7.25%。图1表4参3。     

注聚井用油层保护剂研究及应用

大庆聚合物驱油田20％以上注入井的注入压力已接近或达到油藏破裂压力，压裂或化学解堵改善注入性能的有效期很短。报道了一种注聚油层保护剂的作用机理、室内性能考察及现场应用效果。该剂的作用机理如下：阳离子表面活性剂优先于HPAM在岩石上吸附，吸附层造成疏水环境，吸附层增溶有机酸、醇，形成超薄膜，改变岩石表面性质，稳定剂螯合、屏蔽高价阳离子，减少或防止HPAM吸附、滞留、沉淀造成的堵塞。在室内实验中该剂使HPAM在储层岩屑上的静态吸附量由10．01mg／g减少至0．624mg／g；注入30PV该剂溶液使储层岩心渗透率下降30％，再注入60PV聚合物溶液则下降56．2％，而只注入60PV聚合物溶液则下降75．8％；注入60PV聚合物溶液使3支储层岩心渗透率下降75、0％～79．2％，再注入30PV该剂溶液使渗透率恢复至原值的54．5％～58．3％。4口注聚井先进行化学解堵再注入油层保护剂溶液，注入压力平均下降1．75MVa，有效期超过6～10个月。图2表2参2。     

河南油田双河区块注聚井堵塞机理及APS解堵剂性能评价

针对河南油田注聚区块欠注和注入压力高的状况开展了聚合物堵塞机理研究,并对APS解堵剂进行评价。通过对注聚返吐物的成分组成分析发现,聚合物凝胶占堵塞物总质量的90.98%,是造成注聚井堵塞的主要物质。从室内岩心模拟试验结果来看,APS解堵剂对聚合物溶液造成的堵塞起到了较好的解堵作用,当渗透率接近1D时,渗透率恢复率可达到71.72%;但对聚合物凝胶造成的堵塞的解堵效果不太理想,当岩心渗透率为1.012D时其渗透率恢复率为57.00%,不能达到有效解堵的要求。增大APS解堵剂的质量分数对聚合物溶液的解堵有较好效果,渗透率恢复率提高了6.63个百分点;但对凝胶解堵效果不大,只增加了2.92个百分点。化学解堵后提高注入压力可以增加岩心渗透率的恢复率,提高解堵有效率。注入压力增幅越大,岩心渗透率恢复率越好。但注入压力并不能无限制提升,注入压力应小于地层破裂压力。     

高效洗油剂吞吐与油井堵水结合技术研究

题示油井增产技术适用于高含水非均质砂岩油藏,实施步骤如下:①高压注水入油井,使中低渗层压力升高;②注入高效洗油剂;③依次注入成冻时间tG递减的选择性堵水剂;④注入过顶替液;⑤关井候凝后开井生产。叙述并图示了技术原理。由目的油田条件下的等界面张力图并考虑损耗,确定0.8%的一种阴离子表面活性剂溶液为洗油剂,注入量为80 m3/m高渗层。所选3种堵水剂分别为聚合物/有机铬体系(tG=5 d,45℃7、.34 s-1初始粘度η0=10.2 mPa.s)和聚合物/无机铬体系(3 d,20.5 mPa.s和1 d,28.6 mPa.s),三者体积比50∶30∶20,总用量按处理半径18 m计算。过顶替液为η=32.9 mPa.s的聚合物溶液,将堵剂推至距井筒3 m以远。在大庆喇嘛甸油田一聚合物驱后水驱至含水98%、采出程度>50%的区块,在6口油井成功试用该技术,单井平均注入工作液1383 m3,实施较早的4口井增产油减产水,初期含水下降幅度2.6%~21.8%,有效期170~665 d,经济上可行。图2表1参8。     

海上注聚油田复合解堵修井液的研究与应用

针对渤海注聚油田聚合物堵塞问题,开发复合解堵修井液体系,利用修井作业窗口期解除近井地带聚合物堵塞,恢复油井产能。复合解堵修井液体系由主剂氧化剂和辅剂高效清洗剂、螯合剂组成。采用垢样静态溶解和动态岩心驱替实验评价复合解堵修井液对聚合物堵塞物溶解能力。室内实验表明,该体系具有良好的聚合物降解、洗油和金属阳离子螯合能力,24小时可完全溶解含油聚合物垢样中的有机组分。动态驱替实验表明,对于聚合物伤害后的岩心,注入复合解堵修井液体系后,岩心渗透率恢复率达96%。该体系已应用于注聚油田油井修井作业,具有明显的提液增油能力,为海上注聚油田利用修井作业窗口期提升油井产能提供了有力支持。     

