F1断块E1f2^3聚合物微球调驱先导试验研究与应用

聚合物微球调驱是中低渗油藏高含水开发后期提高采收率的一项技术。在Fl断块F4-F9井组开展了聚合物微球调驱先导试验。通过室内岩心实验,筛选了与油藏匹配的聚合物微球,利用油藏数值模拟技术,进行了调驱参数的敏感性评价;通过效果预测指标对比,优化设计了调驱方案。现场聚合物微球调驱试验中,Fl断块的开发效果得到了初步改善,个别对应油井初步见效。     

交联聚合物微球深部调驱技术及其应用

交联聚合物微球的颗粒粒径和溶胀性能是影响调驱效果的主要因素.为提高交联聚合物微球在高含水、强非均质性油藏深部调驱中的应用效果,通过粒径实验、岩心驱替实验等对交联聚合物微球分散体系的性能进行了评价.结果表明:交联聚合物微球在60℃条件下、用孤岛回注污水溶胀10d后,粒径中值增大了34倍;交联聚合物微球分散体系的单管封堵率大于92%,双管岩心驱油实验提高采收率大于11%,交联聚合物微球分散体系完全能够满足孤岛油田高渗透油藏深部调驱的要求.在GD2-24斜516井组实施了交联聚合物微球分散体系深部调驱现场试验,注水井油压上升了2.9MPa,对应一线油井见效高峰期含水率下降了5.6%,单井平均增产原油5t/d.表明交联聚合物微球深部调驱是改善注水剖面和降低油井含水率的有效方法.     

BZ25-1油田沙二段储层纳米微球调驱体系研究

本文基于聚合物微球调驱机理研究,针对BZ25-1油田开发现状,在室内开展聚合物微球筛选及性能评价研究,为油田现场聚合物微球调驱技术的实施筛选出最佳的调驱剂。通过物理模拟实验,对药剂体系的封堵性能和调驱性能进行研究。实验结果表明:BZ25-1油田用聚合物微球平均直径100nm,水化时间3-5天,膨胀性较好,抗压强度优良。聚合物微球在高低渗岩心中的封堵率分别为94.56%和92.78%,且聚合物微球体系对非均质油藏具有较好的驱油效果,在高低渗层采收率分别提高19.3%和9.2%。     

低渗油藏用聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系

针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上,优化了复合调驱各段塞的注入参数,评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性,最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L),在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。     

沈67块聚合物微球调驱技术可行性研究

结合沈67块油藏特征,研究了交联聚合物微球ESsc深部调驱体系封堵性能,进行聚合物微球室内岩心驱油模拟实验。实验结果显示:微球ESsc驱油时,当岩心渗透率在(500～3500)×10-3μm2范围内,微球驱对应采收率相对稳定,能满足化学驱提高采收率要求。另外,针对油藏孔隙吼道的多分布特征,在选择微球作为主调驱段塞时,应对特大孔隙采用过250目延迟体膨型颗粒调剖剂进行先期调剖。2009年在沈67块实施聚合物微球体系深部调驱先导试验,取得了较好效果。     

用于双河油田 95℃油藏的双分散调驱体系性能评价

为获得适合高温、中低渗透油藏条件的调驱体系,将与地层孔喉直径相匹配的聚丙烯酰胺类(TS-1)微球与耐温抗盐聚合物KYPAM-10混配制得双分散体系,研究了TS-1微球的悬浮性、双分散体系的热稳定性、封堵性和调剖性能。结果表明,TS-1微球在双分散体系中的悬浮性良好;聚合物和TS-1微球的配伍性较好,在95℃烘箱老化180 d后的体系黏度保留率大于80%;随老化时间延长,微球粒径略有增加。双分散体系的注入性和运移性良好,对岩心的封堵率和残余阻力系数大于单一微球体系。在双管并联岩心中注入0.5 PV双分散体系(1500mg/L KYPAM-10+500 mg/L TS-1微球),低渗岩心分流率从20%增至60%,有效地改善了低渗岩心吸水能力。双分散体系驱油效果较好,可在水驱基础上提高采收率24.15%,比单一聚合物驱提高采收率5.78%,可用于双河油田95℃油藏的调剖驱油。     

聚合物微球有效作用距离对调剖效果的影响——以高浅南油藏为例

为研究非均质油藏采收率与聚合物微球运移距离的关系,优化微球注入量,利用三层非均质岩心开展不同微球注入量下的驱油、调剖实验。实验结果表明:对于非均质性较强的油藏,采用聚合物微球调剖效果显著,采收率提高幅度随微球注入量增加而增大;微球的运移倾向于优先进入高导流能力的水窜通道,在大孔道孔喉处实现聚并、架桥封堵,可有效提高后续驱油剂波及体积;微球在油藏中的运移距离对提高采收率效果影响很大,只有当微球运移至油藏深部(深调)时,才可充分发挥其调剖作用。根据高浅南油藏条件,为保证微球能够发挥深调效果,只需注入微球0.20 PV(PV为高渗层孔隙体积)。微球深调-强乳化剂驱复合技术比较适用于高浅南油藏,应用该技术可在表面活性剂驱基础上再提高采收率17.88百分点以上。     

