大庆油田三类油层聚合物驱开发实践

在分析大庆油田三类油层地质特征的基础上,通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,以及对大庆油田正在开展的三类油层注聚合物试验区开发状况分析,总结出大庆油田三类油层聚合物驱开发的主要做法:细分开采层系,严格控制注聚合物对象,减少层间差异,提高油层动用程度;三类油层聚合物驱需缩小注采井距至100m左右,以提高聚合物驱控制程度,完善井网注采关系。优选三类油层聚合物相对分子质量时,需要考虑聚合物相对分子质量对驱油效果的影响,并考虑聚合物相对分子质量与油层配伍性以及低渗透油层黏土矿物膨胀对渗透率的影响。

部分水解聚丙烯酰胺驱油过程中机械降解研究——分子量、粘度及相关参数的变化

以单分散PAM为标样,1mol/LNaCl水溶液为溶剂,用GPC-LS联合技术在25℃测定了水解度25.0%的驱油聚合物HPAM的分子链远程结构参数。HPAM在新配溶液中,〈M〉n和〈M〉w分别为4.672×106和4.820×106,开始聚合物驱2年、4年、6年后采出液中分别降至原值的12.6%和19.0%,18.4%和24.9%,20.2%和22.2%;均方回转半径值的变化相似。1000mg/L的HPAM清水溶液在45℃受剪切后,〈M〉n和〈M〉w随剪切速率和剪切时间增加而下降,5000s-1和3min时降至最小,为原值的25%左右。HPAM溶液流经2.0μm2岩心后,粘度(45℃,7.34s-1)和〈M〉w随注入流量增加而持续下降,粘度在流量20mL/min(2747s-1)时下降至原值的20.8%,〈M〉w在流量大于1mL/min(137s-1)后迅速下降,5mL/min(687s-1)时下降至原值的1/3以下,此后下降趋缓;粘度和〈M〉w在岩心渗透率为2.0,1.0μm2时下降较缓,为0.45,0.25μm2时下降剧烈。用地层水配制的溶液在45℃放置5天,HPAM的〈M〉n基本不变,〈M〉w轻度下降。结论:HPAM发生降解的主要原因是HPAM通过油层孔隙孔喉时高分子链受到剪切和拉伸共同作用而断裂;岩心内的降解与注入流量密切相关,临界流量是1mL/min(相当于175s-1);化学降解等不是主要因素。图7表2参19。

聚驱后井网加密高质量浓度聚合物驱提高采收率试验

对于聚合物驱后不同类型的剩余油需要采取有针对性的开采方法。开展了井网加密与高质量浓度聚驱相结合的矿场试验研究,针对大庆油田北二东剩余油主要分布在分流线附近和薄差油层的特征,通过井网加密改变液流方向挖掘分流线剩余油,通过高质量浓度聚驱进一步扩大波及体积挖掘薄差油层剩余油。选取9注16采试验区,确定井网井距和注入参数,进行跟踪调整和效果评价。结果表明:聚驱后高质量浓度聚驱渗流阻力增加,流度控制增强,见到增油降水效果,目前提高采收率5.3%,预测到试验结束可提高采收率6.77%。

中、低渗透率油层聚合物相对分子质量的确定方法

聚合物相对分子质量既是描述聚合物特性的重要参数,也是影响聚驱效果的重要参数。与主力油层相比,大庆油田中、低渗透率油层物性及发育状况均发生很大变化,如果仍沿用主力油层聚驱的聚合物相对分子质量确定方法,必将会对聚合物相对分子质量的选择造成很大的误差。本文从聚合物相对分子质量对聚驱采收率提高值的影响和对聚驱控制程度的影响两方面入手,提出了一种新的、定量化优选适合油层条件聚合物相对分子质量的方法,为指导聚合物驱技术的矿场应用提供了新的手段。

