高温高盐油藏S/P二元复合驱室内实验研究

针对高温(98℃)、高盐(矿化度122.4 g/L)、不宜使用含碱驱油剂的中原胡12块砂岩油藏,实验考察了S/P二元复合驱替液的配方和性能.实验温度98℃,实验溶液用矿化度122.4 g/L、Ca2++Mg2+ 1.0 g/L的油田污水配制,实验原油地下密度0.8236 g/cm3,地下粘度9.11 mPa·s.从11种商品表面活性剂中筛选出的石油磺酸盐MJ2和DQ,0.4%溶液的界面张力平衡值达10-3 mN/m超低值.=1.7×107、2.4×107的商品HPAM Y1、Y2与MJ2、DQ(0.3%)的二元体系粘度(7.34 s-1,下同)很低,＜4 mPa·s,疏水基摩尔分数为0.20%、0.25%的商品疏水缔合聚合物AP-P4、AP-P5的二元体系粘度高,当聚合物浓度为1.5 g/L时MJ2/AP-P5体系的粘度＞50 mPa·s.1.5 g/L AP-P5/MJ2和DQ体系在表面活性剂质量分数为0.1%～0.3%时出现宽的高粘度峰.AP-P5/MJ2和DQ体系在11000 r/min剪切0.5分钟后静置时,60分钟粘度恢复率为80%,10小时为85%.在天然岩心中注入0.25 PV 0.05%～0.50% MJ2/1.5 g/L AP-P5体系,采收率随MJ2质量分数增大而提高,MJ2为0.25%时采收率比水驱提高20%.图5表2参1.

非均质变异系数对S/P驱各小层驱油效果及动态特征的影响

利用数值模拟技术,在45℃及大庆地层水条件下,研究了油层非均质变异系数(V_k)对表面活性剂/聚合物(S/P)复合驱时各小层驱油效果及动态特征的影响。用油藏数值模拟软件建立理想地质模型,纵向分为7个小层,V_k相同时(V_k>0),1～7小层的渗透率从小到大。当0<V_k<0.3时,各小层及全区的最终采出程度受V_k的影响小,稳定在60%OOIP左右。随着V_k的增大,第1～4小层以及全区的最终采出程度随着V_k的增大而降低;而第5～7小层的最终采出程度基本稳定。V_k越大,低渗小层的采出程度越低。当V_k=0.9时,第1～7小层的采出程度分别为OOIP的3.39%、8.22%、21.13%、41.83%、63.38%、63.95%、63.97%。对应的,第1～7小层的S/P体系注入量分别为0.0014、0.0031、0.0077、0.02、0.051、0.1183、0.1971 PV。与水驱采收率相比,中、低渗层S/P驱采收率增幅高于高渗层,且渗透率不同,采收率增幅最大值对应的V_k不同。第1～5小层采收率增幅最大值对应的V_k分别为0.3、0.3、0.5、0.72和0.9;第6、7小层的采收率增幅受V_k的影响较小。当全区综合含水达到98%时,随V_k增大,各小层的含水率曲线与对应的采出程度曲线的变化趋势基本一致,说明最终采出程度低的层位,同时也是含水率低的层位。

S/P二元复合驱相对渗透率曲线研究

模拟油藏实际开发状况,采用非稳态法的物理模拟驱替实验测定了相对渗透率曲线;测定了岩心基本参数,建立二元复合驱和四块表面活性剂驱相对渗透率曲线;通过相对渗透率曲线给出含水饱和度、束缚水饱和度和采收率等其它参数。同时分析油层润湿性、孔隙结构和产油量变化趋势,通过三种不同岩心模拟驱替实验相对渗透率曲线对比,得出二元复合驱适合该油藏的油田开发。

聚驱后井网加密与二元复合驱结合提高采收率实验研究

国内一些油田已陆续进入聚合物驱后续水驱阶段,亟待研发聚驱后进一步提高采收率技术。为此,应用物理模拟方法,研究了聚驱后井网加密和二元复合驱相结合进一步提高采收率方法。实验过程中,利用饱和度监测技术测量物理模型含油饱和度的变化规律。实验结果表明,聚驱后油层仍有大量剩余储量,通过井网加密和二元复合驱结合可进一步提高采收率29.86%。