聚驱后阳离子聚合物HCP提高采收率机理研究

对胜利孤岛聚驱后油藏阳离子聚合物HCP驱油效果和机理进行了实验研究。HCP为用环氧丙基三甲基氯化铵醚化的淀粉。实验溶液用矿化度5.1 g/L的模拟油田污水配制,驱替用HPAM溶液浓度1.2 g/L,室温黏度10.1 mPa.s,HCP溶液浓度8 g/L,室温黏度7.8 mPa.s。0~20 g/L HCP溶液70℃下与孤岛中二南脱气原油(黏度121.8 mPa.s)间的界面张力为11.3~8.87 mN/m,室温下使油湿、弱水湿矿物表面接触角变小,亲水性增强;HCP与HPAM溶液相混时产生白色絮状沉淀,质量比为10∶1时沉淀量最多。在渗透率0.29~1.00μm2的含黏土石英砂胶结岩心中注入1 PV 0.2~1.2 g/L的HCP溶液,使水相渗透率降低58.4%~94.0%。采用表面弱油湿的石英砂填充可视化平面模型,用黏度52.46 mPa.s的模拟油驱替至束缚水饱和,在水驱、聚驱(0.3 PV)、后续水驱(0.2PV)之后注入HCP溶液,观测到残余油启动,形成富集油带,波及面积扩大至几乎全模型。采用渗透率5.1和1.2μm2的储层砂充填管并联模型和70℃黏度73 mPa.s的模拟油,按相同程序完成后续水驱后注入0.3 PV HCP溶液并水驱,高、低渗管和全模型采收率增值分别为3.26%、4.84%、4.04%,在相同条件下改注0.4 PV超低界面张力表面活性剂体系并水驱,相应的采收率增值仅分别为0.74%、1.56%、1.15%。图2表4参9。     

一种聚合物复合解堵剂的研究与评价

为解决注聚过程中随时间延长与注入量增加造成渗流通道堵塞而引起的注入压力增加、减产停产、降低采油效率等问题，以过氧化物降解聚合物为基础，研究一种以食品级稳态二氧化氯为主剂的复合解堵剂，并对主剂的降黏率随浓度、时间的变化规律进行数据拟合，得到最佳主剂浓度，并对复合解堵剂进行静态与动态性能评价。结果表明：主剂的最佳质量分数为2.5%，复合解堵剂对羟丙基胍胶、部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)聚合物溶液的降黏率均超过95%，腐蚀速率相对空白组降低87.29%，对硫酸盐还原菌(SRB)以及腐生菌(TGB)的30 min除菌率可达100%，对聚合物污染的岩心解堵前渗透率为5.65×10^-2μm²，解堵后渗透率恢复到0.173μm²，解堵效果明显。     

JZ9-3油田注聚井安全解聚剂研制及评价

针对JZ9-3油田长期注聚造成堵塞问题,分析了W井堵塞物成分和特征。通过氧化剂和稳定剂的筛选及优化,研制成一种安全解聚剂,并进行了堵塞物溶蚀、一维填砂管模型驱替实验、腐蚀速率的性能评价。结果表明,过碳酰胺对高浓度聚合物溶液和凝胶的降黏率均能达到99%;加入稳定剂后,可以控制活性氧释放速率,在60℃下静置72 h仍能保持8%活性氧含量,大幅度地提高了解聚剂的安全性。解聚剂对堵塞物溶蚀率达到91.6%,解堵后渗透率恢复率达到305%,具有低腐蚀速率、不产生氧气的特点,确保现场施工的安全。在W井现场解堵施工应用中表明,该解聚剂对长期注聚产生的堵塞具有良好的解除效果。     

聚合物微球体系室内筛选与评价

选取3种纳米级聚合物微球A-1、D-2和M-1，考察其在70℃下现场采出水中的溶胀性能及在岩心中的封堵能力。结果表明，聚合物微球D-2具有较好的溶胀和封堵性能。通过物模驱油试验，确定了微球D-2的最佳驱油条件：高渗管渗透率小于1．7μm^2，双管渗透率级差小于2．6；采用“平注慢采”的驱替方式，即一次水驱和注入聚合物微球的驱替排量采用1．5mL／min，后续水驱驱替排量采用0．5mL/min；聚合物微球段塞组合模式为5000mg／L溶液0．05PV＋2000mg／L溶液0．1PV。在此条件下，聚合物微球体系驱油效果较为理想。     

