新型非均相复合驱油方法

利用流变仪、界面张力仪、激光粒度仪、微观驱油和驱油物理模拟等装置,通过实验筛选出了驱油用黏弹性颗粒驱油剂（PPG）样品,评价了其应用性能;研究了PPG与聚合物及表面活性剂间的相互作用规律,设计了非均相复合驱油体系,评价了其在胜利油田高温高盐、聚合物驱后油藏条件下的提高采收率效果。结果表明,驱油用PPG能够在多孔介质中运移并通过在孔喉处的堆积-堵塞-压力升高-变形通过来改变已形成的优势通道,具有比聚合物更强的扩大波及能力。PPG与聚合物复配后能够增强体系的黏度与黏弹性能,因而PPG与表面活性剂和聚合物组成的非均相复合驱油体系具有比聚合物驱更强的扩大波及体积能力和与复合驱相似的洗油能力。在双管模型渗透率级差为（1000∶5000）×10^-3 μm² 时,在胜利油田高温高盐油藏条件下可提高采收率22.5%,在胜利油田孤岛中一区Ng3聚合物驱后的油藏条件下,可进一步提高采收率19.1%。     

中高渗胶结油藏聚合物驱后非均相复合驱技术

双河油田始新统核桃园组Ⅳ1-3层系具有高温和中高渗的特点,聚合物驱后进入特高含水阶段,需要进一步提高采收率技术。非均相复合驱油体系兼具扩大波及体积和提高洗油效率的作用,可以有效调整剖面,控水增油。基于黏弹性和界面活性,研究了非均相复合驱油体系的长期热稳定性,利用单根岩心研究其注入性和运移方式,利用双管并联岩心驱替实验评价其驱油效果。研究结果表明,非均相复合驱油体系为黏弹性复合体系,弹性占主导地位。其黏度较聚合物驱油体系高58%~197%,弹性模量较聚合物驱油体系高67%~227%。界面张力处于10^-3 mN/m数量级,具有良好的洗油作用。非均相复合驱油体系具有良好的长期热稳定性,老化180 d后,黏度和弹性模量保留率超过100%,界面张力仍处于10^-3 mN/m数量级。非均相复合驱油体系注入性好,能够在高强度聚合物驱后进一步提高采收率16.93%。非均相复合驱油体系的运移方式为运移、堆积、封堵、变形通过,通过启动低渗区被毛细管力束缚的剩余油,使油相饱和度显著降低。将非均相复合驱的应用范围从低温、高孔高渗疏松油藏拓展到了高温、中高渗胶结油藏。     

非均相复合驱油体系设计与性能评价

为进一步提高聚驱后油藏采收率,针对聚驱后油藏非均质性强、剩余油普遍分布的特点,提出了非均相复合驱油体系。非均相复合驱油体系包括黏弹性颗粒驱油剂（PPG）、表面活性剂和聚合物。通过研究黏弹性颗粒驱油剂的溶胀能力、黏弹性、滤过能力和在岩心中运移性能,及其与表面活性剂、聚合物之间相互作用,得到了适合于胜利高温高盐油藏和聚合物驱后油藏的非均相复合驱油体系1000 mg/L PPG＋1000 mg/L聚合物＋0.3％胜利石油磺酸盐＋0.1％非离子表面活性剂1709。结果表明,PPG可遇水溶胀,耐盐性能好,在油藏中具有封堵和运移性能,较单一聚合物能够更好地提高波及体积。在含水98％条件下注入0.3倍孔隙体积的非均相复合驱油体系,聚合物驱后提高采收率13.6%(OOIP)。该体系可应用于高温高盐油藏或聚合物驱后油藏大幅度提高采收率。     

