稠油油藏水平井聚合物驱注入能力影响因素

针对水平井聚合物驱注入能力问题,通过数值模拟方法,利用单因素分析、正交试验、极差分析、回归分析等手段,得到了8个主要影响因素对水平井注聚吸水指数降幅的影响规律、影响程度次序以及计算水平井注聚吸水指数降幅的公式。以渤海A油田水平井注聚真实模型和国外某油田区块水平注聚井4 a的矿场数据为依据,对该公式计算精度进行了检验,其相对误差平均在10%以内,基本满足工程需要,可用于渤海稠油油藏水平注聚井注入能力的快速预测。

海上稠油油藏早期注聚压力与注聚时机研究

渤海油区属于典型的海上稠油油藏,目前水驱采收率不高,聚合物驱提高采收率潜力较大。鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,使得海上稠油油藏早期注聚时机和注聚压力特征不同于陆地油田中后期注聚。利用数值模拟手段和油藏工程方法,研究了渤海油区典型常规稠油油藏早期注聚压力特征、注聚时机及其影响因素;利用中心组合实验设计方法,建立了早期注聚压力变化与其影响因素之间的关系式。结果表明:海上稠油油藏早期注聚压力受5个因素影响,影响程度由大到小依次为聚合物溶液粘度、油藏渗透率、注入速度、注聚时机和原油粘度;注聚时机受原油粘度和油藏渗透率制约,原油粘度越大、油藏渗透率越低,注聚时机则越晚,渤海油区稠油油藏早期注聚的合理时机在含水率大于20%以后,极限注聚时机在含水率为10%。

绥中36-1油田注入水水质对疏水缔合聚合物溶液粘度的影响

针对绥中36-1油田注入水水质状况,研究了注入水矿化度、主要金属离子含量、悬浮物含量、含油量、残留聚合物、水处理剂及pH值等因素对疏水缔合聚合物(AP-P4)驱油剂溶液粘度和热稳定性的影响。绥中36-1油田注入水矿化度、钙镁离子含量、铁离子含量、悬浮物含量及pH值比较有利于疏水缔合聚合物溶液粘度的保持;而残留聚合物、含油量、水处理剂中的反相破乳剂和浮选剂是影响疏水缔合聚合物溶液粘度的主要因素。

疏水缔合聚合物/Cr^(3+)冻胶在多孔介质中动态成胶研究

通过流变仪测定了用于动态成胶研究的疏水缔合聚合物/Cr3+冻胶的成胶时间,并用物理模拟实验的方法分析了其在多孔介质中的动态成胶过程,对比研究了多孔介质中静态成胶和动态成胶后水驱的差别,考察了岩心渗透率和注入速度对多孔介质中动态成胶的影响。结果表明,疏水缔合聚合物/Cr3+冻胶在多孔介质中动态成胶时间为6h,大约是通过流变仪测定的成胶时间的3～4倍,且成胶过程分3个阶段,即压力上升阶段、压力波动上升阶段和压力稳定阶段。多孔介质中静态成胶后水驱存在突破压力峰值,且静态成胶后水驱稳定压力明显比动态成胶后水驱稳定压力高。在一定渗透率范围(4～8μm2)内,岩心渗透率的变化对疏水缔合聚合物/Cr3+冻胶的动态成胶没有影响;注入速度对动态成胶有着重要的影响,随着注入速度的增加,动态成胶过程中形成的疏水缔合聚合物/Cr3+冻胶体系粘度降低。

聚合物驱注入能力影响因素数值模拟研究

以渤海某油田为对象,通过数值实验,分析研究了包括地层渗透率、地层原油黏度、聚合物黏度、聚合物注入速度、聚合物注入时机5种因素对单井聚合物驱注入能力的影响,并得到单因素条件下各影响因素与聚合物注入能力的函数关系。通过不同因素影响因子的计算,得到各因素对聚合物注入能力影响的重要性排序以及单井聚合物注入能力的快速计算公式。通过室内实验及动态分析对该公式进行验证,结果表明,该公式简便易行、准确可靠。

大庆萨南油田南二区西部聚驱初期特征

通过对萨南油田南二区西部聚驱初期见效特征进行分析研究 ,讨论了南二区西部聚驱区块的主要见效特点 ,并从油层沉积构造、调整措施等方面入手 ,对影响聚驱开发效果的因素以及改善聚驱开发效果的方法进行了探讨、论证 ,从而寻找适合油层发育相对较差、断层构造发育的油田提高聚驱开发效果的有效手段 。

聚驱后注液方式和井网结构对微球调驱效果影响研究——以大庆萨尔图油田为例

以大庆萨尔图油田储层条件为研究对象,通过物理模拟驱油实验研究了聚驱后注入方式和井网结构调整对可动微球调驱效果的影响。结果表明,聚驱后实施进一步提高采收率措施时,通过提高注入速度来尽快达到较高注入压力水平可以取得较好增油降水效果。除此之外,聚驱后将原井网调整为直井+水平井井网,不仅可以改善水驱开发效果,而且可动微球调驱效果也可以得到充分发挥。与单独可动微球相比较,表面活性剂+可动微球二元体系具备了扩大波及体积和提高洗油效率的双重功效,采收率增幅较大。

