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。

胜利油田高温高盐油藏化学驱提高采收率技术进展

胜利油田化学驱资源丰富,但由于储层非均质性强、油藏温度高、地层水矿化度高、钙镁离子含量高和原油黏度高等问题,化学驱技术实施难度较大。历经多年攻关,创建了高温高盐油藏化学驱理论,形成了聚合物驱、无碱二元复合驱、非均相复合驱和降黏复合驱等化学驱技术系列,解决了地层温度为85℃、地层水矿化度为30000 mg/L、钙镁离子质量浓度为1500 mg/L、地层原油黏度为1000 mPa·s以内油藏大幅度提高采收率的难题。基础理论方面,阐明了“变形通过、液流转向、均衡驱替、调洗协同”的非均相复合驱提高采收率机理,取得了高黏油藏化学驱“黏弹性并重”与“大幅度降低黏附功”的重要认识。技术应用方面:针对海上油田大幅度提高采收率技术难题,研制了高效二元复合驱油体系,设计了全密闭配注工艺,形成了海上油田二元复合驱技术;针对聚合物驱后油藏与高温高盐油藏条件,发明了黏弹性颗粒驱油剂,研发了非均相复合驱油体系,创建并发展了非均相复合驱技术;针对高黏油藏,研发了高黏弹聚合物和高效表面活性剂,研制了降黏复合驱油体系,形成了高黏油藏无碱二元复合驱技术。截至2023年10月,胜利油田高温高盐油藏化学驱技术已动用石油地质储量达6.3×10^(8)t,累积产油量为7701×10^(4)t,累积增油量为3604×10^(4)t,为胜利油田持续稳产、高质量发展提供了强力支撑。

近井地带高速剪切对油田驱油用非均相体系性能的影响

通过设计近井地带高速剪切模拟装置,研究了不同注入强度下非均相体系经近井地带高速剪切后的性能。实验结果表明:随着注入强度由6 m^(3)/(m·d)增加到12 m^(3)/(m·d),高速剪切后的非均相体系溶液表观黏度损失率由12.5%大幅增加至41.2%。在注入强度为12 m^(3)/(m·d)条件下,剪切后的非均相驱油体系黏弹性颗粒明显减少,体系由剪切前的弹性流体变为剪切后黏性流体。岩心渗流和驱油实验表明,经过近井地带高速剪切后,非均相体系渗流阻力系数降低接近90%,提高采收率降低4.2%。

胜利油区海上油田二元复合驱油体系优选及参数设计

胜利油区海上油田水驱开发产量呈现逐年下降的趋势,急需转换为二元复合驱方式进行提速增效开发.二元复合驱作为大幅度提高原油采收率和采油速度的有效方法,已经在陆上油田大规模推广应用.但是,由于油藏条件存在差异,海上油田无法照搬陆上油田方案.按照海上油田开展二元复合驱技术要求,通过对多个驱油剂产品的溶解性、热稳定性、抗盐性等关键指标进行优选,得到由聚合物C10与复配的高效活性剂组成的配伍性和稳定性良好的二元复合驱油体系.结合室内物理模拟实验和数值模拟研究,对二元复合驱油技术的注入黏度、注入速度以及段塞尺寸等注入参数进行了优化设计.研究结果表明,该二元复合驱油体系注入0.4 PV之后,采收率提高29.2%,相对于同段塞尺寸单一聚合物驱增加11.3%.数值模拟预测结果显示,在最佳黏度比为0.5、注入速度为0.07 PV/a、最佳注入段塞尺寸为0.42 PV的条件下,与水驱相比二元复合驱可提高采出程度11.6%,最大幅度提高海上油田采油速度和原油采收率.

普通稠油油藏聚合物驱提高采收率研究与实践--以孤岛油田B21单元为例

普通稠油油藏水驱开发面临原油黏度高、指进严重且采收率低的问题,亟需转换开发方式,进一步提高采收率。以孤岛油田B21单元普通稠油油藏为目标区,通过数值模拟,建立了不同原油黏度油藏聚合物驱的驱替相与原油合理黏度比界限图版;通过室内增黏实验,确定目标区适用的聚合物质量浓度界限;再采用数值模拟方法,优化确定聚合物最佳注入浓度;结合物理模拟实验,优化高低浓度交替注入方式,相同聚合物用量下可更大幅度提高采收率;考虑开发效果和经济性两方面指标,制定了不同原油价格和不同聚合物价格下聚合物经济极限用量界限图版,对普通稠油油藏聚合物驱持续经济高效开发具有重要指导意义。现场应用结果表明,截至2021年7月,日产油量由285 t/d最高上升至441 t/d,最大升幅为156 t/d,综合含水率由89.1%最低降至76.2%,最大降幅为12.9%,已累积增油量为61.4×10^(4) t,已提高采收率达7.0%,降水增油效果显著。

支化预交联凝胶颗粒微观驱油机理可视化实验

由于良好的黏弹性、耐温抗盐性和悬浮性能,支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)作为驱油剂已广泛应用于三次采油领域。文中将B-PPG岩心驱替实验与CT扫描技术相结合,研究了B-PPG在真实岩心驱替过程中的微观驱油机理。实验结果表明:与水驱相比,驱替至残余油阶段,B-PPG驱采收率提高了16.0百分点。基于CT扫描微观可视化研究,制定了剩余油赋存形态的划分标准,发现B-PPG颗粒能以暂堵—变形—运移的方式从岩石表面剥离更多连片的剩余油,使剩余油呈现更低的接触面积比,驱替至残余油阶段时,形态复杂的多孔状剩余油成为主要赋存形态。

海上驱油用聚合物关键指标研究

胜利海上埕岛油田与陆上油田相比具有不同的环境和工艺,其空间小、平台寿命有限、流程短、特殊配制系统、湿度大、井距大。目前已有的聚合物溶解时间长、颗粒不均匀、流动性差、黏弹性低,无法满足油藏聚合物驱要求。因此针对海上亟需大幅度提高采收率的特点,通过微观模拟和剪切试验筛选出适合海上油田的聚合物类型为速溶高黏弹聚合物。针对海上特点,建立吸潮率、颗粒研磨率、热稳定性、岩心多次滤过保留率等评价方法。通过不同吸潮率聚合物溶解实验发现,聚合物的吸潮率<5.0%时,对吸潮后的聚合物进行过滤因子测试<2.0,吸潮后的聚合物有较好的溶解性。研究了聚合物颗粒含量对吸潮率的影响,小于0.15 mm的细粉含量>3%时,聚合物30 min的吸潮率>5%。研究了颗粒含量对设备的适配性,大于1.0 mm的粗粉含量>4.0%时,聚合物研磨率较低,不利于设备对聚合物的研磨。聚合物具有6个月的热稳定性和多孔介质滤过黏度保留率>90%时,能保证在海上大井距下有较高的驱油效率。对速溶黏弹聚合物进行了上述评价,结果表明速溶高黏弹聚合物满足海上油藏聚合物驱要求。

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.