基于储层孔喉匹配的非均相复合驱技术研究与矿场实践 ——以胜坨油田一区沙二段1-3砂组聚合物驱后单元为例

非均相复合驱油体系与储层孔喉匹配性是实现驱油体系有效注入和大幅度提高原油采收率的关键因素,基于物理模拟研究,建立黏弹性颗粒驱油剂与多孔介质孔喉匹配关系图版。优选胜坨油田一区沙二段1-3砂组聚合物驱后油藏典型单元作为先导试验区,在目标储层孔喉特征分析的基础上,依据所建立的匹配关系图版,研制适合目标储层的黏弹性颗粒驱油剂,联同聚合物与阴非两性表面活性剂构建适合目标储层的高效非均相复合驱油体系。研究结果表明,非均相复合驱技术能有效动用不同类型、不同孔径孔隙中的剩余油,提出非均相复合驱油体系对剩余油的微观动用机制。矿场实践证实,试验区注入井注入压力上升了4.7 MPa,启动压力上升了5.1 MPa,平均阻力系数达1.7,矿场油藏压力分布更加均匀,驱替更加均衡;截至2020年5月,试验区已取得显著降水增油效果,生产井综合含水率下降了6.3%,日产油量由39 t/d升至141 t/d,数值模拟预测在聚合物驱后可进一步提高原油采收率7.6%,非均相复合驱技术具有广阔的推广应用前景。     

孔喉尺度弹性调驱微球与储层匹配关系理论研究

储层的非均质性和高含水后期的孔隙结构变化是导致注水低效、无效循环的根本原因。通过分析油藏渗流规律,利用注采井组之间的调配见效时间定量描述了高含水开发后期强吸水层段的孔隙结构变化特征。根据储层喉道直径的分布特点,运用威布尔分布函数建立了与油藏初始状态匹配的微球直径计算模型,分别从开发后期水驱冲刷作用引起的孔喉结构变化和储层非均质性两个方面对微球直径计算模型进行了修正,得到了储层条件下弹性微球的直径范围;考虑微球吸水膨胀特性,最终得到了与高含水后期储层条件匹配的合成弹性微球的直径范围。建立的调驱弹性微球直径与储层物性参数、油水井日常生产参数及微球膨胀倍数间的匹配关系,为调驱设计时确定弹性微球直径提供了理论依据。      

聚合物微球与储层岩石孔喉的匹配关系

渤海Q油田储层非均质强,注水开发又加剧了其非均质性。为满足该油田深部液流转向技术的需求,文中利用激光粒度仪、生物显微镜、扫描电镜分析以及人造岩心驱替实验,研究了3种聚合物微球(简称微球)水化膨胀性能、微球与人造岩心孔喉的匹配关系及微球液流转向效果。结果表明：在磨口瓶中缓膨8 d后,微球A粒径中值从0.59μm增大至2.21μm,微球B粒径中值从3.80μm增大至28.02μm,微球C粒径中值从9.18μm增大至31.40μm,均表现出良好的缓膨效果;扫描电镜分析显示,提纯后的3种微球均呈球形堆积结构;微球A适用储层渗透率范围为100×10^-3～1 000×10^-3μm²,微球B为200×10^-3～1 500×10^-3μm²,微球C为500×10^-3～1 800×10^-3μm²;与微球B,C相比,微球A粒径较小,界面能较高,容易在注入过程中发生聚并现象,微球A的岩心孔喉直径/微球粒径值较高,这...     

储层孔喉结构参数与悬浮物粒径匹配关系

悬浮物的质量浓度及粒径是注入水水质的重要指标,是造成地层损害的重要因素.在目前中国油田执行的行业标准中,对于渗透率大于600×10-3μm2的储层,笼统采用相同的水质标准不合适,给矿场水质指标优化带来一定困难.为了有效地保护储层,必须确定合理的水质指标,系统地研究悬浮物粒径与储层孔喉匹配关系.通过对渤海油区大量砂岩压汞曲线进行归纳,特别是对高渗透和特高渗透储层的孔喉结构参数进行了系统统计,结合过滤理论,提出了根据主流喉道半径优化悬浮物粒径中值的原则和依据.当悬浮物粒径中值小于1/10主流喉道时,才能能顺利通过岩石孔喉.根据孔喉分布大小和动态评价实验结果,推荐了不同类型渗透率储层允许通过的最佳悬浮物粒径中值:低-中渗透储层的最大值为2.5μm,中等渗透储层的最大值为3.0μm,中-高渗透储层的最大值为3.5μm,高渗透储层的最大值为4.0μm,特高渗透储层的最大值为5.5μm.     

