高温高盐油藏化学驱提高采收率理论技术与矿场应用

化学驱是提高采收率的重要方法之一,在油田高效开发中发挥了重要作用。基于中外化学驱技术的发展现状,针对高温高盐的苛刻油藏条件,系统总结了胜利油田化学驱提高采收率的理论技术。通过梳理胜利油田60a来化学驱技术从室内研究到矿场应用所攻克的理论和技术难题,介绍了高温高盐油藏化学驱的发展历程。通过认识驱油剂之间以及驱油剂与原油之间的相互作用和构效关系,迭代创建了高温高盐油藏聚合物“黏弹并重扩波及”理论、表面活性剂“油剂相似富集、阴非加合增效”理论和黏弹性颗粒“变形调驱”理论,并攻关形成了具有胜利特色的高温高盐油藏聚合物驱技术、无碱二元复合驱技术和非均相复合驱技术,攻克了温度为85℃、矿化度为30000 mg/L的油藏大幅度提高采收率的难题,矿场实施的96个化学驱项目的年产油量连续20a占油田年产油量的11%以上。该系列技术为胜利油田产量稳定和可持续发展做出了重要贡献。

一种适用于高温高盐油藏的柔性堵剂

现有的聚合物类或纤维性预交联体膨颗粒堵剂以及聚合物凝胶堵剂在高矿化度下耐温性能差，不适用于温度高于120℃的高盐油藏的堵水作业。为了改善高温高盐油藏的堵水技术，研制了一种耐高温高盐的柔性堵剂。该堵剂是不溶于水、微溶于油、可任意变形、拉伸韧性强的颗粒，其粒径范围为1～8mm。该柔性堵剂在高温高盐条件下的化学稳定性好，可二次黏结形成完整的封堵层。在塔河油田油藏条件下，柔性堵剂用量从0．03PV增至0．2PV，封堵效果出现突跃式升高，可对油藏的裂缝和高渗通道形成强封堵。在堵水作业中这种堵剂如果造成油井误堵，使用甲苯就极易解堵，是一种既可在高温高盐下形成稳定封堵又可安全使用的堵剂。

高温高盐油藏化学堵水技术

论述了高温高盐油藏化学堵水技术的实验室研究和初期现场试验情况。该技术采用一种新型凝胶型堵剂 ,主剂为改性阳离子聚丙烯酰胺 (CPAM) ,交联剂为分子中含有杂环的有机胺。实验室研究表明 ,在最高温度14 0℃、最高矿化度 35× 10 4mg/L的特殊条件下 ,堵剂成胶固化时间为 6～ 2 4h ,并在此范围内可调 ,封堵强度达耐压2 0MPa以上 ,基本满足中原油田高温高盐油藏化学堵水的要求。该技术在初期现场试验中获得成功 ,效果较好。

大港油田南部高温高盐油藏污水聚合物驱实验研究

系统分析了大港油田南部官80断块注入污水中无机离子、有机成分以及3种细菌的含量。研究了污水活性组分对聚合物氧化降解的机理。针对高温高盐油藏条件,用污水配制聚合物,研究了聚合物溶液的增粘性、粘弹性、剪切性和渗流特性,并开展了物理模拟驱油实验。评价出适合官80断块的功能型聚合物驱油体系,在人造岩心上驱油平均提高原油采收率17.3%(OOIP)。

醇诱导盐沉析技术对高温高盐油藏的调剖作用

西部某油田埋深为4 880m,根据其油藏流体高矿化度的特性,采用醇诱导盐沉析技术,对该油田高温高盐油藏水驱油剖面进行了调剖实验,以扩大波及系数,提高原油采收率。依据盐沉析量和单位结晶量两个参数对注入体系进行筛选,同时采用扫描电镜,粒度分析仪和三维物理模拟实验对最优体系的结晶颗粒微观结构、粒度分布、压力分布和提高采收率情况进行了分析。实验结果表明,NaCl和KCl作为主剂时,诱导剂和主剂体积比相同的条件下,按诱导剂的诱导能力其排序为醇-A>醇-C>酸-2>酸-1>胺-X。在诱导剂的作用下,小晶体连续堆积的盐颗粒能在溶液中析出,其平均粒径为63.645μm。对于纵向非均质油藏,醇诱导后的盐结晶颗粒能使油流动阻力增大,压力上升,流动转向。在平面上,后续水从主流线流向两侧的剩余油区,驱替剩余油,提高平面波及系数。在纵向上,后续水从高渗层转向低渗透层,提高纵向波及系数。实验数据显示:注入0.5PV诱导剂后,后续盐水驱替量为1.5PV,采收率提高到62.8%,比水驱采收率提高了27%。