海南3断块二元驱技术研究与应用

根据辽河油田海南3断块油藏的具体特点,研究了聚合物微球/表面活性剂二元驱技术。通过室内物理模拟实验,研究了聚合物微球浓度、表面活性剂浓度和段塞大小对二元驱效果的影响,对二元驱的基本参数进行了优化。研究结果表明,海南3断块二元驱中表面活性剂复配体系的最佳质量分数为0.007 5%甜菜碱17+0.01%表面活性剂6501;聚合物微球的最佳质量分数为0.30%;段塞大小对二元驱效果有较大影响,随着段塞体积的增大,采收率增值增大到26.12%后增幅逐渐变小,最佳注入段塞为0.35 PV。该技术自2015年在海南3断块应用后,阶段累计增油超过1万t,表明聚合物微球/表面活性剂二元驱技术在中低渗油藏水驱后期具有广泛的应用前景。

适合海水二元复合驱配方研究——以埕岛油田为例

为加快海上油田开发速度,针对海水矿化度高、Ca2+、Mg2+浓度高的特点,从活性剂抗钙镁能力、界面张力、聚合物速溶等方面对二元复合驱体系的性能进行了研究。结果表明:S-1、S-2两种表面活性剂浓度为0.3%时可使原油界面张力达到10-4m N/m,两种表面活性剂具有较宽的浓度窗口,油藏适应性好。当Ca2+、Mg2+浓度达到2 500 mg/L时界面张力仍能达到10-3m N/m,具有良好的抗钙镁能力。新2#和新5#聚合物在海水条件下溶解性能和增粘性能较好。聚合物对活性剂降低界面张力能力影响较小。室内物模试验表明二元复合驱室内可提高采收率26.1%。海上油田实施二元复合驱,有利于为加快开发速度,最大限度提高采收率。

孤东小井距复合驱采出液预处理试验研究

复合驱采出液的处理是复合驱油工艺的配套技术。本文分析了孤东小井距复合驱采出液对孤东一号联合站原油脱水的影响，介绍了孤东小井距复合驱采出液预处理工艺流程、化学处理剂评选及预处理现场试验中取得的明显效果。复合驱采出液预处理是有效的、可行的。

三元复合体系在多孔介质运移过程中变化规律研究

为进一步探索三元复合体系在储层中的运移变化规律,针对大庆油田流体性质和地质特征,以油藏工程、表面活性剂化学和油田化学为理论指导,基于复合体系各组分浓度动态测试结果,开展了三元复合体系黏度、界面张力和驱油效果变化规律实验研究和机理分析。结果表明,三元复合驱过程中,聚合物、表面活性剂以及碱呈现出不同的沿程滞留特征,出现色谱分离现象,表面活性剂浓度下降速率远快于聚合物和碱浓度下降速率,整个驱替过程中超低界面张力和高黏度状态仅能够保持大约1/3的井距长度。超低界面张力对三元复合驱阶段采收率的贡献比有限,有大约60%以上原油不是复合体系在超低界面张力状态下采出的。三元复合驱使用体系只要在保持较低界面张力状态的同时兼顾充分的黏度性能,也可能获得同样良好的驱油效果。

改性烷醇酰胺类表面活性剂驱油体系研究

考察了改性烷醇酰胺阴-非离子表面活性剂(NBS)复合驱油体系的界面张力和驱油效果。实验表明,NBS的无碱二元驱油体系在较宽的表面活性剂及聚合物浓度范围内都具有较好的界面活性和稳定性。模拟驱油实验中,所选的NBS无碱二元驱油体系在水驱基础上可提高采收率18,73%以上,与相同条件下三元复合驱采收率相接近。此外,将NBS表面活性剂与现有重烷基苯磺酸盐(HABS)的三元复合体系进行复配后,可有效降低三元驱中强碱的使用浓度,且体系界面活性及稳定性等指标均满足油田要求。

考虑毛管力/流变性/相渗作用的聚表二元驱前缘位置预测

油气田开发过程中,驱替相的前缘位置对评价驱替效果、判断储层特性等具有十分重要的意义.然而,由于储层渗流规律的复杂性,使得该问题较为难解.基于表达界面张力的拉普拉斯方程,来表示毛管力的大小,建立了考虑毛管力影响时的二元驱分流方程和前缘推进位置的微分方程.在微分方程的求解过程中,又考虑了聚合物的幂律指数、稠度系数两个流变性参数,和二元驱过程中储层渗透率、相渗曲线的变化.应用该方程计算锦州9-3油田注二元井的见二元时间,计算结果与实际矿场测试结果一致,对提高区块聚表二元驱的驱替效率有重要的指导意义.