纳米驱油剂提高原油采收率效果及作用机理分析

为高效开发大港油田低渗致密储层,通过纳米驱油剂CN-1的粒径分布、界面张力、润湿性和乳化性测试研究了纳米驱油剂CN-1的物化性质,针对大港致密油田开展静态渗吸实验和常规驱替实验,并对CN-1的作用机理进行分析。结果表明,CN-1是一种非均相驱油剂,它由纳米颗粒与携带液组成,颗粒粒径分布10~100 nm。驱油剂CN-1和携带液与原油间界面张力均高于3.69 mN/m,它们浸泡岩心后致使油水接触角升高,岩石表面亲水性减弱。与注入水相比较,CN-1驱油剂渗吸采收率增幅较高,说明纳米驱油剂具有提高洗油效率的作用。与CN-1驱油剂相比较,尽管表面活性剂BHS溶液洗油效率较高,同时乳化作用引起“贾敏效应”也产生了扩大波及体积效果,但其注入压力明显低于CN-1驱油剂的水平,扩大波及体积效果较差,最终采收率增幅较低。纳米颗粒在岩石孔隙内滞留引起渗流阻力和注入压力升高,进而造成中低渗透部位(孔隙)吸液压差和吸液量增大,因而扩大波及体积是CN-1驱油剂提高采收率的主要机理。纳米驱油剂注入时机愈早,采收率增幅愈大。

非均质油藏聚合物驱提高采收率机理再认识

以大庆、大港、长庆等油田的储集层岩石和流体为模拟对象,探讨了非均质油藏聚合物驱提高采收率的机理和技术途径,通过对比“等黏度”和“等浓度”条件下普通聚合物溶液、甘油、“片-网”结构聚合物溶液和非均相弱凝胶等的驱油效果,论证了聚合物类驱油剂黏度与驱油效果间的关系,提出了改善聚合物驱效果的方法。研究表明,聚合物在多孔介质内因滞留作用进而扩大注入水波及体积是聚合物驱提高采收率主要机理,而聚合物类驱油剂黏度与驱油效果不存在正相关性,具有“片-网”结构的聚合物虽然增黏能力较强,但与储集层岩石孔喉结构的配伍性较差,其可注入性和抗剪切性较差;非均相弱凝胶体系在多孔介质内具有较强的吸附、捕集作用,容易在储集层岩石孔隙内滞留,在高渗透层(区域)能够建立有效的渗流阻力,与具有“等黏度”或“等浓度”的聚合物溶液相比,扩大波及体积能力更强;长时间注入聚合物类驱油剂,势必会导致吸液剖面反转,大大降低聚合物驱开发效果,采用“高滞留”与“低滞留或不滞留”驱油剂交替注入,可进一步改善聚合物类驱油剂驱油效果。

Cr^(3+)聚合物凝胶成胶效果及其影响因素

高质量浓度聚合物具有较强的黏弹性,但应用中有时会出现聚合物分子聚集体尺寸与油藏岩石孔隙配伍性较差的问题。针对大庆油田储层地质特征和流体性质,通过岩心流动性实验和驱油实验,以渗流特性为评价指标,利用正交试验优选出分子内交联聚合物凝胶体系后,研究凝胶体系黏弹性和驱油效率。结果表明:调节聚合物质量浓度、配制水矿化度、w(聚/Cr3+)可获得分子聚集体尺寸较小且阻力系数和残余阻力系数较高的分子内交联聚合物凝胶体系。聚合物溶液发生分子内交联后,一方面聚合物分子线团传输运移能力增强,且刚性增强,通过岩心孔隙时形变能力减弱,滞留能力增强,可有效提升注入压力,扩大波及体积;另一方面体系黏弹性和第一法向应力差均增大,洗油效率提高,二者综合作用表现出较高的驱油效率。

