砾岩油藏二元复合驱注入体系优化研究

新疆克拉玛依砾岩油藏经过几十年的水驱开发,面临剩余油高度分散、采油速度低等问题,选取聚合物部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和低张力表面活性剂PS-30及强乳化表面活性剂OP-10组合形成不同的二元复合体系,利用长砂管模型研究不同渗透率、不同驱替方式及不同注入量下复合驱体系在砾岩油藏的应用界限及提高采收率极限。实验结果表明:二元复合驱能够有效驱替残余油、扩大波及体积,显著提高砾岩油藏采收率。聚合物浓度为1000 mg/L,相对分子质量为7×10^(6)的聚合物在渗透率3×10^(-2)μm^(2)时复合驱采收率为66.31%,较水驱提高21.85个百分点。强乳化复合体系提高采收率效果好于低张力复合体系。复合体系注入量越高,提高采收率越大,但提高采收率幅度并非线性变化,复合体系注入量达到3.5 PV以后,复合体系提高采收率值逐渐趋于稳定,在注入10 PV后,复合驱体系最高提高采收率幅度达到40.38个百分点。

耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系研究及应用

针对高温高盐油藏采用常规聚合物和表面活性剂驱油效果较差的问题,将耐温抗盐型聚合物SPAM-1和阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E进行复配,研制了一种适合高温高盐油藏的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系,并通过室内实验评价了驱油体系的综合性能。结果表明:该二元复合驱油体系的耐温性能较强,在115℃下老化后,体系的黏度保留率仍能达到90%以上,界面张力仍能达到10^(-3)mN/m数量级;体系具有良好的抗盐性能,当矿化度大于100000 mg/L时,体系仍能保持较高的黏度和较低的界面张力;体系具有良好的长时间老化稳定性能,在储层温度和矿化度条件下老化60 d后的黏度保留率在85%以上,界面张力始终维持在10^(-3)mN/m范围内;驱油体系与原油形成的乳状液稳定性较强,放置120 min后乳状液的分水率小于20%,具有较强的乳化性能;驱油体系在地层条件下吸附6次后仍能保持较高的黏度和较低的界面张力,具有良好的抗吸附性能。另外,岩心水驱结束后注入0.5 PV二元复合驱油体系,能使采收率继续提高25%以上,驱油效果较好。A区块内5口采油井在实施耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油措施后,日产油量显著提高,含水率明显降低,取得了良好的现场应用效果。

二类油层二元复合体系性能评价及其机理

针对强碱或弱碱三元复合体系结垢和采出液乳化问题,利用聚合物和表面活性剂组成二元复合体系,通过室内仪器检测分析,研究5种二元复合体系的黏度、界面张力(包括稳定性、耐温性、吸附特性)、传输运移能力,进行驱油实验.结果表明,表面活性剂的质量分数、时间、温度以及吸附作用在不同程度上影响着5种二元复合体系的黏度和界面张力."聚合物与东昊石油磺酸盐"和"聚合物与Sun-Anshun"二元复合体系沿岩心长度方向滞留比较均匀,传输和运移能力较强;"聚合物与大庆SJT-B"和"聚合物与炼化石油磺酸盐"二元复合体系传输和运移能力较弱.在大庆油砂填砂模型和人造非均质物理模型驱油实验中,"聚合物与Sun-Anshun"二元复合体系的增油效果最好,其次是"聚合物与炼化石油磺酸盐"和"聚合物与大庆SJT-B"的,"聚合物与东昊石油磺酸盐"二元复合体系的最差.在5种表面活性剂中,"Sun-Anshun"和"炼化石油磺酸盐"与大庆油田萨北二类油层区块油水配伍性好,所配制的"聚合物与表面活性剂"二元复合体系不仅与原油间可以实现超低界面张力,而且对聚合物溶液黏弹性影响小,具有较强的洗油和流度控制能力.

海上稠油油田聚驱后二元复合驱注入时机与注入方式优选

模拟海上绥中36-1油田油层条件,进行了聚合物驱后二元复合驱注入时机、注入方式的优化实验研究。聚合物驱后在不同注入时机(直接转注、含水最低点、含水70%和含水95%时)转注二元复合体系,最终采收率分别为75.36%、73.32%、71.22%和68.61%,直接转注二元驱的采收率最高(42.61%)。在相同水驱条件下,以不同注入方式注入二元复合体系后发现,注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果优于注入0.05 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系+0.05 PV聚合物和0.1 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系。但注入方式的改变对最终采收率的影响较小,以聚合物做保护段塞更有利于控制工业化成本。在相同段塞聚合物用量条件下,用前后保护段塞的效果好于单一前置段塞。在等经济的条件下,聚合物驱后进行0.3 PV二元复合驱可提高原油采收率19.05%,比等价的0.7 PV聚合物驱采收率高1.61%,使油田开发的整体效益最大化。