孔喉尺度弹性微球调驱影响因素

为了进一步表征孔喉尺度弹性微球的调驱效果,通过填砂管驱替实验,研究了微球粒径与岩心孔喉直径之比、驱替速度、微球质量浓度对调驱效果的影响。结果表明:微球封堵率和最大变形运移压力梯度随微球粒径与孔喉直径之比的增加先增大后减小,随驱替速度的增加而减小,随注入微球质量浓度的增加而增大。当微球粒径与孔喉直径之比为1.4～1.5时,调驱效果较好;当微球粒径与孔喉直径之比为1.42时,微球封堵率和最大变形运移压力梯度均达到最大,分别为90.4%和0.1MPa/m;当驱替速度大于5m/d时,驱替速度对微球封堵率和最大变形运移压力梯度的影响变小。在矿场条件下,近井地带驱替速度大,远井地带驱替速度小,微球可以顺利运移至远井地带,到达油藏深部并形成有效封堵,实现深部调驱。当微球质量浓度大于1500mg/L后,随微球质量浓度增加,封堵率的增加幅度变小。     

非均相复合驱数值模拟方法研究与应用

非均相复合驱是一项应用于聚合物驱后油藏进一步提高采收率的化学驱方法,其主要的驱替剂为预交联凝胶颗粒B-PPG、聚合物和表面活性剂。从室内实验结果看,B-PPG颗粒的物理化学性质及驱油特征与聚合物有着明显的区别。传统的化学驱数学模型与应用软件无法准确描述其驱油机理。为深入研究非均相复合驱体系的驱油机理,基于室内实验的认识,引入了颗粒通过因子的概念,描述B-PPG颗粒的非连续性运移特征,并修正了残余阻力系数的数学表征方式,建立了新的数学模型,进行了快速求解算法研究和软件实现。算例测试表明,新的数学模型较好地反映了预交联凝胶颗粒的驱油机理,拟合了室内实验结果,并实现了矿场的拟合、跟踪应用。     

聚合物分子尺寸与砾岩油藏孔喉匹配关系

采用核孔膜过滤实验,研究了部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）分子线团半径与核孔膜孔喉直径以及砾岩油藏孔喉的匹配关系。通过对聚合物溶液过滤后核孔膜的过滤速率、质量浓度及黏度的分析可知,分子质量小于3.57×107Dalton的HPAM能够顺利通过孔喉直径大于0.70μm的核孔膜,但在孔喉直径小于0.70μm的核孔膜上产生明显滞留。随着HPAM分子质量的增加,聚合物溶液的过滤速率降低,且更易于发生分子滞留。分子质量小于3.57×107Dalton的聚合物均不会对渗透率大于55.4×10-3μm2的砾岩油藏造成严重堵塞。HPAM的分子线团半径与核孔膜孔喉直径的匹配关系对研究其与砾岩油藏孔喉的匹配关系具有一定的指导意义。     

弹性冻胶分散体与孔喉匹配规律及深部调控机理

弹性颗粒型调驱剂与油藏孔喉匹配规律研究的缺乏是造成现场弹性颗粒调驱施工盲目性大、措施成功率低的主要原因。针对这一技术问题,通过室内物理模拟实验,以弹性冻胶分散体在岩心中的注入性及调控能力为指标,研究了不同匹配系数条件下弹性冻胶分散体（DPG）颗粒与油藏孔喉的匹配规律,并提出了冻胶分散体颗粒在岩心孔喉中的匹配及深部调控机理,为其在油田的实际应用奠定了基础。实验研究表明：冻胶分散体颗粒呈较规则的圆球状且粒径分布均匀集中;当匹配系数优选为0.20~0.31时,冻胶分散体颗粒在岩心中兼具良好的注入性能和调控能力;通过多点测压和扫描电镜实验观察到,在优选的匹配系数范围内,冻胶分散体颗粒在岩心的前端、中端、末端均有堆积,且长岩心各区间封堵率均可达到80%以上,证明了冻胶分散体颗粒能够在多孔介质中实现深部运移,并且在多孔介质深部实现有效调控;根据压差梯度分析得到匹配规律及深部调控机理：当匹配系数较大时,冻胶分散体颗粒在近井地带快速堆积,造成注入压差急剧升高,甚至堵塞、污染地层;当匹配系数较小时,冻胶分散体颗粒不能在大孔喉或优势通道中实现有效堆积,无法对大孔喉或优势通道实现有效调控;当匹配系数在优选范围内时,冻胶分散体兼具良好的深部运移能力及深部调控能力,可以实现地层深部液流转向,大幅度提高波及系数。