无机地质聚合物凝胶堵剂的性能评价

针对胶结疏松易形成大孔道的高温高矿化度油田,以渤海油藏储层和流体为研究对象,用增黏剂蒙脱土、交联剂氢氧化钠、缓凝剂柠檬酸和主剂粉煤灰等制得无机地质聚合物凝胶堵剂,研究了堵剂的成胶速度及影响因素、耐温耐盐性能、封堵效果、液流转向效果以及封堵后的调驱效果。结果表明,随着主剂与交联剂浓度和温度的增加,无机地质聚合物凝胶成胶速度增大。配液水矿化度对无机地质聚合物凝胶成胶效果基本无影响,配液水中较高浓度的碳酸根和碳酸氢根会延长聚合物胶液的交联时间。当岩心水测渗透率大于18800×10^-3μm^2时,无机地质聚合物凝胶对岩心的封堵率随渗透率的增加而增大,且封堵率均大于90%。无机地质聚合物凝胶的耐冲刷能力和液流转向效果较好,可对高渗透层大孔道有效封堵,提高低渗岩心分流率。对于大孔道或特高渗透条带,封堵长度越大,增油降水效果越好。无机地质聚合物凝胶的封堵效果好于常规的聚合物凝胶和淀粉胶,可用于高温高矿化度油田大孔道的封堵。

溶剂水pH对Cr^(3+)聚合物凝胶分子内交联成胶效果影响

为进一步探究不同pH条件下Cr3+聚合物凝胶"分子内"交联成胶机理,针对大庆喇嘛甸油田储层地质特征和流体性质,以聚合物质量浓度、矿化度调节剂浓度和聚铬比为影响因素,在通过正交试验优选出成胶效果良好的聚合物凝胶配方组成基础上,研究了pH对Cr3+聚合物凝胶成胶效果影响。结果表明,酸性条件能够促进醋酸铬的电离,增大多核羟桥配离子与聚合物分子链上羧基之间发生配位反应的概率,有利于Cr3+聚合物凝胶形成"分子内"交联结构体系;随溶剂水pH增加,溶液中OH-数量增加,参与交联反应的Cr3+数量减少,聚合物凝胶分子内"交联成胶效果变差;适当降低溶剂水pH可进一步改善聚合物凝胶"分子内"交联成胶效果。

边底水油藏提高采收率方法实验

为了有效抑制红南油田边底水的锥进速度,进一步提高采收率,以油藏工程理论为指导,以物理模拟为技术手段,以红南典型物理模型为实验平台,开展了边底水油藏提高采收率方法实验研究。结果表明:边底水油藏采用注水开发方式时,通过适当增加注入压力可以提高采收率;与聚合物溶液相比较,水和表面活性剂提高注入压力后,采收率增幅较大;油井实施底水封堵后可以改善水驱开发效果。

强碱三元复合驱色谱分离及其影响因素——以大庆油区喇嘛甸油田为例

三元复合驱油体系中驱油剂的协同效应,会使油水间的界面张力大幅度下降,原油采收率大幅度提高;但三元复合驱油体系的色谱分离现象也会破坏其协同效应和完整性,揭示色谱分离现象及其影响因素对于改善三元复合驱油效果具有十分重要意义。以油藏工程和分析化学理论为指导,以化学分析和物理模拟为技术途径,并以大庆喇嘛甸油田典型区块地质特征和流体性质为研究对象,开展强碱三元复合驱色谱分离现象及其影响因素研究。结果表明,采用前置高浓度聚合物段塞后,可以有效扩大波及体积,但表面活性剂与碱和聚合物之间无因次等浓距增加,色谱分离现象加剧。大庆油区喇嘛甸油田不同区块油水性质差异对色谱分离现象存在影响,原因在于部分重烷基苯石油磺酸进入油相,影响水相中浓度检测值。强碱三元复合驱油体系中表面活性剂与碱和聚合物之间色谱分离程度比较严重,碱与聚合物之间较弱。

渤海NB35-2油田“调驱+热采”提高采收率技术

以油藏工程理论为指导,以数值模拟技术为研究手段,以NB35-2油田B17井组为研究平台,开展了单独水驱、调驱、热流体吞吐和"调驱+热采"联合作业数值模拟研究。在此基础上,优化了注入工艺参数,开展了矿场试验及效果分析。研究结果表明,"调驱+热采"联合施工开发经济效果最优。矿场试验表明:B17井组注入压力大幅度升高表明聚合物弱凝胶能够有效地封堵大孔道,调整吸液剖面;油井注入热流体后,井筒附近储层温度大幅度提高,原油黏度明显下降,渗流阻力减小,生产压差增加,原油产量大幅度提高。理论和实践都证明"调驱+热采"联合施工可以比单独调驱或热流体吞吐获得更好的增油效果,为海上稠油油藏高效开发探索出了一条有效途径。

