老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践

传统方式的化学驱项目一般采取“2+3”的协同方式,也就是先通过水驱井网调整一次到位,再实施化学驱,受剩余油认识和预测精度的影响,会出现部分低产低效井,化学驱含水谷底平台期短,提高采收率幅度有限。为此,胜利油田通过基础攻关和探索实践,创新提出了化学驱与动态优化调整加合增效的“3+2”大幅度提高采收率技术,该技术是指在化学驱过程中,充分发挥和利用驱油体系扩大波及体积、提高驱油效率、调整动态非均质性的特点,主动培育、壮大动态剩余油富集区(“油墙”),适时井网调整、重构流场、均衡注采,高效动用、采出“油墙”,最大程度延长化学驱含水谷底平台期,实现三次采油和二次采油(“3+2”)适配优化、大幅度提高采收率的目的。通过大量物理模拟和数值模拟研究,明确了“井网-驱油剂-剩余油”适配优化提高采收率的机理。该技术在胜坨油田二区东三段5砂组进行了应用,通过优化“3+2”井网调整方式、驱油体系和注入参数等,预计区块含水谷底平台期从3 a延长至8 a,最终采收率为60.5%,比原方案采收率再提高7.5百分点。该技术是老油田大幅度提高采收率的关键技术,可以为中外同类型油藏延长化学驱见效高峰期提供指导和借鉴。

胶囊聚合物驱提高采收率方法

针对常规聚合物驱剪切易降解、注入困难等难题,提出了胶囊聚合物驱提高采收率方法,采用多尺度渗流实验及模拟技术分析了胶囊聚合物驱渗流机制与驱油机理。研究表明:胶囊聚合物驱具有易注入、抗剪切、地层可控释放、吸附滞留率小的优势,具有很好的远距离运移能力,可实现聚合物驱“油藏深部增黏”;胶囊聚合物增黏程度越高,抑制黏性指进的能力越强,驱替前缘越趋于均匀,驱替波及范围越大。胶囊聚合物的释放性能主要受温度影响,温度越高,胶囊聚合物溶液增黏速度越快,而矿化度对胶囊聚合物溶液增黏速度的影响很小。胶囊聚合物驱适用于传统聚合物驱效果不佳的高含水油藏、井距较大的海上聚合物驱油藏、常规聚合物注入性较差的中低渗透油藏等。实施胶囊聚合物驱应“因地制宜”,根据目标油藏条件设计合理的胶囊粒径、释放时间以达到最优的驱油效果。

不同熟化程度的聚合物在多孔介质中的渗流规律及驱油性能

聚合物在注入地层过程中受到的物理、化学降解严重,黏度损失大。为了减少聚合物注入过程产生的黏度损失,提出不完全熟化聚合物驱油技术。在70℃下,通过改变机械搅拌器的搅拌时间,制得具有不同黏度和熟化程度为60%~100%的聚合物体系;基于宏观和微观模型对不同熟化程度聚合物在多孔介质中的渗流规律及驱油性能进行研究。结果表明,相较于完全熟化聚合物,不完全熟化聚合物体系具有更好的黏弹性,可更好地动用残余油、提高微观驱油效率;不完全熟化聚合物体系可以建立更高的阻力系数和残余阻力系数,经多孔介质剪切后可以保留更高的有效驱替黏度;聚合物熟化程度过低不利于聚合物进入油藏深部,60%熟化程度聚合物体系堵塞主要发生在靠近填砂管注入端0—1/5处,而80%和100%熟化程度聚合物体系堵塞主要发生在靠近填砂管注入端1/5—2/5处;相对于水驱,60%、80%及100%熟化程度聚合物宏观驱油的采收率增幅分别为26.2百分点、29.0百分点和23.3百分点,微观驱油的采收率增幅分别为37.3百分点、44.9百分点和36.0百分点。对于非均质油藏,由于不完全熟化聚合物残留的未溶解胶团颗粒具有良好的封堵调驱性能,提高了低渗透层的吸液量,扩大了波及体积,从而提高了低渗透层的采收率。研究结果可为不完全熟化聚合物驱油现场试验提供一定的理论指导。

聚合物驱研究进展及技术展望

随着我国对石油的需求量不断增加,对油气田的进一步挖潜显得至关重要。化学驱技术是提高采收率的重要技术之一,而聚合物驱作为最主要的化学驱提高采收率方法,在矿场上已经得到了广泛应用,并取得良好的驱油效果。该文通过对聚合物驱的基本原理以及各种驱油用聚合物的发展现状进行综述,对聚合物驱的矿场应用效果进行总结,展望了聚合物驱在高温高盐等苛刻油藏环境下的发展方向。通过综述可以看出,虽然耐温抗盐共聚物、速溶聚合物、两亲聚合物等功能型聚合物已成功研发,但应用于矿场的聚合物类型仍然有限,如何将新型聚合物的研发成果应用于现场提高采收率是重点发展方向。随着不同聚合物类型的研发,对聚合物驱油机理的研究需要继续深入。