高温高盐油藏用疏水缔合聚合物凝胶调剖剂研制与应用

针对中原油田高温高盐油藏研制了疏水缔合聚合物(AP P4)凝胶调剖剂。通过组分用量筛选得到成胶溶液配方(以g/L计):AP P42 5～3 5+交联剂组分MZ YL0 4～0 5+MZ BE0 6～0 7+MZ XS0 12+酸度调整剂CS 21 2,用矿化度116g/L的油田污水配液,90℃成胶时间为10～12小时,室温凝胶粘度为35～61Pa·s,在90℃热处理100小时后粘度>40Pa·s。成胶溶液在3000r/m剪切15分钟后粘度下降87%～89%,但在90℃形成的凝胶粘度达到未剪切情况下粘度值的70%～85%。在渗透率Kg=0 9～1 0μm2的储层含油岩心中注入10PV调剖剂,成胶后堵塞率为88%～96%,残余阻力系数16 2～28 6。采用Vk=0 72、平均Kg=1 0μm2的三层非均质人造岩心,以矿化度160g/L的油田污水驱替后注入AP P4调剖剂并使之成胶,后续水驱采收率增值随注入深度增加而增大,注入深度为5%～10%时增加采收率0 403%～0 925%(OOIP)。在文明寨油田(T=80℃)、马寨油田(T=90℃)实施AP P4凝胶调剖24井次,平均单井注入量942m3,处理半径8 9m,效果良好,有效期217天;成胶液平均粘度在泵前、泵后和井口分别为12 28、11 07、9 99Pa·s,成胶时间32小时,凝胶粘度>100Pa·s。图4表7参3。

微泡沫在高温高盐油藏中的驱油作用

针对普通泡沫在高温高盐油藏中稳定性弱、驱油效果差的问题,采用将气体和起泡剂溶液(5000 mg/L甜菜碱表面活性剂SL1+5000 mg/L黄原胶XG)同时注入填砂管泡沫发生器的方法制备了一种稳定性强、尺寸细微的微泡沫体系,即黄原胶稳定的微泡沫。通过微观可视化模型对比了普通微泡沫(5000 mg/L SL1)与黄原胶稳定的微泡沫在原油存在条件的下稳定性差异,分析了驱油机理,借助填砂管模型对比了两种微泡沫的驱油性能。微观实验结果表明:气泡液膜中吸附的黄原胶增加了微泡沫液膜厚度,有效抑制了气泡聚并和液膜排液,使黄原胶稳定的微泡沫具有更强的稳定性和耐油能力。微泡沫越稳定,微观波及体积越高、采油效率越高。微泡沫主要的驱油机理为直接驱替机理、乳化机理、同向液膜流动机理、逆向液膜流动机理。物模实验结果表明,在160 g/L矿化度、90℃条件下,黄原胶稳定的微泡沫驱的采收率可在水驱基础上提高22.9%,比普通微泡沫驱高15.2%。

胜坨油田二区沙二段3砂组高温高盐油藏低张力氮气泡沫驱单井试验

针对高温高盐油藏的特点,采用分子模拟和室内实验等手段,研制了低张力氮气泡沫体系。室内评价结果表明,当温度为80℃时,不同质量分数的氮气泡沫体系在吸附前后发泡体积均保持在200 mL左右,半衰期大于5 000s,表明其具有良好的起泡性能和泡沫稳定性能。为了验证该体系在高温高盐油藏中的起泡性能、泡沫稳定性能及对高渗透条带的封堵性能,优选合理的注入方式和气液比,于2011年8月30日在胜坨油田二区沙二段3砂组高温高盐油藏开展了为期1个月的低张力氮气泡沫驱单井试验,30 d累积注入泡沫剂溶液2 087 m3,3口受效油井平均综合含水率由试验前的98.5%降至试验结束后的97.8%,平均单井产液量保持稳定,产油量由6.3 t/d上升到9.2 t/d。油水井动态变化及吸水剖面变化结果表明:低张力氮气泡沫体系在高温高盐油藏条件下能够形成稳定的泡沫,且封堵高渗透条带性能好;气液混合注入渗流阻力大,封堵效果好;试验条件下最佳气液比为1∶1。

