二元复合驱增油效果及采出液性质实验研究

经过30多年的注水开发,辽河油田锦16块油藏层间和层内非均质性进一步加剧,分注和堵水效果逐年变差,开发效率降低,需转换油田开发方式。在现有研究工作基础上,通过理论分析和物理模拟实验,开展无碱二元复合驱全过程五点法仿真物理模拟实验研究。实验结果表明,在岩心平均渗透率相近的情况下,层内纵向非均质模型的水驱采收率较高,而平面非均质模型的化学驱采收率增幅较高。在化学药剂费用和段塞尺寸相同条件下,"调剖剂+二元复合体系"段塞组合的增油效果要好于单独二元复合驱。其中,"体膨聚合物颗粒+二元复合体系"增油效果最好。调剖可以减少化学药剂采出量,进而减小采出液化学药剂浓度和黏度,增大界面张力。

五里湾—区长A油藏表面活性剂增油效果

采用油藏工程方法,研究了长庆油田五里湾一区长A油藏试验区增油效果及影响因素.从作用机理出发,以注水井组为基本单元,对比分析注入参数和地质因素对驱油效果的影响.结果表明：在一定范围内,表面活性剂注入质量浓度越高,油层渗透率、有效厚度越大,注表面活性剂前采出程度越低,增油效果越好;矿场表面活性剂注入质量浓度和注入量远远小于室内实验最佳值,提高注入质量浓度、增加注入体积,增油效果会更加明显.试验进行26个月时,累计增油量达18 196 t,效果显著,技术可行.

稠油乳化降黏剂增油效果及其作用机理——以渤海稠油油藏储层和流体条件为例

为进一步探究稠油乳化降黏剂的降黏增油机理,针对渤海油藏地质特征和流体性质,在完成降黏剂筛选及相关性能评价后,以黏度和采收率为评价指标,开展了稠油乳化剂降黏增油效果及其影响因素实验研究。结果表明,3种降黏剂通过与原油作用形成水包油乳状液,进而降低原油黏度,其中降黏剂2乳化降黏效果最好。随乳状液中水含量减小,油水乳状液乳化类型逐渐从水包油型(O/W)转变为油包水型(W/O),油水乳化液黏度增加,最终超过原油黏度。随稠油油藏储层非均质性即窜流程度增加,降黏剂增油效果变好。随原油黏度增大,降黏剂增油效果变差,在使用类似降黏剂前可对储层原油进行降黏预处理,从而增大原油采收率增幅。

河南油田聚合物驱增油效果评价方法探讨

高含水期聚合物驱开发单元增油量是聚合物驱产油量与水驱基础产量之差额 ,如何确定聚合物驱产油量是增油效果评价和经济评价的关键 .采用数模预测方法计算聚合物驱产油量与实际生产结果有一定差距 ,且调整起来费时费力 .通过比较多种方法 ,提出了“三阶段”预测聚合物驱产油量的模型方法 ,即产量上升阶段、峰值稳定阶段和产量递减阶段预测模型 .此方法具有准确、简便的特点 ,在河南油田

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5.73×10-3mN/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134.4mPa·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%率0.25%,段塞尺寸为0.380率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。

乳化作用对弱碱三元复合驱增油效果的影响

近年来,石油科技工作者加强了三元复合驱驱油机理和提高驱油效果措施研究,认为乳化作用是提高复合驱增油效果的主要机理之一。依据矿场技术需求,以大庆油田A区弱碱三元复合驱矿场试验油井采出液和开采曲线为研究对象,开展了乳化作用对弱碱三元复合驱增油效果影响研究。结果表明:弱碱三元复合体系中表面活性剂可与原油发生乳化作用,生成油水乳状液,乳状液在岩心多孔介质中运移所产生的“贾敏效应”导致渗流阻力增加,提高注入压力,扩大波及体积效果变好,乳化作用还会引起采出液剩余压力即流压减小;采出液含水率对乳化类型影响较大,W/O型乳状液向O/W型乳状液转型的临界含水率在60%左右;采出液油水相中都溶解了部分表面活性剂,原油中表面活性剂能够增强乳化作用和提高乳状液稳定性。对矿场生产数据分析表明,储层内油水乳化作用愈强,乳状液稳定性愈好,弱碱三元复合驱增油降水效果愈好。

