水基四元超分子微球功能评价及深部调剖适应性

为解决海上高含水油藏聚合物微球耐温、耐盐和抗剪切性能差导致应用效果变差的问题,采用分散聚合方法制备了一种水基四元超分子微球,并进行了性能表征及深部调驱能力评价。结果表明,该超分子微球在温度90℃、矿化度7×10^(4)mg/L、剪切速率3 000 s^(-1)条件下具有良好的稳定性,表现出良好的耐温、耐盐和抗剪切性能;在100~3 000 mD的岩心中具有良好的注入性与封堵性;对于高含水非均质岩心可实现采收率增幅达16.68%~20.56%,具有良好的应用潜力。

基于Janus纳米颗粒的Pickering乳液体系测试与调剖性能研究

测试了以Pickering乳液模板法合成的Janus纳米SiO_(2)颗粒结构与性能。结果表明,Pickering乳状液具有良好的稳定性,静置24 h未发生破乳现象,乳状液液滴团聚紧密,且增黏效果良好,黏度可达4960 mPa·s。岩心驱油实验表明,Pickering乳液体系在低渗条件下具有较好的调剖效果,当岩心渗透率为50 mD时,采收率可在一次水驱基础上提高16.71%。

耐高温水基微球调驱剂性能评价

评价了一种耐高温水基微球调驱剂性能。实验结果表明:不同浓度耐温水基微球调驱剂注入不同渗透率岩心的阻力系数均小于等于5,注入性好;浓度为4 000 mg/L的耐温水基微球调驱剂在岩心中的有效封堵渗透率范围最大,封堵率最高超过90%;该水基微球调驱剂在150℃下有效封堵时间45 d左右,耐温性良好;该耐温水基微球调驱剂可提高渤海油田非均质储层原油采收率15.41%~17.92%。

微球/聚合物复配体系性能评价及机理分析

为探究聚合物和微球之间相互作用规律,利用扫描电镜对微球和“微球+聚合物”复配体系进行了微观结构观测,利用布氏黏度计对微球溶液、聚合物溶液和“微球+聚合物”复配体系增黏性能进行了评价。在此基础上,对比了聚合物溶液与“聚合物、微球段塞注入”方式的封堵性能。实验结果表明:15天后的“微球+聚合物”复配体系具有致密线网状微观结构。在微球质量分数不变时,“微球+聚合物”复配体系黏度增幅随聚合物质量分数增加而增加;在2000×10^(-3)μm^(2)、3000×10^(-3)μm^(2)和5000×10^(-3)μm^(2),渗透率条件下,与单独注入聚合物相比,“微球+聚合物”复配体系段塞注入方式阻力系数更低,可有效控制注入压力;“微球+聚合物”复配体系在具备良好注入性能的同时,封堵率与单独注入聚合物方式接近,分别为98.82%、98.40%和72.50%。

聚合物微球调驱工艺优化设计

聚合物微球具有进行深部调驱的性能,选用纳米聚合物微球与核壳自胶结微球进行室内实验,对注入段塞工艺、不同类型微球组合注入次序与比例以及注入方式进行了系统的优化。结果表明,相比高质量浓度短段塞及低质量浓度长段塞,中等质量浓度中等段塞注入聚合物纳米球工艺综合了以上两种注入工艺的优点,可以在适当的时间内获得相对稳定的采收率;先注入核壳自胶结微球后注入纳米球对于中低渗地层进行深部调驱具有更高的微球利用率及开发效果,实验条件下两者的最佳PV数比为1∶1;间隔注入工艺,使得微球分布于更为广泛的地层中,对于前期形成的新的渗水通道可以进行及时的微球补充,从而使得采收率持续增长。

渤海稠油油藏复合调驱逐级封窜增效技术

渤海油田多数区块长期注水开发导致储层非均质性严重且含有超强水窜通道,造成注入水无效循环,采收率下降。为此,以BHQH油田南区储层性质及流体为研究对象,通过室内两层非均质岩心驱替实验,以采收率、含水率为评价对象,确定以聚合物凝胶+聚合物微球的"堵+驱"调驱增效体系,经在BHQH油田D井组试验,受效井日增油83 m^(3),有效期超12个月,累积增油超20 000 m^(3),平均产量增幅超过300%,含水最高下降11%。该调驱增效体系是高含水、含超强水窜通道油藏控水增油的有效方法,可为类似储层增产设计提供借鉴。