聚合物驱注入与产出聚丙烯酰胺的对比研究

通过应用美国Millipore切向流超滤系统,将见聚油井产出聚丙烯酰胺溶液提纯浓缩后分析其质量浓度,进而准确分析见聚油井产出聚丙烯酰胺分子量和水解度,并与注入聚丙烯酰胺分子量和水解度进行对比研究。研究结果表明,与注入聚丙烯酰胺相比,见聚油井产出聚丙烯酰胺的分子量明显降低,水解度则显著增加,变化差异与聚丙烯酰胺的注入情况、油藏条件、渗流条件、井距及停留时间等密切相关。这对深入了解聚合物驱的作用机理及聚合物驱后进一步提高采收率具有理论意义和实用价值。

大庆油田聚合物驱合理提液的影响因素分析

建立了聚合物驱油过程中合理提液的物理模型，并对含水率、采出聚合物的质量浓度等因素对合理提液时机的影响因素进行了分析，制订了合理提液原则．采取提液措施后，单井平均日产液量提高了９３ｔ，日产油量提高了２２ｔ，含水率下降了２．４％．

污水中聚丙烯酰胺的水解度、摩尔质量及含量的测定

富集并提纯了聚合物驱采油污水中的水解聚丙烯酰胺(HPAM),对富集的HPAM粗品和纯化品进行了元素分析及IR分析。结果表明,纯化品的元素分析结果及IR谱图与工业品的吻合较好。用淀粉-碘化镉法同时测定了富集HPAM的水解度及孤岛油田孤二联合站污水中HPAM的含量,用粘度法测定了富集HPAM的相对分子质量。孤岛油田孤二联合站污水中HPAM的含量为207.3mg/L;富集HPAM纯化品的水解度为30.1%,摩尔质量为2.26×106g/mol。

聚合物与砾岩油藏孔隙结构匹配关系研究

用激光散射仪测定了相对分子质量M标称值分别为1．0×10^7、1．5×10^7、1．8×10^7、2．5×10^7的4种KY系列商品抗盐聚合物（梳状聚合物）及M标称值分别为3．0×10^7和3．5×10^7的2种K系列商品普通聚合物（HPAM）在水溶液中的分子线团平均水动力学半径Rh；用压汞法测定了克拉玛依油田七东一克下组砾岩油藏的渗透率由0．055μm^2递增至4．75μm^2的5个岩心的孔喉直径均值Dm。根据Rh〉0．46（Dm／2）规则计算了这些聚合物可堵塞的最大孔喉直径，结果表明M标称值最大的聚合物不会在渗透率最小的岩心中造成严重堵塞。实测了浓度1200mg／L的6种聚合物溶液注入渗透率0．057-4．66μm^2的5个砾岩岩心和渗透率0．1231．562μm^2的4个砂岩岩心产生的阻力系数Fr和残余阻力系数Frr，Fr和Frr值合理，均随聚合物M值增大而增大，随岩心渗透率增大而减小，渗透率相同时，在砂岩岩心中的Fr和Frr较大。在克拉玛依油田一砾岩油藏试验区近一年前已开始注入M=2．5×10^7、浓度1200mg／L的聚合物溶液，注入过程顺利。表7参5。