大庆头台低渗透油藏液流转向剂筛选及其增油效果评价

大庆头台油田源13西块PI组油层为低渗油藏,目前已经处于高含水开发期。为进一步通过深部液流转向措施扩大中低渗透层波及体积,以目标油藏储层和流体为模拟对象,以阻力系数、残余阻力系数和采收率为评价指标,开展了深部液流转向剂筛选及其增油效果评价实验研究。结果表明:与目标油藏储层相适应的聚合物相对分子质量不大于800×10~4,聚合物质量浓度不大于900 mg/L,交联剂中聚合物与Cr^(3+)聚合物凝胶的质量浓度比为(180~270)∶1;在相对分子质量和质量浓度相同条件下,与聚合物溶液相比,Cr^(3+)聚合物凝胶不仅阻力系数和残余阻力系数较大,而且残余阻力系数大于阻力系数,表现出优良的液流转向增油效果;随着聚合物凝胶段塞尺寸增加,调驱采收率增大但增幅逐渐减小,适宜段塞尺寸为0.1~0.15 PV。

高浓度三元复合体系增油效果及其作用机理(英文)

针对目前三元复合体系中聚合物浓度较低而影响波及体积扩大及推高驱油剂成本的实际，利用油藏工程理论和借助物理模拟、仪器分析方法，对高浓度三元复合驱段塞增油效果的影响因素进行了剖析，同时对三元复合驱浓度和用量的技术经济效益进行了评价。结果表明：高浓度三元复合体系界面张力愈低，洗油效果愈好，采收率增幅愈大，但不同数量级界面张力对采收率影响较小；三元复合驱段塞黏度和尺寸愈大，扩大波及体积效果愈好，采收率增幅愈大，但采收率增幅差值逐渐减小。在药剂费用相同条件下，“聚合物前置段塞＋主段塞＋副段塞＋聚合物保护段塞”组合的采收率增幅较大。从技术经济效益方面考虑，推荐三元复合体系聚合物浓度范围为2000—2500mg／L，段塞尺寸为0．380～0．475PV。对于非均质比较严重的油藏，与驱油剂洗油作用相比较，该体系扩大波及体积作用较明显，对采收率的贡献率也较大。

海上稠油油藏弱凝胶驱辅助吞吐增油效果研究

以海上弱凝胶驱辅助吞吐矿场实践为基础,借助油藏数值模拟技术,开展增油效果、不同因素作用贡献以及作用位置的定量研究,实现组合技术增油效果的劈分。研究表明:与仅热流体吞吐相比,弱凝胶辅助热流体吞吐试验后,热采井自喷期延长74 d,自喷期累计产油提高1 822 m3,热采有效期增加240 d;热流体吞吐、弱凝胶驱以及组合增效3个因素对采收率提高的贡献率分别为14.0%、8.3%、3.6%;3个因素动用剩余油位置不同,热流体吞吐对井周50 m以内剩余油动用程度较高,弱凝胶驱动用剩余油位于注采井间,呈"连片"分布,而组合增效动用剩余油主要位于注采井间,呈"孤岛状"分布。弱凝胶驱辅助热流体吞吐能够有效动用井周及井间剩余油,是对海上多元热流体吞吐技术体系的进一步丰富和补充。

绥中油田各项措施增油效果劈分方法

绥中油田为海上重质稠油油田,地面原油密度为0.958~0.982 g/cm^3,地层原油粘度为50~250 m Pa·s。为了缓解注入水突进、改善区块开发效果和提高采收率,2003年在油田进行聚合物驱试验;2010年在注聚合物高含水井区实施整体提液措施,2013年开始进行细分层系试验开发。随着各项增产措施的交叉实施,难以确定每项措施的增油效果。利用类比法对聚合物驱增产效果进行评价,采用相对渗透率曲线和物质平衡原理推导出新型含水率预测模型,通过对比预测含水率曲线与实际含水率曲线,确定曲线的拐点即为各项措施的见效时间,曲线的差值即为各项措施的增油量。通过动态法和数值模拟法分别计算各项措施的累积增油量,实现对聚合物驱、整体提液、细分层系等措施增油效果的劈分。研究结果表明,截至2015年底,绥中油田聚合物驱、整体提液和细分层系的措施累积增油量分别为264.3×10~4,97.1×10~4和12.6×10~4m^3。