BZ25-1油田沙二段储层聚合物纳米微球调驱体系的研究

针对BZ25-1油田开发现状,在室内开展聚合物纳米微球调驱体系性能评价,通过物理模拟实验,对其封堵和调驱性能进行研究。结果表明,BZ25-1油田用聚合物微球平均直径100nm,水化时间3~5 d,膨胀性较好,抗压强度优良。聚合物微球在高低渗岩心中封堵率分别为94.56%和92.78%,且对非均质油藏具有较好的驱油效果,在高低渗层采收率分别提高19.3%和9.2%。     

高温高盐油藏新型表面活性剂微球复配体系调驱实验

为改善西达里亚油田水驱后开发效果,针对其高温高盐的油藏条件,选用抗温耐盐性好的低界面张力表面活性剂体系SA与实验室自制的抗温耐盐型弹性微球Z10进行复配,采用表面活性剂微球复配体系调驱来提高驱油效率。模拟高温高盐的油藏条件,对新型表面活性剂微球复配体系进行调驱的压力和阻力变化特征研究,并分别开展了均质与非均质条件下的调驱提高采收率物理模拟实验。结果表明,表面活性剂微球复配体系在岩心渗透率为200×10-3~1 000×10-3μm2的调驱特性最佳,注入性好且能形成有效封堵,注入压力规律性大幅波动,阻力系数高达7以上。表面活性剂微球复配体系与注入表面活性剂的驱油对比实验结果表明,前者增油降水效果明显,采收率大幅提高,总采收率较表面活性剂驱的高约14%,很好的发挥了微球"调"与表面活性剂"洗"的双重作用。此外,表面活性剂微球复配体系在非均质条件下能够改变流体和压力的分布,有效地开采低渗透率层,也具有良好的调驱提高采收率效果。     

基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究

针对特高含水开发阶段水油比急剧上升、注水量大幅增加和现有技术适应性差等问题,采用非均质物理大模型探索了进一步提高水驱后和聚合物驱后特高含水油藏采收率的方法。研究了聚合物驱-井网调整、自聚集微球-活性剂驱等不同驱替阶段含油饱和度的分布特征,分析了试验过程中注入压力、采收率的变化情况。研究发现,采用井网调整改变流线方向结合聚合物驱扩大波及系数的方法,可使水驱后处于特高含水期油藏的采收率提高26.0%;自主研发的自聚集微球能够运移至油层深部封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂发生液流转向,进入剩余油潜力区,从而提高聚合物驱后特高含水期油藏的驱油效率,自聚集微球-活性剂体系的残余阻力系数是聚合物的1.5~1.6倍,可使聚合物驱后特高含水油藏的采收率提高5%以上。研究结果表明,水驱后特高含水期油藏可采取井网调整结合聚合物驱的方法提高其采收率,而对于高波及系数和高采出程度的聚合物驱后油藏,可采用微球活性剂相结合的深部调堵驱油方法提高其采收率。      

非均质油藏聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系

为了进一步提高非均质油藏水驱开发后的采收率,将聚合物微球与表面活性剂相结合,研发出一种适合非均质油藏的聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系.文中对聚合物微球和表面活性剂的最佳注入质量浓度和注入量分别进行了评价,并在此基础上开展了三层非均质岩心驱油实验.研究结果表明:聚合物微球JWQ-11具有良好的膨胀性能和封堵性能,当JWQ-11质量浓度为2000mg/L、注入量为0.3 PV时,对不同渗透率岩心的封堵率均在90％以上;表面活性剂SGS-Ⅱ具有良好的界面活性和驱油效果,当SGS-Ⅱ质量浓度为2 500 mg/L时,油水界面张力降低至10-3mN/m数量级,当其注入量为0.3 PV时,低渗岩心水驱后采收率提高12.0百分点以上;水驱后,聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系和后续水驱总共提高采收率24.2百分点.现场应用结果表明:W31井组实施聚合物微球-表面活性剂复合调驱措施后,注入井高渗层吸液量下降,低渗层吸液量增大,生产井日产油量提升1倍以上,含水率明显下降,达到了良好的增油效果.     