大庆中低渗油层聚合物驱可行性室内实验研究

对可用于大庆油田中低渗油藏聚合物驱的聚合物HPAM的适宜分子量进行了研究.取聚合物溶液粘度为12 mPa·s(45℃,7.34 s-1),由粘浓曲线求得分子量为2.4×106、5.0××106、8.0×106及1.0×107的聚合物溶液浓度应分别为1000、800、600、400 mg/L.指出油藏孔隙半径中值大于聚合物分子线团回旋半径的5倍时,聚合物不会堵塞该油藏.在水相渗透率为9.87×10-3～22.0×10-3 μm2的18支储层岩心上,用不同分子量、不同浓度的聚合物溶液测定阻力系数和残余阻力系数,根据注聚合物时和后续注水时注入压差的变化和残余阻力系数值,判断聚合物是否堵塞岩心,确定上述不同分子量聚合物分别适用于水相渗透率为0.01、0.03、0.10、0.20 μm2的油藏.在渗透率为0.130～0.214 μm2的岩心上,用粘度～12 mPa·s的聚合物溶液驱油,注入量～1 PV,分子量1.0×107的聚合物对岩心造成堵塞,其余分子量的聚合物提高采收率的幅度,由分子量2.4×106时的6.5%提高到分子量8.0×106时的7.6%.结合试验区先期注入井的结果,分子量8.0×106的聚合物可用于大庆油田大多数中低渗油藏,分子量超过8.0×106时有一部分油藏会发生堵塞.数值模拟表明,在分子量6.5×106、聚合物用量420 (mg/L)·PV、注入流量0.15 PV/a条件下,聚合物溶液浓度由400 mg/L增至1200 mg/L时,采收率增值仅由6.75%增至7.25%.图1表4参3.

高浓度聚合物注入时机及段塞组合对驱油效果的影响

在大庆油田聚合物驱条件下(45℃,原油粘度～10 mPa·s,清水配制聚合物溶液),取聚合物总用量2020 PV*mg/L,在人造岩心上实验研究了水驱之后不同段塞组合的'普浓聚合物'(浓度1000 mg/L、粘度8.6 mPa·s、分子量1.7×107的HPAM溶液)+'高浓聚合物'(浓度最高达3000 mg/L、粘度最高达369 mPa·s、分子量2.5×107的抗盐聚合物溶液)的驱油效果.在普浓聚合物驱的5个不同时机转注浓度2500 mg/L、粘度315 mPa·s的高浓聚合物,转注时机越早则聚驱采收率越高,前期(不注普浓聚合物)转注为45.1%,中前期(含水降至80%时)转注为44.0%,后期(含水升至98%时)转注为41.0%.注入0.350 PV普浓聚合物后再分别注入浓度在1000～3000 mg/L的抗盐聚合物,随浓度增大,聚驱采收率由35.7%增至41.5%,但增幅迅速减小(4.8%～0.1%).注入0.350 PV普浓聚合物段塞之后依次注入浓度2500 mg/L、分子量递减(2.5×107,2.1×107,1.7×107)、尺寸递减(0.450,0.118,0.100 PV)的3个聚合物段塞,聚驱采收率最高,为48.2%;普浓聚合物段之后注入2500 mg/L的高浓聚合物单段塞或浓度递减(2500～1000 mg/L)的4个抗盐聚合物段塞,聚驱采收值相近但大大降低(41.1%或41.0%).在讨论高浓高粘高分子量聚合物驱油机理时,强调了高粘弹性聚合物溶液提高微观驱油效率的作用.图1表4参4.

江苏油田中高渗油藏聚合物驱聚合物适应性研究

实验研究了聚合物对江苏油田中高渗砂岩油藏的适应性。实测了油藏温度下（70℃）相对分子质量M不同的6种聚合物，在矿化度20g／L的模拟油田地层水中的分子线团均方根回旋半径，根据文献发表的渗透率比～孔隙半径中值R50关系，由这些回旋半径值判定，Ka=0．1时的岩心不会被M≤3．5×10^7的聚合物所堵塞。在Ka为0．125-1．026μm^2的储层岩心上，考察了M为3．5×10^7、3．0×10^7、1．9×10^7，浓度为0．6、0．8、1．0、1．2g／L的聚合物溶液的注入压力～注入体积关系，在所有情况下注入压力都能达到稳定，M越高、浓度越大、渗透率越低，则注入压力越高，注入压力达到稳定值所注入体积越大，因此所用聚合物均不堵塞Kμ≥0．125时的岩心。在含有Ka=0．15、0．25和0．40时的三小层的人造平板非均质岩心上，在水驱至含水90％后注入M=3．5×107、浓度1．0g／L的聚合物溶液整体段塞0．38PV，采收率增加16．7％；维持此聚合物用量（380PV·mg／L）而采用浓度递增或递减的三个段塞注入，则采收率增加幅度升至17．2％或降至15．8％；当注入时机由含水98％逐步降至含水0％（不水驱）时，最终采收率从60．0％逐步升至70．5％。图4表4参10。