胜利油田捕集强化采油技术增油效果明显

胜利油田公司采油工艺研究院自主研发的改善稠油油藏的捕集强化采油技术在现场应用取得明显效果。该项技术在孤岛、河口、东辛等油田共进行49井次单井吞吐现场试验,平均单井累积增油265 t;在河口、孤岛、滨南等4个区块9个井组开展现场试验。

辽河油田应用新型套变井机械堵水技术控水增油效果明显

辽河曙光油田超稠油开发过程中,蒸汽吞吐导致油井发生套管变形,而油井高含水现象又加剧了套管变形,给超稠油开发带来了很大难题。为此,辽河油田将用以降低原油黏度的可掺洗式油井管柱技术,

油田各项措施增油效果劈分方法

针对进入产油量递减阶段的油田,通常会实施多项措施以有效减缓油井递减速度。在对常规注水开发、聚合物驱以及其他措施增油效果对比分析的过程中,为更准确的确定措施增油量,应对每项措施进行增油量劈分。本文将以绥中油田为例,对其油田各项措施增油效果劈分方法进行讨论,通过对聚合物驱效果评价进一步论述增油效果劈分,如动态法、数值模拟法等。希望能够对我国石油开采技术工艺提升提供帮助。

长庆绥靖油田新技术措施增油效果显著

长庆绥靖油田通过聚合物微球驱油、微生物活化水驱油、大剂量调剖和化学调剖长效颗粒4项增产新技术,2016年至目前注水井措施增油累计达7 717.8 t,增油成效显著。绥靖油田主力油藏目前已经进入中高含水阶段,部分油藏含水上升速度加快,常规措施控制含水上升、提高采收率难度大。绥靖油田通过聚合物微球驱油现场试验,不断扩大水驱波及体积,改善水驱状况。同时,

江汉采油厂“三个优化”提升措施增油效果

2016年以来,江汉采油厂按照＂压减工作量、提高增油量＂的挖潜思路,通过优化措施论证、措施工艺和注水调整,稳步提升老井措施效果。2016年,该厂完成老井措施74井次,累计增油1.7164万吨,单井措施费用比2015年下降16.5万元。

氮气泡沫驱先导试验收到明显的增油效果

氮气泡沫驱先导试验是中国石化重点科研项目。今年，该试验在中原油田采油二厂濮2-528井实施两个月后，对应油井日产油由4．6t增至5．4t，收到明显的增油效果。

水驱增油效果好

中原油田采油二厂强化以水驱油,通过加强分层注水管柱的配套完善和精细管理,实现老油田稳产增效。截至8月17日,共对130口水井实施了措施,累计增油6000 t,对应油井同比多增油960 t,水驱油藏的稳定基础逐步夯实。图为该厂作业工人在对水井实施以水驱油措施。

清河采油厂:高温泡沫调剖热采增油效果好

2014年,清河采油厂对高轮次热采井实施高温泡沫调剖技术,在注汽量没有大幅增加的情况下,单井增油依然达1260t。 高温泡沫调剖的主要工作原理是先后注入泡沫液和氮气,形成两个段塞流。注蒸汽时,在蒸汽的推动下,泡沫液在多孔介质中起泡,在注汽过程中对高渗透层实现暂堵,调整吸汽剖面。在工艺设计上,该厂采用阶梯注汽方式挖掘井间剩余油。面138沙三上5砂组储层厚度大、物性好,一直是八面河油田热采的主力区块。

新疆油田公司一低产老油井实施转向压裂增油效果好

新疆油田公司采油一厂四2井区4620井是一低产老油井，经过新疆石油管理局采油工艺研究院科研人员运用新型转向压裂施工后，增油效果好，现该油井每天的产液量在10t左右。