微球/表面活性剂复配调驱体系的优选与评价

为改善西达里亚油藏水驱后开发效果,进行了新型调驱研究。将不同质量浓度微球Z10与表面活性剂SA及A37进行复配优选,对优选出的复配调驱体系进行封堵和分流特性评价,并进行了不同体系间的提高采收率效果对比。实验结果表明:适宜的复配情况为0.3%Z10+0.25%SA,此复配调驱体系具备良好的深部封堵性能,阻力系数呈波动式上升,最高可达到8,并且能不断地调和高、低渗透层,发挥选择性封堵及液流转向的作用,适用于非均质性油藏。此外,复配调驱体系能同时发挥微球"调"和表面活性剂"洗"的作用,增油降水效果明显,阶段采收率达18.27%,其驱油效率高于单独微球及表面活性剂驱。     

裂缝性低渗透油藏聚合物微球/表面活性剂复合段塞调驱技术

针对裂缝性低渗透油藏注水开发易出现水窜、水淹的现象,为改善水驱后的开发效果,将聚合物微球的调剖作用和表面活性剂的驱油作用结合起来,形成了聚合物微球/表面活性剂复合段塞调驱技术,室内评价了聚合物微球MQ-3的膨胀性能、封堵性能、表面活性剂GSR-1的界面性能,并评价了聚合物微球和表面活性剂之间的配伍性,在此基础上,采用高、低渗岩心并联的方式评价了复合调驱体系的驱油效果。结果表明,聚合物微球在温度为120℃时膨胀倍数可以达到6. 74倍,具有良好的膨胀性能;对渗透率为30～150 m D的岩心,聚合物微球具有良好的注入性和封堵能力;表面活性剂溶液在120℃下放置30 d后界面张力值仍能保持在10-3m N/m数量级,具有良好的界面活性;同时,聚合物微球和表面活性剂之间具有良好的配伍性。在非均质条件下,复合调驱体系对低渗岩心的驱油效果明显好于单独使用表面活性剂驱,能使低渗岩心水驱后提高采收率达23. 30%。现场应用结果表明,调驱措施后注水井注入压力升高,生产井日产油量上升,含水率下降,控水增油效果显著。     

高渗油藏聚合物溶液携带弹性微球驱室内实验

聚合物驱油技术用于复杂断块高渗油藏注水开发后期提高采收率将面临两个问题:一是聚合物沿高渗透层水淹层过早地窜流;二是在特高含水期聚合物驱的效果会降低。为此研究了在高渗油藏条件下,利用聚合物溶液携带弹性微球的新方法,来增加聚合物溶液在驱油过程中的渗流阻力,进一步扩大波及体积,提高驱油效率。实验研究了弹性微球在油藏条件下的抗温抗盐热稳定性等理化指标,弹性微球在地层温度65 ℃条件下,60 d内均保持原有现状;聚合物溶液携带微球后,与单纯聚合物溶液驱相比,弹性微球产生的阻力系数为1.5,残余阻力系数为1.2;浓度为1500 mg/L聚合物驱比水驱提高采收率13.5个百分点,浓度为1000 mg/L聚合物+500 mg/L弹性微球后,比水驱提高采收率17.3个百分点,比单纯1000 mg/L聚合物驱采收率增加4.8个百分点,比浓度为1500 mg/L纯聚合物驱采收率增加3.8个百分点。     

交联聚合物微球在深部调驱中的应用

油藏非均质性是制约采收率提高的关键因素,交联聚合物微球调驱技术是解决这一问题的重要技术手段.低渗透油藏复杂的孔隙结构,深海、深井油藏中高盐、高温等恶劣油藏环境,对微球注入、封堵、深入、耐温、耐盐等性能提出了更高的要求.综述了交联聚合物微球的调驱机理、制备方法及矿场试验应用的研究进展与目前存在的问题,并提出交联聚合物微球...     

聚驱后油藏井网调整与深部调剖三维物理模拟实验

针对聚合物驱后油藏剩余油分布特点,提出了井网调整与深部调驱相结合的提高采收率方法。孤岛油田中一区Ng3注聚区为模型原型,以相似准则为理论基础,设计并制作了平面非均质三维物理模型;研制了具有自组装特性的聚合物微球,优选出由BS与AES复配而成适用于目标油藏的乳化剂体系;原始一注四采五点法井网注聚后采收率为34.1%,在进行驱替试验的同时,采用电阻率法测量了模型中含水饱和度分布;调整原始井网,对非均质油藏模型分别注入聚合物溶液和聚合物微球与乳化剂复合体系深部调驱2组实验。结果表明,2个方案均可以提高聚驱后油藏采收率,单一聚合物溶液提高6百分点,而聚合物微球与乳化剂复合体系可提高采收率16百分点。分析各驱替阶段剩余油分布情况,聚合物微球与乳化剂复合体系能够封堵高渗层,使后续驱替液转向进入两侧低渗区域。     