纳米微球运移封堵性能影响因素研究

针对纳米微球在多孔介质中的运移和封堵机理研究较少,文献中针对微球体系的封堵调剖机理和原因,未进行深入分析。由于微球体系在多孔介质中进行封堵是多因素复合作用的结果,因此本文针对纳米微球运移封堵性能的影响因素展开了重点研究,结合室内物模实验,优选出了纳米微球分散体系最佳浓度和核壳微球分散体系为最优堵剂浓度;同时得出,随着注入速度的增加,超过某一临界注入速度,微球的封堵能力变弱;过低的注入量对油藏的封堵效果有限,在经济可靠的前提下,保障注入量的稳定和充足,才能使得封堵效果好。

泡沫-弱凝胶复合调驱体系优选及其性能评价

泡沫-弱凝胶复合调驱体系具有强度大、封堵作用强和起泡性能好等优点,在深度调剖采油等领域有巨大的应用前景。本文首先通过对弱凝胶调驱体系进行优选,筛选出优化的弱凝胶调驱体系,并对其长期稳定性进行了评价。评价结果表明,3000 mg/L聚合物B和聚铬比为90:1形成的弱凝胶体系,成胶后的粘度约为7739 mPa·s,满足调驱要求。在此基础上,进行了两种泡沫-弱凝胶复合体系的优选,并对优选出的泡沫-弱凝胶复合体系进行了理化性能评价。结果表明,优选的泡沫-弱凝胶复合体系具有强度大、稳定性好和半衰期长等优点。

淀粉胶体系调剖性能的影响因素

渤海油田开采已超过20年,储层非均质性严重,加大单井注采强度,会进一步加剧其非均质性。为解决储层非均质性问题,特选定渤海SZ36-1储层性质和流体为模拟对象,通过室内实验确定淀粉胶体系范围,再对不同浓度组成的调剖体系进行室内岩心驱替实验,以注入压力、含水率、采收率增幅等性能为评价对象,优化了调剖体系的配方为4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水硫酸钠。该调剖体系能较好降低储层非均质性,在水驱基础上提高采收率22.1%,提高采收率效果显著。

冻胶泡沫体系室内实验研究

通过室内模拟实验,将聚合物ZWP与交联剂DY-1复配优选出性能较优的冻胶体系,加入起泡剂GX与氮气后形成冻胶泡沫体系,同时评价了不同因素对冻胶泡沫体系成冻性能和起泡性能的影响。冻胶泡沫体系配方(质量分数)为ZWP(0.3%)+DY-1(0.3%)+GX(0.6%),该体系的稳定性随温度的升高而下降,压力对起泡体积的影响较小,且随着压力的升高半衰期明显增加。在冻胶驱、聚合物驱、水基泡沫驱、冻胶泡沫驱四种驱替方式中,相同渗透率及注入速率下冻胶泡沫的封堵能力最强。

铵盐与亚硝酸盐化学生热体系实验研究

铵盐与亚硝酸盐化学生热体系在油田中有广泛的应用,包括清蜡和解堵、自生热压裂等。对NaNO2/NH4Cl生热体系的反应规律进行了实验研究,研究发现,受副反应和反应过程中热损失的影响,峰值温差不仅与反应物浓度有关,还与催化剂浓度以及反应初始温度有关;随催化剂浓度、反应初始温度以及反应物浓度的增大,反应达到峰值温度的时间均呈现幂函数关系递减。影响峰值温差的主要因素是反应物浓度,其次是反应初始温度,最后是催化剂浓度。以获得较高的峰值温度为主要标准,优选的参数为：催化剂（CST酸）浓度0.6%-0.8%,反应初始温度40-60℃,反应物浓度4-6 mol/L。