聚合物驱合理黏度比实验研究——以大港油田港西三区为例

以大港油田港西三区储层和流体为实验对象,开展了聚合物驱合理黏度比实验研究。结果表明:随黏度比(μp/μo)、岩心平均渗透率和渗透率变异系数增加,聚合物驱采收率增幅扩大;随原油黏度增大,聚合物驱采收率增幅降低。从技术效果和经济效益两方面考虑,聚合物驱合理黏度比(μp/μo)约为1。

普通稠油油藏组合式提高采收率技术——以渤海SZ36-1油田为例

以渤海SZ36-1油田油藏地质特征和流体性质为研究对象,以黏度和采收率为评价指标,开展了调驱剂、封窜剂和冷采剂筛选和基本性能评价,进行了调驱、封窜、冷采以及"调驱剂+冷采剂"和"封窜剂+冷采剂"段塞组合措施增油效果物理模拟。结果表明,封窜剂(改性淀粉类,主剂浓度80000 mg/L,辅剂浓度2150 mg/L)较调驱剂(Cr3+聚合物凝胶,聚合物浓度4000 mg/L,聚合物与Cr3+质量比180∶1)具有良好的抗稀释和抗剪切性,按油水体积比1∶5将冷采剂与原油混合后会形成油内相、水外相(O/W)乳状液,促使原油黏度降低(黏度为540 m Pa·s的模拟原油经冷采剂乳化后的黏度降为3.4 m Pa·s),渗流阻力减小。随岩心非均质性增强,水驱采收率减小,"调驱剂+冷采剂"和"封窜剂+冷采剂"段塞组合措施的增油效果提高,两个措施间采收率增幅差值增加,表明封窜剂转向作用效果增强,促使后续冷采剂更多地转向进入中低渗透层,原油降黏范围增加,作用效果增强。在高、中、低渗透率分别为6000×10-3、2000×10-3、200×10-3μm2的非均质岩心上,单独调驱、封窜和冷采、"调驱剂+冷采剂"和"封窜剂+冷采剂"段塞措施的提高采收率分别为25.5%、33.9%、6.1%、30.4%、39.9%,"封窜剂+冷采剂"复合段塞的液流转向效果较好,采收率增幅较大。

基于压裂液滤失驱油作用的油井压裂方法及实践效果

聚合物压裂液在大庆油田压裂施工中取得了较好的增油降水效果。为了探索聚合物压裂增油机理,开展了压裂液驱油效果和滤失距离评价实验,从滤失和驱油角度分析了聚合物压裂液压裂增油作用机理,提出"驱油+压裂"提高油井压裂效果的方法,并在低渗透油藏油井进行了现场试验。结果表明,与胍胶溶液和聚合物凝胶溶液相比,聚合物溶液中分子聚集体尺寸较小,与岩心孔隙尺寸配伍性较好,滤失性较强,驱替过程中波及区域较大,驱油效果较好。与聚合物压裂液相比,聚/表二元体系驱油效果并未明显增加。滤失压裂液扩大波及体积作用明显强于提高洗油效率作用。随压裂液段塞尺寸和注入压差增加,压裂液滤失量增大,波及体积扩大,驱油效果提高。在相同渗透率和注入压差下,滑溜水溶液和聚合物溶液滤失速率更高,滤失能力更强;在同等滤失时间下,滑溜水溶液和聚合物溶液滤失距离较大,但滑溜水溶液驱油效果较差。聚合物压裂液良好的滤失性及驱油作用是大幅提高压裂施工增油效果的主要机理,可提高裂缝两侧基质内难动用原油的采出程度。基于聚合物压裂液滤失及驱油机理,提出了"驱油+压裂"(先驱油后造缝)方法。与常规压裂和"压裂+驱油"(边造缝边驱油)方法相比,该方法压裂液滤失量较大,扩大波及体积效果较好,增油效果更佳,对进一步提高油井压裂施工增油效果具有重要意义。图9表5参22。