纳米微球与表面活性剂复合调驱体系研究与应用

针对高温高盐低渗透油藏注水开发中出现的含水率高、采收率低以及常规表面活性剂驱等措施难以发挥有效作用的问题,提出将耐温抗盐型纳米微球SQ-5和新型阴-非离子表面活性剂FA-2相结合的复合调驱技术,采用纳米微球/表面活性剂复合调驱体系来提高低渗透油藏水驱后的采收率。室内评价了复合调驱体系的性能,并优化了纳米微球和表面活性剂的注入参数。结果表明,纳米微球和表面活性剂均具有良好的耐温抗盐性能,在温度为120℃、矿化度为257300 mg/L时仍具有良好的性能;复合调驱体系的最佳注入参数为0.5PV的纳米微球溶液（1500 mg/L）和0.5 PV的表面活性剂溶液（1000 mg/L）;单独表面活性剂驱体系和复合调驱体系能在水驱的基础上分别提高采收率为12.43%和27.28%,可以看出,复合调驱体系取得了更好的驱油效果。矿场试验结果表明,调驱后注水井压力升高,对应油井产油量上升,含水率下降。说明纳米微球/表面活性剂复合调驱技术适合在高温高盐低渗透油藏中应用。     

非均质油藏深部调驱用聚合物微球的制备及性能评价

为解决常规丙烯酰胺类聚合物微球在高温高盐非均质油藏中应用效果较差的问题,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和改性环状单体(NW-1)为合成原料,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺和有机锆作为交联剂,制备了一种具有双重交联结构的聚合物微球SAM-2,室内评价其长期热稳定性能、黏弹性能、深部运移能力、剖面改善效果以及驱油效果,分析了调驱机理,并成功进行了现场应用。结果表明,聚合物微球SAM-2在储层温度(110℃)和矿化度(10.2×10⁴mg/L)条件下老化180 d后仍能够具备较高的黏度和良好的膨胀性能,具有良好的耐温抗盐性能和长期热稳定性能。聚合物微球SAM-2的黏弹性能较好,且具有较强的深部运移能力。注入长岩心后能够在深部区域产生有效的封堵,并能有效地改善非均质岩心的吸水剖面,注入聚合物微球后高、低渗透岩心的剖面改善率可以达到98.7%。三层非均质岩心水驱结束后注入0.5 PV聚合物微球SAM-2,可使采收率继续提高25.34百分点,调剖驱油效果较好。现场应用结果表明,M-101井采取聚合物微球SAM-2深部调驱措施后,平均日产油量提升56....     

克拉玛依油田红山嘴砾岩油藏开采方式探讨

红山嘴油田属克拉玛依Ⅱ类砾岩油藏,已有20多年的注水开发历史,虽然采出程度较低,但综合含水率较高,注采矛盾十分突出.针对该油田主力区红48断块克下组油藏,在室内和矿场试验的基础上,利用数值模拟手段,对该油藏后期水驱、聚合物驱和深部调驱等技术进行了研究.结果表明:目前条件下,水驱开发油藏最终采收率可以达到标定采收率;聚合物驱能够实现稳油控水和提高油藏最终采收率,但措施成本高和需要改善配液水质;深部调驱技术虽然在提高采收率方面略次于聚合物驱开发,但能较好地克服聚合物驱所面临的问题.综合分析认为,深部调驱技术是目前条件下改善该油藏开发效果较好的开采方式.     

聚合物微球油藏适应性评价方法及调驱机理研究

以大庆油田储层和流体物性为模拟对象,采用注入压力、含水率和采收率等评价指标,对聚合物微球油藏适应性评价方法及调驱机理进行研究。实验结果表明,随着水化时间的延长,微球吸水膨胀倍数(Q)增加,初期膨胀较快,之后膨胀减缓。与SMG_W相比,SMG_Y的Q增长较慢,Q较小。与聚合物相分子聚集体尺寸相比,SMG_W和SMG_Y微球状态粒径分布范围都较窄,具有更大的不可及孔隙体积。聚合物微球SMG_W和SMG_Y通过岩心时,压力达到稳定时的岩心渗透率极限值为237×10~(-3)μm~2和712×10~(-3)μm~2。聚合物微球调驱的调驱机理与聚合物驱不同,微球进入较大孔隙滞留和产生封堵作用,水进入较小孔隙发挥驱油作用。微球恒压实验的采收率增幅大于恒速实验的值,聚合物微球调驱(模型Ⅳ)的增油效果要优于聚合物驱(模型Ⅱ)的增油效果。