大庆油田北二区西部注聚井堵塞原因及预防措施

大庆萨北油田北二区有一部分注聚井注入压力持续升高 ,化学解堵的平均有效期仅 4 5d。根据地质和矿场生产资料及相关实验测定 ,认为其根本原因是地层渗透率低 ,注采井连通性差 ;主要原因则有 :所用聚合物相对分子质量偏高 (1.2× 10 7～ 1.4× 10 7) ,与地层渗透率不配伍 (与 85 %油层累积厚度对应的气测渗透率约 0 .1μm2 ,由聚合物分子线团回旋半径求出该区所用聚合物M应≤ 8.2× 10 6) ,注入井配注量偏高及油井提液能力不足 ;此外 ,聚合物与高价金属离子生成的微凝胶和TGB、SRB、FB等各种细菌造成了堵塞 (堵塞注聚井反排液中 ,铁、铝离子浓度较注入的聚合物溶液中的浓度高 ,各种细菌数大大高于注入水中细菌数 )。

聚合物驱后储层内残留聚合物分布特征

聚合物驱油层岩石中残留聚合物分布特征是聚合物驱精细调整、提高驱油效果的基础。在大庆萨尔图油田聚合物驱不同注采位置检查井采集油砂样品,利用高温氧化还原—热导—元素法测定聚合物驱岩石中聚合物残留量,对不同注采位置岩石残留聚合物分布特征和影响因素进行研究。结果表明:聚合物驱油层岩石中聚合物残留量在纵向上非均质性分布明显,残留量最大相差近80倍,随聚合物驱时间的增长残留量趋于增大、非均质性趋于减小;在横向及平面上聚合物残留量由大到小的顺序为主流线注入井位置、主流线中间位置、主流线采油井位置、分流线中间位置;聚合物驱主流线从注入井到采油井方向,聚合物残留量与渗透率从高度负相关变化为显著负相关,相关程度呈减小趋势,与孔隙度从微弱正相关变化为显著负相关,相关程度呈增大趋势;聚合物驱分流线中间位置聚合物残留量与渗透率显著负相关、与孔隙度高度正相关;残留聚合物分布受油层岩性及粒度、注采位置、聚合物驱时间、油层物性等影响。

无碱二元复合驱注入参数优化研究

介绍了无碱二元复合驱注入参数优化依据,即以配方体系黏度范围确定聚合物溶液浓度范围;以油水界面张力达10-3mN/m对所需表面活性剂含量优化。考察了聚合物溶液浓度、表面活性剂含量及段塞尺寸对驱油效率的影响。结果表明,在聚合物溶液浓度为1 400～1 600mg/L,表面活性剂含量为0.2%～0.3%,段塞尺寸0.5～0.7 PV时,无碱二元复合驱油效率比水驱提高25%,与聚合物驱、弱碱三元驱相比,无碱二元复合驱更优。

注聚合物井井下温度分布的若干影响因素分析

温度对聚合物的粘度和稳定性有很大影响。注聚合物井的井下温度分布影响因素分析对改善注聚合物方案和研究注聚合物驱油效果具有重要意义。假定聚合物溶液为非牛顿幂律流体,在柱坐标系中构建了包含井筒、注入层和围岩等3部分介质的二维温度场模型,将模型离散化生成有限差分方程并求解。在对经不同注入时间和停注时间后的二维温度分布模拟计算的基础上,分析了注入聚合物溶液的密度、导热系数、比热容、井筒半径等因素对井下温度分布的影响。分析表明,这些因素对井下温度分布均有不同程度的影响,应注意综合考虑。

长纤维增强聚合物注塑纤维长度分布三维数值模拟

基于Phelps-Tucker纤维断裂模型,以中心浇口圆盘为研究对象,采用Moldflow对长纤维增强聚合物注塑流动过程进行三维数值模拟,研究流动速率、熔体温度、模具温度和保压压力对纤维长度分布的影响规律,并探讨其产生的机理。结果表明,浇口附近是最长纤维和最短纤维的共存区;近壁面处纤维长度较中心层长;随着流动速率、模具温度和保压压力的增加,纤维长度均减小;随着熔体温度的增加,纤维长度先减小后增大;在近壁面处保压压力对纤维长度的影响不大。以上结果与文献对比总体吻合较好。

大庆外围油田合理油水井数比确定

本文介绍了计算合理油水井数比的4种经验方法，并结合大庆外围已开发油田的地质和流体及动态参数，综合确定了各油田合理的油水并数比。结果表明，在18个油田中有15个油田实际油水井数比高于合理油水井数比，需要继续转注，降低油水井数比，增加水驱控制程度和注水强度。

水质对疏水缔合聚合物AP-P4溶解影响

针对疏水缔合聚合物AP-P4的溶解特性,通过显微镜观察法和胶体称重法定性定量研究了AP-P4的溶胀和溶解过程,分析了注入水中主要金属离子、水处理剂以及温度对AP-P4溶解性的影响。结果表明,AP-P4在水中的溶解速度主要由聚合物溶胀团块表面分子的溶出扩散速度控制;低质量浓度的Na^+、Ca^(2+)、Mg^(2+)或SDBS对AP-P4溶解性影响不大,溶液中存在少量的Fe^(3+)或OP-10会显著改变AP-P4的溶解性;适当提高温度能够促进AP-P4的溶解。