头台油田茂503区块储层物性及增产措施研究

为进一步了解大庆油田外围低渗区块储层物性特征,为其开发措施调整提供理论依据。以头台油田茂503区块天然岩心为研究对象,采用压汞仪、X射线能谱仪、扫描电镜和驱替设备,在测定目标储层孔隙结构特征、矿物组成、润湿性和储层敏感性后,结合室内渗吸实验及矿场试验效果,提出了渗吸采油提高原油采收率的增产建议。头台油田茂503区块储层物性研究实验结果表明,储层岩石主要组成黏土矿物为伊利石、蒙脱石和高岭石,主要组成元素为氧(O)、硅(Si)、铝(Al),此外含有少量铁(Fe)、镁(Mg)、钠(Na)、钡(Ba)、碳(C)等元素。目标储层孔隙度范围为10%~17%,渗透率范围为(0.4~8.2)×10^(-3)μm^2,属于中等孔隙度、特低渗透砂岩储层,岩石孔喉尺寸相对较小,分选性和连通性较差;岩石表现出弱亲水性,毛管力在采油过程中可作为动力加以利用;储层岩石表现出较强流速敏感性、水敏感性和碱敏感性。室内实验及矿场试验均表明,类似物性区块适合开展渗吸采油,适当加入表面活性剂有利于提高渗吸采收率,改善开发效果。

智能分注分采技术改善水驱开发效果评价方法

近年来,智能分注分采技术在改善油藏水驱开发效果方面发挥着十分重要作用,为评价该技术改善水驱开发效果程度,考虑储层物性、流体性质、采出程度和开发动态等影响因素,建立了一套量化综合评价方法。首先对油田常用开发效果评价指标进行归纳分类,确定筛选原则并依据逻辑分析法筛选出了9个典型评价指标,再以采收率为目标函数,结合灰色关联分析法和层次分析法,确定各评价指标综合权重,在此基础上,依据油田现有开发水平分级行业标准,建立不同原油黏度和含水阶段下分级制评分标准。计算目标油田智能分注分采技术应用前后综合分值和分差值,该分差值代表智能分注后水驱开发效果改善程度,差值越大,水驱开发改善程度越大,剩余油动用程度越高。数值模拟结果也表明,分差值与增油效果呈正相关。

水侵和布井方式对水平井开发效果影响及作用机制分析

为了经济合理开发边底水油藏,认识水侵规律,研究剩余油分布情况,为水侵治理和改善水平井开发效果提供理论依据和指导,根据渤海油田实际地质特征和流体物性建立理论地质模型,研究了底水、边水和注入水等不同水侵方式和布井方式对水平井开发效果的影响,分析了不同水侵方式下水平井生产动态特征。结果表明:对于底水油藏,可增加避水高度来延缓底水锥进,延长油井无水采油期,但在均质油藏中避水高度对水平井出水位置基本无影响;对于边水油藏,水平井水平段与边水间夹角越大,水平井见水时间越早,见水位置出现在水平井近边水端;对于注水开发油藏,随两水平井间夹角增大,油井见水时间提前。同时,针对不同水侵方式给出了开采剩余油的措施。

基于WPF的油藏模型三维可视化解决方案

以往油藏数据的可视化研究绝大多数是基于C++语言和OpenGL图形技术,大多数商业软件基于OpenGL的高级商业软件包Open Inventor,也有一部分使用开源软件包OSG或直接使用OpenGL开发。Windows作为目前的主流桌面平台,能够提供非常强大的图形功能,并且提供了强大的Direct 3D图形接口用于WPF开发。本文提出一种基于WPF技术和MVVM设计模式并利用helix、directx图形接口的高性能三维可视化解决方案,不仅在显示效率和效果上能够满足需求,同时通过应用MVVM模式,使得三维控件的易用性得到较大提高,能够方便地嵌入WPF应用中,该模式对于实现更高质量,更易于维护和移植的软件意义重大。

智能分注分采技术应用效果及其影响因素研究

近年来,渤海油田智能分注分采技术已取得较好的水驱开发效果,解决了常规单井测调作业占用平台时间长、测调效率低、水平井和大斜度井适应性差等问题。为进一步对智能分注分采技术规模化应用提供理论依据和指导,依据渤海BZ28-2S油田实际地质模型,开展了单独分注、单独分采和分注分采3种注采方式在不同分注或分采率下增油效果研究和对比分析,并且首次通过数模软件实现水嘴调配,分析调配频率对增油效果的影响。结果表明:3种注采方式均可改善水驱开发效果,但分注分采的增油效果要好于单独分注,单独分注要好于单独分采;分注分采最优组合为分注率80%+分采率100%,单独分注最优分注率为80%,单独分采最优分采率为100%,不建议油田大规模实施分采;分注和分采存在协同作用,可进一步扩大水驱波及体积,提高剩余油动用程度;同时对分注和分采井合理提高调配频率,会进一步提高油田开发效果。