耐高温聚合物凝胶调剖体系研究及应用

基于渤海某高温储层条件,通过静态实验优选出耐温凝胶体系TRP,利用岩心驱替实验对凝胶体系的封堵性能进行了评价。结果表明:TRP凝胶体系具有良好的成胶强度及热稳定性,110℃老化90 d后可维持稳定;TRP凝胶体系在多孔介质中具有良好的剖面改善能力,在渗透率级差20的条件下可有效启动低渗层,110℃室内岩心驱替实验条件提高原油采收率13.9%;TRP凝胶体系具有良好的深部运移能力,在长岩心驱替实验中可实现逐点起压,在岩心深部维持良好的封堵性能。采用TRP凝胶体系在渤海某高温油藏A井组实施调剖作业,作业有效期超过8个月,累计增油超9 000 m^(3)。

海上高温高盐油藏自聚集调驱体系研发与应用

印尼某海上油田油藏条件复杂,属于高温高盐油藏,长期衰竭式开采导致渗透率极差大、含水率高、采出程度高。为了解决该区块开采问题,研发了一种新型调驱剂YC-1,与普通调驱体系相比,在实现深部调驱的基础上,能够通过电性作用自组装获得较普通微球粒径更大、封堵强度更高、稳定性更强的聚集体。通过马尔文激光粒度仪、SEM、金相显微镜等对其进行性能测定,测定结果显示,YC-1在98℃、矿化度70 000 mg·L^(-1)的高温高盐条件下60天保持结构稳定,且注入性和封堵性能良好。同时,通过探究YC-1在多孔介质中的封堵运移规律,包括注入浓度优化、注入速度优选、运移能力及封堵能力验证等,形成了一套针对目标油田的注入工艺方案,对现场施工具有一定指导意义。

一种耐温抗盐的油基超分子体系的驱油性能研究

聚合物微球具备注入爬升压力低、深部运移效果好、耐温耐盐及成本较低等特点,作为一项新型纳米调驱技术,在石油三采领域有广阔的应用前景。聚丙烯酰胺微球乳液作为常用的驱油剂,在温度和矿化度较高的条件下无法在该类油藏条件下取得较好的驱油效果,因此,对非聚丙烯酰胺类新型油基超分子体系的研究十分有必要。选用油田常用的50、100 nm聚丙烯酰胺微球,以及油基超分子微球进行对比研究,在分析和观察其粒径、团聚行为、黏度以及毛细管内油水传质行为和降低界面张力作用的基础上,通过微观可视油滴剥离实验,研究了温度、表面活性剂对聚合物微球原油油滴剥离作用的影响。通过标定不同微球在原油油滴剥离过程中产生的外接触线的移动速度,定量分析了不同种类微球剥离油滴的微观作用效果。结果显示,聚合物微球与表面活性剂有协同作用,可大大提高剥离油滴的速度。在这3种微球中,油基超分子微球体系具有较好的耐温抗盐性能,剥离油滴的效果最好,50 nm微球次之,100 nm微球的剥离效果最差。因此,油基超分子体系是一种具有良好发展前景的新型驱油体系。

海上油田示踪用新型含氮荧光碳点的油藏适应性研究

为了使新型含氮荧光碳点(N-CDs)更好的应用于海上油田井间示踪,对其基本理化性质进行了系统测试,研究了N-CDs在渤海油田现场采出水条件下的油藏适应性。实验结果表明:N-CDs外观为黄褐色粉末固体,良好的水分散性,吸收光谱主峰为410nm,荧光最大发射峰为530nm;N-CDs颗粒在2nm左右,可以在水中稳定存在;地层水中主要金属离子对其荧光发光性质影响不大;采用渤海油田现场采出水配制,最大荧光发射峰位置和强度随老化温度的提高而逐渐蓝移和降低,478nm处的荧光强度则保持不变,并与配制浓度呈线性正比关系;N-CDs亲水疏油,只存在于水相,地层砂静态吸附率5.76%,动态吸附率为2.99%,均处于较低水平。