二、三类油层聚合物驱全过程一体化分注技术

随着大庆油田聚合物驱的不断深入,渗透率低、层间矛盾大的二、三类油层已成为油田开发的主要对象。原有聚驱分层注入技术存在投捞测试难度大、投捞成功率较低、水驱聚驱转换需更换管柱投入成本高等问题,无法进行规模应用。为解决上述问题,发展研究了聚合物驱全过程一体化分注技术,设计研究了全过程一体化偏心配注器、低黏损高节流压力调节器和高黏损低压力损失相对分子质量调节器,实现了高渗透层段注入量及中、低渗透层段相对分子质量的双重控制;分注管柱与水驱工艺完全兼容,管柱可同时满足空白水驱、聚合物驱及后续水驱全过程分注需要,降低投资和施工成本。1136口井现场应用表明:应用新型分注工艺后,二、三类油层的动用状况得到明显改善,原油采收率提高2个百分点以上。

驱油聚合物粒径与性能的关系

采用筛分法对高相对分子质量驱油聚合物BC-T-1进行了粒径分级。利用SEM和SEM-EDS等技术对分级后得到的BC-T-1颗粒进行了表征,研究了不同粒径区间的颗粒性能。表征结果显示,BC-T-1颗粒为不规则形状,粒径分布不均匀,粒径小于180μm的颗粒含量为3.08%(w),粒径大于850μm的颗粒含量为4.68%(w),达到了驱油聚合物的技术指标。BC-T-1颗粒表面为多孔结构和平滑结构,多孔结构较平滑结构水解更为充分。随颗粒粒径的增大,相对分子质量增大、表观黏度增大。BC-T-1在粉碎过程中,由于机械剪切降解作用,颗粒粒径越小,受机械剪切作用频率越高,聚合物降解越显著,相对分子质量越低。

聚合物驱采出液中HPAM的分子参数、结构及形貌研究

富集并提纯了锦州9-3(JZ9-3)油田W7-4井聚驱采出液中的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM),利用红外光谱分析了HPAM纯化品的结构,利用扫描电镜、原子力显微镜和动态光散射分析了其微观结构形貌,并测定了浓度和相对分子质量。结果表明,采出液中的HPAM聚集体是以某一中心向四周放射的多层立体网络状结构,其大分子具有树枝状的支化结构;采出液中HPAM与驱油用HPAM具有相同的结构与特征基团;与原驱油用聚合物相比,采出液中HPAM水化分子粒径由约720 nm减至约280 nm,仅含有少量Rh>1μm的水化分子;浓度由1270 mg/L减至400 mg/L;经过地层的剪切、降解等作用,HPAM的相对分子质量大幅度减小,由12×106g/mol减至1.52×106 g/mol。

聚合物微球非均质调控能力研究

采用光学显微镜和流变仪对实验室自制的聚合物微球PM1的形貌及流变特性进行了评价。分别通过单和双并联岩心驱替实验系统研究了微球体系渗流速度和浓度对其在多孔介质中的运移和封堵性能的影响以及微球的非均质调控能力。研究结果表明,微球PM1粒径为微米级,具有很高的圆球度,在较高的剪切速率下,其表观黏度与水接近。微球对孔喉的封堵能力随着渗流速度的降低或质量浓度的增加而增强。微球具有较强的非均质调控能力,若将调驱后的低渗岩心相对吸水量≥35%的调驱措施规定为合格的调驱,则微球能够有效改善储层非均质性的渗透率级差上限约为20。对于存在裂缝或大孔道等非均质强的油藏,可考虑采用大尺度和微尺度微球交替段塞复合调驱技术。