海上油田分注分采效果及其影响因素数值模拟——以渤海SZ36-1油田为例

依据渤海SZ36-1油田地质特征和流体性质,通过建立排状注采井网地质模型,利用CMG油藏数值模拟软件,开展了笼统注采、水井单独分注和“分注+分采”三种注采方式下的增油效果,以及影响“分注+分采”增油效果的因素研究。结果表明,实施分注分采有利于进一步扩大各层注入水波及体积,提高水驱采收率,但过早或过晚实施分采均会减弱增油效果,排状注采井网的最佳分采时机为含水90%,最优分注率为33%;随井排距比增大,采收率增幅呈现“先升后降”的趋势,合理井排距比为1.25;对平面非均质性强的油藏,实施分注分采可调整平面矛盾,改善驱替前缘呈“矩形”推进,从而提升增油效果。

分层注水配注方法及其影响因素数值模拟研究

为进一步改善海上油田分层注水开发效果,对现有分层配注方法特点进行了归纳和总结,随后针对渤海SZ36-1油田典型地质油藏特征和流体物性,采用CMG数值模拟软件建立了理论模型,以累积增油量或采收率为评价指标,研究了不同配注方法在不同分注时机条件下的油藏适应性以及分注效果的影响因素。结果表明,分层注水要根据现场数据资料充裕程度和各方法油藏适应性来合理选择配注方法。在低含水时期,推荐使用剩余油法、厚度法以及存水率法;在中高含水时期,推荐使用剩余油法和存水率法;在特高含水期,推荐使用存水率法或欠注法;而地层系数法不推荐使用。对于排状注采井网,分注率愈高,增油效果愈好,推荐分注率范围为大于60%;水井分注配注误差应控制在10%以内、分注合格率应达到75%以上。

聚合物驱吸液剖面反转机制、应对方法及实践效果

大庆、大港和渤海油田的矿场测试资料表明,化学驱中、后期注入井都出现了吸液剖面反转现象,因此降低了增油降水效果。为进一步探究聚合物驱吸液剖面反转机理、提高化学驱开发效果,采用"分注分采"岩心物理模拟方法,开展了聚合物驱过程中吸液剖面反转作用机制和应对方法实验研究。研究结果表明,水驱油藏提高采收率的关键在于增加储层内中、低渗透部位吸液压差,为此可以提高注液速度或利用化学材料滞留增大高渗透部位渗流阻力或采取侧钻和微压裂等措施减小低渗透部位渗流阻力。聚合物驱过程中,聚合物在储层内低渗透部位滞留所引起渗流阻力和吸液启动压力增幅要远大于高渗透部位的水平,加之注入压力受限于储层岩石破裂压力,二者共同作用引起注入井吸液剖面反转现象。采取高滞留与低滞留能力聚合物溶液(或二元和三元复合体系)交替或梯次注入方式可以降低厚油层内低渗透部位渗流阻力和吸液启动压力升高速度,进而减小吸液剖面反转速度。矿场试验表明,不同滞留能力驱油剂交替或梯次注入减小了吸液剖面反转速度,提高了化学驱增油降水效果。

边底水油藏提高采收率技术效果数值模拟研究——以吐哈红南油田为例

红南油田属于边底水油藏,于1996年投入开发,以衰竭式开发为主.经历长期稳产及加密调整开发后,2008年开始边底水锥进速度加快,含油面积快速收缩,油田产量大幅递减,亟待采取应对技术措施.拟以油藏工程理论为指导,以数值模拟方法为技术手段,以正交试验原理安排实验方案,对比了衰竭式、注入井作业(包括空白水驱开发及注入井凝胶调驱后聚驱开发)及注入井-油井联合作业(即注入井-油井共同凝胶调驱后聚驱开发)等不同开发方式对目标井组开发效果的影响.结果表明,对于含水率较高的边底水油藏,衰竭式开发效果好于水驱的开发效果;聚合物凝胶可以很好地控制边底水锥进,增强驱油效果;与水井单独控制边底水锥进措施效果相比较,水井-油井联合作业可以取得更好的技术经济效果.