塔河油田高温高盐油藏氮气泡沫调驱技术

为降低塔河油田边底水高温高盐油藏的含水率，提高产油量，进行了氮气泡沫调驱技术研究。通过评价耐温耐盐发泡剂的性能，优选出了适用于塔河油田高温高盐油藏的发泡剂，并通过室内岩心驱替试验，分析了泡沫注入时机、注入量、注入方式对氮气泡沫调驱效果的影响。结果表明：发泡剂GD-2在130℃下，210000mg／L矿化度的情况下，老化10d后的半衰期可以维持在850s，耐温耐盐性能较好，适合在塔河油田使用；水驱至含水率为80％～90％时，注入氮气泡沫采收率提高幅度最大；氮气泡沫的注入量为0．5倍孔隙体积时，采收率提高幅度最大；段塞方式注入氮气泡沫的采收率提高幅度比连续注入方式和气液交替注入方式大。塔河油田TK202H井组的现场试验表明：注入氮气泡沫进行调驱后，3口生产井的产油量得到提高，含水率得到降低。这表明，塔河油田边底水高温高盐油藏采用氮气泡沫调驱技术可以降低含水率，提高油井产量。

ROS驱油表面活性剂在高温高盐油藏中的应用

研究了 ROS 驱油表面活性剂用于华北油田晋45断块的有关性能,包括溶解性、界面张力性能、耐高温性能、吸附性能以及岩心驱替实验。结果表明,ROS 驱油表面活性剂在晋45断块地层水中具有良好的溶解性和耐高温性能;当 ROS 质量分数大于0.2%时,油水界面张力可以达到10^(-3)mN/m 的超低值;在设计注入质量分数0.3%附近,吸附量小于1.0 mg/g,能够满足华北油田晋45断块对表面活性剂驱油的要求;质量分数为0.2%的 ROS 驱油表面活性剂驱可比水驱提高采收率13.3%。

中原高温高盐油藏疏水缔合聚合物凝胶调剖剂研究

针对中原油田高温（〉80℃）、高盐度（〉50g／L）、高硬度（〉1g／L）砂岩油藏．研制了地下成胶的高热稳定性聚合物凝胶调剖剂。所用聚合物为疏水缔合聚合物AP-P4，M^-=9．0×10^6，HD=27％，疏水基摩尔分数0．2％；交联剂为可生成酚醛树脂的3种化合物；调剖剂胶液用矿化度160g／L的马寨油田污水配制；实验温度95℃。根据形成的凝胶黏度（95℃，1.1s^-1）确定交联剂各组分用量为：MZ-YL0．429％，MZ-BE0．060％，MZ-XS0.012％；酸度调整剂用量0.12％：成胶时间10～15小时。2．5、3．0、3．5g／LAP—P4的凝胶在95℃老化100天后黏度保持在～40Pa·s及以上。初配制胶液在3000r／min下剪切15分钟后黏度降低87．5％～89．0％，但成胶后和老化过程中凝胶黏度只比未剪切样降低17.1％～6．6％。3．5g／L AP-P4的调剖剂对～1μm^2的6支储层岩心的堵塞率在88．1％-95．8％范围，平均93．3％，造成的残余阻力系数在15．2～28．6范围，平均19．8，使渗透率级差2．3～8．0的4组双人造岩心的注水流量比发生不同程度的反转。认为该凝胶调剖剂高温下稳定性好的原因，是强化学交联密度低．因而凝胶脱水收缩作用弱。图2表5参5。

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^-3 μm^2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.

适合高温高盐油藏的羟基磺基甜菜碱的性能研究

选取吐哈和沙特两个高温高盐油藏，通过界面张力的测定，对自制的羟基磺基甜菜碱表面活性剂的耐温抗盐性能进行了系统的研究，并考察了其用于高温高盐油藏化学驱的可行性。结果表明：羟基磺基甜菜碱表面活性剂溶液在0．3-0．5g／L低浓度窗口范围内两体系界面性能良好；在40-100℃宽的温度范围内，均能达到超低界面张力；吐哈、沙特油水体系抗矿化度能力分别高达270g／L200g／L；并在油藏温度下90d内具有良好的稳定性。