二元复合驱后油藏流场调整提高采收率技术——以孤东油田六区Ng5~4～Ng6~8单元为例

孤东油田二元复合驱油藏转入后续水驱后综合含水率达96%,进入近极限含水开发阶段.为进一步延长油田经济寿命期,选取孤东油田六区Ng54~Ng68单元,探索实施了流场调整提高采收率技术.精细描述了储层物性在平面、层间、层内的变化及隔层的分布情况,研究了二元复合驱后剩余油普遍分布、差异富集的分布规律,在此基础上,研究了立体开发调整技术:层间上通过四级优化细分为2套层系;平面上设计7套方案,通过投入产出优化由原来正对行列井网抽稀为交错行列井网,流线改变27°;层内上通过研制和改进调剖体系及防砂体系调整注采剖面;注采参数上利用数模技术优化配置.根据矿场实际情况,编制和实施了流场调整提高采收率方案,方案实施后研究区增加可采储量7.4×104t,提高采收率1.74%.

二类油层缔合聚合物二元复合体系性能

大庆油田二类油层剩余地质储量大,已成为今后一个时期油田保持稳产的主要开发对象,其较低的渗透率、较强的非均质性及较高的黏土含量等储层物性条件,给常规线性聚合物强碱三元复合驱的经济有效实施带来一定挑战.为此,以中等相对分子质量疏水缔合聚合物、复合表面活性剂（磺酸盐型双子表面活性剂与非离子表面活性剂复配）为研究对象,研究该无碱二元体系对大庆油田二类油层的适用性.室内研究结果表明,该二元体系具有良好的增黏性能,并能在较宽的表面活性剂质量分数范围内（0.03％～0.3％）与大庆原油形成10q mN/m数量级的超低界面张力.此外,该二元体系还表现出较好的老化稳定性能、抗吸附性能、乳化性能及注入传导性能.通过采用物理模拟驱油实验,研究并确定了体系配方中的聚合物质量浓度、用量及段塞组合方式,室内条件下可比水驱提高采收率20％以上.

二类B油藏聚/表二元驱注入参数敏感性研究

针对聚/表二元驱油体系参数优选、室内实验的局限性以及优选结果对矿场试验的不确定性等问题,对高含水期二类B油藏的聚/表二元驱注入参数选取展开研究,应用正交实验设计试验区块二元驱方案,通过CMG的STARS模块对各方案进行数值模拟,研究了聚合物浓度、表面活性剂浓度、注入体积等几个重要参数对含水率下降幅度以及采收率增加幅度的敏感程度。研究结果表明,不同参数对含水率下降幅度敏感性由强到弱依次为聚合物浓度、表面活性剂浓度、注入体积,对采收率增加幅度敏感性与之相反。综合分析经济效益评价与优选参数方案预测结果,对今后此类油田聚/表二元驱的参数优选具有指导意义。

海上油田二元复合驱后弱凝胶调驱可行性分析

为解决海上油田二元复合驱后,部分油组层间矛盾加剧,注入流体多沿高渗条带及大孔道突进的问题,通过对渤海JZ油田储层非均质性、温压系统、边水能量、地层水矿化度等因素的分析以及三管并联模型开展系列物理模拟实验,研究了海上油田二元复合驱后弱凝胶调驱可行性。结果表明,弱凝胶体系先进入渗流阻力较小的高渗层,增加其渗流阻力,使得注入压力增加,中、低渗层吸液压差随之增加,吸液量增加,且注入水转向进入中、低渗透层,使其剩余油饱和度降低,动用程度增加,弱凝胶调驱阶段采出程度为17.81%,最终采收率值为71.62%。可见,弱凝胶调驱可作为海上油田二元复合驱后提高采收率的方法。

二元复合低界面张力泡沫驱油体系研究

通过评价不同起泡剂在无油和含油30％条件下的泡沫高度、半衰期和泡沫综合指数，筛选出了起泡和稳泡性能良好的起泡剂FC-2和TC-12。加入能够降低界面张力的表面活性剂BS和稳泡剂HPAM，优化得到了二元复合低界面张力泡沫体系：0.12％FC-2＋0.08％TC-12＋0.1％BS＋1500 mg/L HPAM。该泡沫体系具有很好的配伍性和耐油性；当含油30％、气液比3：1时，具有良好的起泡和稳泡性能；油水界面张力达到38.3×10-3 mN/m；双管并联岩心实验结果显示，水驱后，泡沫注入量越大（0.1～0.4PV），高渗岩心对应低渗岩心的采收率越高；渗透率级差越大，对应的低渗岩心的采收率则越低。说明该泡沫体系具有一定的封堵和调剖作用，能够调整流量分配，提高波及体积，从而改善驱油效果。

海上油田聚合物/表面活性剂二元复合驱流度优化设计

锦州Z油田是国内首个实施聚合物/表面活性剂二元复合驱的海上油田。随着油田开发的深入,各井组间生产特征出现较大差异,原方案单一的注剂质量浓度已经不能满足油田均衡驱替的要求。为使注剂质量浓度能够更好地匹配井组生产特征,基于流动优化设计理论,在界面张力降低条件下,根据不同界面张力和含水率阶段的相对渗透率曲线变化情况,并结合驱替相段塞黏度与质量浓度关系和渗透率下降程度,建立了二元复合驱流度控制方程和流度优化设计图版。该方法应用于锦州Z油田矿场试验后发现,相比于原方案,预测提高采收率1.6百分点,节约表面活性剂和聚合物干粉用量共计536 t,实现了降本增效的目的。