低温无机铝凝胶调剖体系的研制和性能研究

目前部分水解聚丙烯酰胺凝胶体系广泛应用于油田调剖堵水中。常规的交联剂体系成胶温度较高,调堵效果易受到矿化度、地层吸附及剪切的影响,难以应用于低温高矿化度油藏。以AlCl_(3)为反应物、六亚甲基四胺C_(6)H_(12)N_(4)为pH值调节剂、二水合柠檬酸钠Na_(3)C_(6)H_(5)O_(7)·2H_(2)O为控制剂,制备了一种适用于低温油藏、耐盐性强、热稳定性较好且成交时间可控的铝凝胶堵剂体系。研究了反应物和pH值调节剂浓度、温度、矿化度及控制剂对铝凝胶成胶时间、成胶强度的影响,并用物理模拟实验评价了铝凝胶的注入性能、封堵性能和耐冲刷性能。研究结果表明:该铝凝胶堵剂体系在40℃下成胶时间为2.5~29 h,且连续可控;体系可耐高钙高盐;60℃条件下体系可在较长时间内保持较高强度。物理模拟实验结果表明:低温铝凝胶体系具有较好的注入性能、封堵性能和耐冲刷性能,其封堵率在95%以上,可以满足低温油藏调堵的需要。

油田调驱用聚合微球的构效关系及应用进展

聚合微球是一种基于聚丙烯酰胺的可吸水溶胀凝胶树脂,在油田调驱中取得了良好的降水增油效果。随着开采重点逐渐向低渗、中低渗高温油藏偏移,聚合微球的粒径尺寸、缓膨性能以及耐温抗盐抗剪切性能成为重要的研究课题。该文对近年来不同聚合微球的结构特点和构效关系进行综述,总结了不同聚合微球所适用的油藏条件,分析了聚合微球粒径和溶胀性能的影响因素,探讨了聚合微球的调驱机理,并对聚合微球的研究方向进行了展望。针对聚合微球关于纳米尺度的报道较少,高温下溶胀速度快,驱油机理单一等问题,需要加深对聚合微球溶胀机理和黏弹机理的研究,优化反相微乳液法合成条件,研发具有核壳结构的纳米聚合微球,并与其他化学试剂协同调驱,从而拓宽聚合微球在低渗、中低渗高温油藏的应用领域。

耐温抗盐聚合物在多孔介质中的渗流规律及驱油效果

针对胜利Ⅲ类高温高盐中低渗油藏的特点,采用岩心流动物理模拟实验方法,研究聚合物质量浓度、分子量和岩心渗透率对耐温抗盐聚合物在多孔介质中渗流规律及驱油效果的影响。结果表明:渗透率约为350×10μm^(2)时,随着耐温抗盐聚合物分子量和质量浓度的增加,聚驱注入压力上升幅度及最高注入压力均增加,“先突破再降低”趋势也越显著;当分子量高于2.0×10^(7)和质量浓度高于2500 mg/L时,阻力系数快速增加,残余阻力系数增加幅度较小;岩心渗透率越小,聚驱注入压力上升幅度及最高注入压力越高;随着岩心渗透率的减小,阻力系数和残余阻力系数均呈上升趋势;渗透率约为350×10μm^(2)的岩心,在不影响注入性的前提下,高分子量低质量浓度聚合物溶液的采收率相对水驱提高了13.32%,驱油效果明显优于低分子量低质量浓度和低分子量高质量浓度聚合物。

微胶囊乳液型聚合物驱油剂研制与评价

聚合物驱是一项成熟的化学驱提高采收率技术,目前矿场主要应用干粉类聚合物产品,因此需要在地面大规模建设溶解、熟化设备,将干粉类聚合物溶解成高黏溶液,然后将其经注聚管柱并通过炮眼注入油藏。在此过程中,聚合物溶液受到强剪切,黏度严重损失,对聚合物驱推广及规模应用效果产生较大影响。利用聚氨酯微胶囊为壳材对乳液型聚合物颗粒进行包裹,制备成微胶囊乳液型聚合物。该类聚合物微观形貌为表面平滑的圆球颗粒,粒径分布在100~600 nm,呈双峰分布;微胶囊在水中可通过缓慢溶胀破裂,实现溶液缓释增黏;与乳液型聚合物相比,微胶囊乳液型聚合物经机械剪切后的黏度损失率仅为4.7%,并可有效降低剪切作用对聚合物分子链造成的机械降解。利用物理模拟实验对微胶囊乳液型聚合物的岩心内缓释增黏性能进行研究的结果表明,微胶囊乳液型聚合物具有良好的缓释增黏能力。微胶囊乳液型聚合物还具有在线配注、缓释增黏、抗剪切等潜力,具备较大的研究价值及应用前景。

Capsule polymer flooding for enhanced oil recovery

To solve the problems of shear degradation and injection difficulties in conventional polymer flooding,the capsule polymer flooding for enhanced oil recovery(EOR)was proposed.The flow and oil displacement mechanisms of this technique were analyzed using multi-scale flow experiments and simulation technology.It is found that the capsule polymer flooding has the advantages of easy injection,shear resistance,controllable release in reservoir,and low adsorption retention,and it is highly capable of long-distance migration to enable viscosity increase in deep reservoirs.The higher degree of viscosity increase by capsule polymer,the stronger the ability to suppress viscous fingering,resulting in a more uniform polymer front and a larger swept range.The release performance of capsule polymer is mainly sensitive to temperature.Higher temperatures result in faster viscosity increase by capsule polymer solution.The salinity has little impact on the rate of viscosity increase.The capsule polymer flooding is suitable for high-water-cut reservoirs for which conventional polymer flooding techniques are less effective,offshore reservoirs by polymer flooding in largely spaced wells,and medium to low permeability reservoirs where conventional polymers cannot be injected efficiently.Capsule polymer flooding should be customized specifically,with the capsule particle size and release time to be determined depending on target reservoir conditions to achieve the best displacement effect.