高温高盐油藏CO_(2)混相调节剂效果因素室内评价

针对国内高温高盐油藏陆相沉积气驱混相压力高、不能实现混相驱的问题,开展了CO_(2)驱混相压力调节剂的研究,如增加CO_(2)溶解度、提升CO_(2)萃取轻烃能力、降低原油黏度、降低气液表面张力。通过室内实验,量化了17种调节剂4个方面混相因素,明确了调节剂对CO_(2)驱混相压力的影响。研究表明,对开展CO_(2)驱的某个油藏来说,不同调节剂混相因素的效果差异显著:乙二醇丁醚以原油降黏和增加CO_(2)萃取的能力为主,正丁醇增加CO_(2)的萃取能力最强,石油醚类降低原油黏度和油气表面张力的效果显著,苯类主要是促进CO_(2)在原油中溶解,柠檬酸酯类增加CO_(2)在原油中溶解度和提高CO_(2)萃取抽提烃类的能力。研究的认识和成果有利于提高高温高盐油藏CO_(2)驱的采出程度,同时为混相调节剂的改进、研发新型混相调节剂提供理论和实验数据支撑,进而扩大高温高盐油藏混相驱的适用范围。

聚合物在高温高盐油藏中的应用

随着油田的不断开发,油藏条件不断恶化,高温高盐油藏不断增加,如何提高这类油田的采收率成为油田稳产的基础。本文论述了聚合物在高温高盐油藏调驱中应用现状和发展趋势,得出了聚合物弱凝胶体系是高温高盐油藏提高采收率的一种具有前景的重要技术。

适于高温高盐油藏的聚合物性能指标评价

我国多数油田经过多年注水开发,综合含水已超过90%,而采出程度低于35%,如何提高油田采收率是高含水油田急需解决的难题。目前,聚合物驱油是工业化应用程度最高的一项提高采收率技术,但由于聚合物产品性能差异和油田现场对污水处理的需要,多数聚合物不适宜高温高盐油田的现场驱油试验。本文以胜坨高温高盐油藏的地质条件为依托,在对聚合物驱油效果影响因素分析的基础上,研究了适合于高温高盐油藏强化采油的聚合物性能指标,优选了具有梳形结构的KYPAM聚合物为胜坨油田的驱替剂。该性能指标的提出对国内外高温高盐油藏进行聚合物驱油具有重要的指导意义。

高温高盐油藏微生物采油菌种的应用

对美国MI/NPC公司MEOR菌种在高压、高温、高盐油藏条件下微生物驱油的适应性进行了评估 ,并在胜利油田营 6断块Y6-16井组开展微生物驱油先导试验。Y6-16井微生物强化水驱后 ,解除了岩石表面的死油垢质等堵塞 ,疏通了井底周围和油层中的孔隙通道 ,降低了表面张力 ,提高了注水波及面积和原油采收率。对应的Y6-2 7、6-2 4、6-2 5油井 ,见到了较好的增油效果 ,2 0 0d累计增油 10 19.8t ,平均投入产出比为 1∶3 .41。

高温高盐油藏聚合物纳米微球调驱研究

华北油田赵86油藏断块为一个高温高盐断块油藏,油藏内油水井之间的水淹水窜现象严重,常规的调驱手段存在有效期短和效果差的缺点,深部调驱作用有限,液流改向效果不理想,难以有效提高油藏的最终采收率。近年来,纳米微球深部调驱技术以其良好的调驱效果,逐渐在国内应用并发展起来。纳米微球在地面成胶,可降低矿化度、地层温度、地层剪切等环境因素对体系的影响。纳米微球初始尺寸小、粘度低、注入工艺简单、膨胀时间可控、可实现逐级封堵,在中、低渗透油田适应性强。

高温高盐油藏调驱用低浓度AM三元共聚物/复合醛交联体系

实验研究了低浓度AMPS/AM/AMC14 S三元共聚物 /复合醛体系的组成和弱凝胶形成条件。由共聚物 30 0—5 0 0mg/L ,改进的复合醛交联剂 30 0— 5 0 0mg/L、热稳定剂 2 0 0mg/L在高矿化度 (1.6× 10 5mg/L)、高钙镁离子(35 0 0mg/L)油田采出水中配成的溶液 ,在 70— 95℃ ,pH值 5 .0— 8.0条件下可形成弱凝胶 ,在 90℃热老化 180天后保有的粘度值在 30— 35

利29断块高温高盐油藏交联聚合物驱可行性研究

滨南油田利2 9断块是一高温高盐油藏。该文介绍了可用于高温高盐油藏的交联聚合物调驱体系,并以数值模拟为手段,对该断块交联聚合物驱浓度、段塞尺寸组合等参数进行了模拟,优选出交联聚合物驱油方案,并对其驱油效果进行了预测及评价。