海上油田二元复合驱后二次高效开发策略研究

为进一步提高海上油田二元复合驱后油藏采收率,针对二元驱后油藏特点及存在的开发矛盾,结合室内物理模拟实验,在常规驱油剂的基础上设计3种不同组合方式的驱油体系,提出了高浓聚合物驱、高浓聚合物+二元及非均相3种提高采收率方案并进行了实验对比。结果表明,3种实验方案均出现不同程度的含水率二次下降、高渗层分流率减小、中低渗层分流率增加现象,提高采收率分别为13.55%、10.93%和16.05%,为后续调剖优化和单井个性化设计提供了技术支持,为完成一套二元驱后进一步提高采收率技术方法体系奠定基础。

低界面张力下乳化程度对二元驱采收率的影响

为研究砾岩油藏乳化程度与二元复合驱采收率的关系,通过乳化(调节表面活性剂的加量)调控驱油体系乳化强度以及乳化体系在长岩心中的运移规律,研究了不同乳化强度的部分水解聚丙烯酰胺/环烷基石油磺酸盐表面活性剂(KPS)二元体系的驱油效果,明确了乳化程度对提高采收率的作用。结果表明,油水界面张力为5×10^(-2)mN/m的中等乳化二元体系的驱油效率比5×10^(-3)mN/m无乳化体系的高8%。当二元体系达到临界黏度后,油水界面张力为5×10^(-2) mN/m数量级、乳化综合指数适宜的乳状液对驱油体系黏度具有补偿作用,能够长距离保持驱油体系黏度的稳定性,有利于进一步提高采收率。砾岩油藏二元复合驱多因素耦合提高采收率决策中,在渗透率极差较大时通过调节驱油体系黏度比和乳化综合指数可实现提高采收率;渗透率级差≤6时,通过界面张力和乳化综合指数调控实现大幅度提高采收率。当剩余油饱和度小于50%时,乳化综合指数控制在50%~70%;剩余油饱和度大于50%时,乳化综合指数控制在30%~50%。在新疆某区块实施"低界面张力和可控乳化"二元复合驱技术,采收率提高28%,含水率降幅大于40%,实现了驱油体系"梯次降黏、逐级动用"的个性化设计。图11表3参17。

餐厨废弃油脂磺酸盐二元复合驱油效果评价

经磺化反应制备了餐厨废弃油脂磺酸盐(KWOS),通过降低油水间界面张力性能、热稳定性能、抗钙镁离子性能和吸附损耗性能实验评价了KWOS溶液与原油间界面张力的适应性能。配制KWOS和聚丙烯酰胺的二元复合体系开展驱油实验,分析岩心渗透率和KWOS质量分数对该体系驱油效果的影响。结果表明:随着KWOS质量分数增加,油水间的界面张力逐渐降低,当质量分数达到0.175%时,油水界面张力即可降至10^(-3) mN/m数量级。KWOS溶液与原油间的界面张力随热稳定时间增长、钙镁离子总质量浓度增大和吸附损耗有所增加,但仍能够维持在10^(-3) mN/m数量级。随着岩心渗透率降低和KWOS质量分数增加,二元复合体系提高原油采收率均呈现先增加后降低的变化趋势,当岩心渗透率为0.421μm^(2)、KWOS质量分数为0.3%时,二元复合体系提高的原油采收率最高。

二元复合驱中表面活性剂的优选与评价

表面活性剂的优选与评价是二元复合驱研究中很重要的一部分。使用美国Texas-500型界面张力仪测试油水界面张力,优选出符合标准的s5表面活性剂。同时,测试不同浓度的表面活性剂对聚合物溶液粘度的影响,发现随着表面活性剂浓度的增加,聚合物溶液的粘度会有一定程度的增加。研究结果表明,在合适的浓度条件下,优选出的s5表面活性剂不仅能将油水界面张力降低至超低界面张力水平,又可以使聚合物溶液的粘度保持较高水平,可以应用于二元复合驱。

新疆油田二元复合驱高黏采出液降黏技术

在新疆油田七中区化学驱油现场试验中,部分采油井出现了高表观黏度(4000 mPa·s)的乳状液,放置几天均不破乳降黏,严重影响采油与运输。为降低乳状液的表观黏度,研究了添加破乳剂、升温法、超声法及加盐法对乳状液表观黏度的影响,总结筛选出最优的降黏方法。结果表明:季铵盐类破乳剂对该种乳状液降黏效果很差;温度对乳状液的流变性影响很大,相同剪切率下,温度越高,乳状液的表观黏度越小;超声能显著降低乳状液的表观黏度;Nacl质量浓度为10000 mg/L、乳状液与污水体积比为5:5时,降黏效果最好。研究成果对化学驱高黏采出液集输及后续处理具有重要指导意义。