中低渗高盐油藏聚合物弱凝胶渗流特性及机理分析

聚合物弱凝胶具有耐盐性好、油藏适应性强和深部液流转向效果明显等优点,可用于中低渗高盐油藏,油田应用增油降水效果明显。通过室内模拟实验进行了聚合物溶液与聚合物弱凝胶渗流特性对比,结合稀释后分子聚集体尺寸变化规律分析了弱凝胶与聚合物溶液渗流特性差异及作用机制。结果表明:稀释作用对聚合物溶液和弱凝胶中分子聚集体尺寸影响存在不同变化趋势。对于聚合物溶液,随聚合物质量浓度降低,分子聚集体尺寸减小;与聚合物溶液相反,随聚合物质量浓度降低,弱凝胶中分子聚集体尺寸逐渐增加。在渗流特性实验中,聚合物弱凝胶阻力系数7.22,残余阻力系数18.89,二者绝对值较大且残余阻力系数大于阻力系数,表现出独特渗流特性;在后续水驱阶段,聚合物溶液压力呈现下降趋势,而聚合物弱凝胶压力却继续呈现上升趋势。

海上高含水油田就地封堵体系优化研究

针对渤海油田部分区块高含水和作业空间受限的问题,从油井堵水方面提出就地封堵水窜层位技术。模拟渤海油田储层条件,对自生气体系、冻胶体系和泡沫体系进行性能评价和配伍性实验,优选就地封堵体系,并模拟非均质储层对封堵体系的堵水性能进行了研究。优选的就地封堵体系配方为:质量分数36% NaNO_2+28% NH_4Cl+0.3%海水速溶型HPAM+0.005%～0.01%有机铬交联剂+0.5%COSL-3起泡剂,优选体系与地层流体配伍性良好。就地封堵体系具有优良的选择性封堵性能,可以优先封堵水窜层位,调整高、低渗层分流率,降低注入水的无效循环,提高渤海油田高含水油藏的开发效果。

微球增效的聚合物凝胶复合体系研制与评价

微球初始粒径小、注入压力低、可深部运移而被各大油田广泛应用。为解决强非均质性油藏中,微球与地层孔隙匹配性差,封堵性和耐冲刷性弱等缺点,提出了将微球与聚合物凝胶复合的调驱体系。优选的复合体系配方为3000mg·L^-1疏水缔合聚合物AP-P4+100mg·L^-1乙酸铬+2000mg·L^-1微球。室内实验结果表明,复合体系在60℃温度和9047.65mg·L^-1矿化度的油藏条件下8h成胶,强度为D级;复合体系封堵性良好,突破压力可达3.70MPa,在级差10.60的双并联岩心中,注入的复合体系可封堵高渗透层,能改善非均质岩心的吸水剖面,可提高原油采收率31.19%。

海上中等渗透率储层适用聚合物微球优化应用

渤海E油田为中等渗透率构造油藏,经过长期注水开发,注入水突进,产量递减严重。为解决矿场先导性试验出现的注入压力过高问题,对原有的聚合物微球产品进行改性优化,新型NM-2聚合物微球体系初始粒度中值下降26%,分散性提高75%,室内注入性实验表明其注入阻力系数低至1.50,矿场应用结果表明:改进后的NM-2型聚合物微球体系在中等渗透率油田可以顺利注入,并取得明显的降水增油效果,作业后两个月增油量达到3003m^3,对于海上中低渗透率储层稳油控水具有示范意义。

深部调驱用聚合物微球的水化性能及物理模拟研究

聚合物微球配注工艺,具有注得进、堵得住、能移动的特性,特别适合海上油田稳油控水。为进一步提升其应用效果,开展聚合物微球在油藏条件下的性能研究。结果表明,聚合物微球初始水化中值粒径为15.1μm,是干粉的3.6倍,完全水化膨胀的中值粒径达46.1μm,膨胀倍数3.04,后续老化中体现优异的持水稳定性与地层兼容性强,注入性和传播性优异,初期主要进入高渗区,后续水驱逐步进入低渗区并向采出井流动,体现“可动”调驱优势,含油饱和度30.6%~75.6%,微球及后续水驱提高采收率46.9%~77.8%。研究结果为海上油田微球深部调剖的段塞设计以及注入时机优选提供了重要支持。