大庆油田二类油层聚合物驱注入参数的优选

为确定二类油层的注入参数,根据室内物理模拟实验、数值模拟和现场资料分析,研究了二类油层的注聚对象.引入聚驱控制程度概念,进行了二类油层注聚先导性矿场试验.研究结果表明:在注入中等相对分子质量聚合物条件下,二类油层主要注聚对象是有效渗透率大于0.1μm2的油层;在确定具体区块的聚合物相对分子质量时,必须综合考虑不同相对分子质量聚合物对聚驱控制程度和溶液黏度的影响;二类油层聚驱是可行的,但二类油层注聚应严格限制注聚对象,减少层间差异,合理匹配聚合物相对分子质量;二类油层聚驱合理注采井距为175 m.

聚合物驱不可及孔隙体积室内实验研究

首先应用光阻计数器对实验提供的相对分子质量分别为800万、1 200万、1 600万、2 000万的4种聚合物测定了分子线团尺寸,接着利用饱和煤油法测得现场岩芯的孔隙累计分布曲线,最终绘制出各岩芯对应的聚合物分子线团尺寸与不可及孔隙体积关系曲线。在此基础上将含水饱和度赋值给不可及孔隙体积,依据已经绘制的聚合物分子线团尺寸与IPV关系曲线优选出与岩石孔隙配伍性更好的聚合物分子质量。该方法是以地下岩石的微观孔道为研究切入点,取值合理,步骤简便,对现场聚合物选择有一定指导作用。

聚合物驱数学模型的若干问题

随着聚合物驱理论、油田开发技术和化学工艺的发展,现有的聚合物驱数学模型在油藏开发模拟过程中暴露出一些问题,如驱油体系流变特性、渗流特性、物理化学特性,聚合物驱提高采收率机理、开发效果,原油物性,模拟计算等。依据渗流力学、物理化学、提高采收率及物理模拟实验理论讨论了现有聚合物驱数学模型在质量守恒方程、驱油体系表观黏度模型、聚合物驱残余油饱和度模型、水相渗透率下降系数、可及孔隙体积以及原油黏度模型中存在的问题,并提出了相应的解决方法和改进的模型。

强碱三元体系与萨中地区油藏适应性研究

为保证强碱三元复合驱在大庆油田萨中地区顺利实施,开展了强碱三元复合体系中聚合物分子线团尺寸及其影响因素、岩心渗透率极限及其影响因素和驱油剂分子线团尺寸与岩石孔喉半径匹配关系实验研究。结果表明,随聚合物相对分子质量增加,聚合物分子线团尺寸Dh增大;随聚合物浓度升高,聚合物溶液中Dh呈“增大—减小—增大”趋势;随剪切强度增大,聚合物溶液中Dh先降低后升高。驱油剂岩心渗透率极限随聚合物相对分子质量和浓度增大而增大,随剪切强度的增大而减小。油藏岩石与驱油剂聚合物的适应性受岩石渗透率、聚合物浓度、相对分子质量以及剪切强度等因素影响,强碱三元复合体系“孔喉半径中值/Dh”范围通常在11~21。

河南油田聚合物地面分质分压注入工艺技术

随着注聚区块的不断开发,河南油田注聚井况越来越复杂,油藏非均质性严重,层间矛盾突出,渗透率级差大,因此,研究应用了聚合物地面分质分压注入工艺技术。通过同心双管分注管柱封隔地层,形成三个独立的注水通道,对高渗透地层安装低剪切配注器,产生节流压差,控制流量;对低渗透层安装定量剪切配注器,增加聚合物黏损率,降低聚合物分子量,使聚合物分子量与地层渗透性能匹配;试验表明,注聚工艺不仅简化了测试调配工艺、缩短了测试时间、降低测试费用,还真正做到了测试调配的及时、准确,保证了地质方案的时效性,提高了聚合物分注的驱油效果。