聚合物驱后恢复水驱提高采收率方法平板模型试验研究

通过室内物理模拟试验比较2种聚合物驱后的提高采收率方法,并考虑不同渗透率级差模型对聚合物再利用技术的影响,得到聚合物驱后对地下聚合物溶液再利用技术和效果的认识。研究表明:在聚合物驱-水驱-深部调剖-活性水驱的试验中,聚合物驱后恢复水驱,因水的流度远高于聚合物溶液的流度,会产生严重的指进现象,降低了水的波及系数;同时大量水体又会严重稀释深部调剖剂,使其强度减弱,调剖效果变差。在聚合物驱-水驱-絮凝和固定-深部调剖-活性水驱的试验中,可通过絮凝剂对水驱稀释的聚合物溶液絮凝再利用,形成絮凝体对高渗透层产生封堵,再注入固定剂溶液进入聚合物浓度较高的次高渗透层,通过交联形成交联体起到深部调剖和驱油作用。在3种渗透率级差的平板模型试验中,对絮凝和固定技术进行了对比试验,证实该技术具有一定的有效期,产生的絮凝体和交联体强度较高,为后续深部调剖和活性水驱奠定了良好的基础,同时该技术具有成本低廉、采出程度高、对中低渗透层的伤害程度小及对地下存在聚合物再利用程度高等优点。     

影响聚合物驱采收率因素的研究

通过室内物理模拟驱油实验,考察了水油黏度比、地层渗透率、聚合物注入量对聚合物驱效果的影响.结果表明,当岩心渗透率为1.5μm2,地下原油黏度为50.7 mPa·s时,聚合物驱的合理水油黏度比为0.06 ～0.6;聚合物驱提高采收率的最佳地层渗透率为2.0 μm2;水驱后转注浓度为3 000 mg/L的聚合物溶液,提高采...     

络合剂提升聚合物增黏能力实验研究

选用L1、L2、草酸钠作为络合剂,分别测定加入不同浓度络合剂后HPAM(部分水解聚丙烯酰胺)溶液的黏度,对比水驱后注入聚合物溶液和加入草酸钠溶液的复配体系的驱油效果。实验结果表明,随着L1、L2、草酸钠浓度的增加,聚合物溶液黏度呈现先逐渐增加至峰值后减小的变化规律。当聚合物溶液中分别加入100 mg/L的L1、200 mg/L的L2、300 mg/L的草酸钠时,黏度分别达到峰值74.1 mPa·s、89.3 mPa·s、90.1 mPa·s。与无络合剂相比,相同浓度的聚合物溶液添加200 mg/L的草酸钠可以使得体系驱较水驱提高采出程度再增加4.23%。由此可见,加入草酸钠作为络合剂可以有效的提高聚合物溶液的化学驱采出程度,络合剂的用量直接影响聚合物溶液的黏度,为了达到最佳增黏效果,在使用中应根据经济成本和聚合物溶液的增黏率来综合选择。     

二元体系与油层渗透率的匹配关系——以克拉玛依油田七中区克拉玛依组下亚组砾岩油藏为例

克拉玛依油田七中区油层气测渗透率主要分布在28.8~300.0 mD,渗透率级差大,部分区域存在高渗窜流通道。在二元体系驱先导试验过程中,由于对二元体系与储集层物性的匹配关系认识不清,部分井组油层堵塞,油井产液能力大幅下降,亟需确定二元体系与油层渗透率的匹配关系。针对扩大试验区的油藏特征,利用不同渗透率的岩心开展二元体系注入性实验,根据阻力系数、残余阻力系数和黏度损失率,进行注入性综合评价。结果表明,储集层气测渗透率不大于30.0 mD时,低分子量10~50 mPa·s、中—高分子量10~20 mPa·s的二元体系注入性好;气测渗透率为30.0~100.0 mD时,适合注入低—中分子量10~50 mPa·s、高分子量10~35 mPa·s的二元体系;气测渗透率为100.0~300.0 mD时,低—高分子量10~50 mPa·s的二元体系注入性皆宜。     

聚驱后缔合聚合物三元复合驱提高采收率技术

三元复合驱是大庆油田聚驱后进一步提高采收率的重要途径,其驱油体系须保证超低油-水界面张力,且能大幅提高波及能力。通过研究烷基苯磺酸盐（ABS）-缔合聚合物（HAPAM）-NaOH三元复合驱体系的性能,并与超高分子量部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）三元复合体系进行对比。研究结果表明,HAPAM三元复合体系在NaOH浓度为0.5%~1.2%、ABS浓度为0.025%~0.300%时具有良好的界面活性,油-水界面张力可达10^-3mN/m数量级。0.16%HAPAM-0.3%ABS-1.2%NaOH三元复合体系黏度达108.8 mPa ·s,采用HPAM达到相同黏度其浓度为0.265%,因此HAPAM可降低聚合物用量40%。驱油实验结果表明,在相同黏度下,HAPAM三元复合体系在不同孔隙介质中均能提高聚驱后采收率13%以上,比HPAM三元复合体系多提高采收率6%以上。HAPAM三元复合体系具有更高的阻力系数与残余阻力系数、更好的黏弹性以及乳化稳定性,可以为大庆油田聚驱后提高采收率提供新的技术手段。     

交联聚合物溶液的热稳定性

 采用黏度法、核孔膜过滤和动态光散射(DLS)法, 研究了高相对分子质量、低浓度的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)与柠檬酸铝(AlCit)反应所形成的交联聚合物溶液(LPS)的热稳定性、HPAM降解后与AlCit反应所形成的体系的封堵性能及降解机理. 结果表明, 在较低温度下(40～60℃), HPAM与 AlCit反应所形成的LPS能够长时间地稳定存在, 对1.2μm的核孔膜有很好的封堵效果. 而在较高温度下(70～110℃), 所形成的LPS很快降解, 不能对核孔膜形成有效封堵; 温度越高, 降解速率越快, 对核孔膜的封堵性能越差. LPS高温降解后封堵性能下降的原因是LPS中交联聚合物线团(LPC)尺寸变小, 平均表观流体力学半径从降解前的292nm减小到39.9nm左右. HPAM高温降解后与AlCit反应所形成的交联体系不能对1.2μm的核孔膜产生有效封堵.     

聚合物驱前后储层含油性与渗透性变化特征试验研究

注入聚合物溶液后,储层的含油性和渗透性将发生相应的变化。通过聚合物驱岩心试验,对比分析了注聚合物前后岩心的束缚水饱和度、残余油饱和度、绝对渗透率和相对渗透率的变化特征。试验结果表明,和注聚合物前相比,注聚合物后岩心的束缚水饱和度增大,残余油饱和度明显减小,而岩心的绝对渗透率变化不大,聚合物/油体系的相对渗透率曲线除具有水湿岩心相渗曲线的典型特征外,其水相的相渗曲线及其端点值明显低于常规油/水体系的相渗曲线,而且降低幅度随束缚水饱和度增大而增大,但其油相相渗曲线与常规油/水体系的油相相渗曲线的差距很小。     

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。     

稠油油藏污水活性碱/聚二元复合驱室内试验研究

羊三木油田碱/ 聚驱先导试验存在现场污水配制碱/ 聚二元复合驱体系时出现结垢堵塞地面管线、聚合物严重降解等问题，为此开展了污水配制新型碱/ 聚合物二元复合驱体系研究。采用抗钙镁结垢能力强、降低界面张力幅度大的活性碱与污水聚合物匹配，分析在污水配制条件下，不同碱型与聚合物匹配的驱油能力，以及在原油黏度高达530 mPa·s 时能否继续开展二元复合驱的问题。研究结果表明 :原油黏度为530 mPa·s，污水配制活性碱/ 聚合物二元复合体系溶液黏度为45 mPa·s 时，油水界面张力达到10－3 数量级，活性碱/ 聚合物二元复合驱比纯水驱提高采收率17% 以上；在原油黏度确定及油水界面张力已降至超低值时，超过碱/ 聚二元体系溶液浓度技术临界点后，即使继续增加溶液黏度，采收率也不会大幅度增加。该研究为普通稠油油藏注水开发后期化学驱提高采收率提供了新型有效的技术手段。