吴旗油田表面活性剂降压增注物模实验和现场试验

针对吴旗油田长2油藏物性差,渗透率低,注水井堵塞严重的情况,研发了由不同类型商品表面活性剂及助剂醇组成的四组份复配体系H和三组份复配体系D,药剂浓度均为1.1%,给出了体系配方。在4~5 MPa压力下,在空气渗透率0.86×10-3~1.91×10-3μm2的储层岩心中依次注矿化度2.42 g/L的注入水,5 PV体系H或D及后续注水,注水压力降低率/驱油效率分别为21.6%/7.9%(体系H)和32.5%/7.2%(体系D),体系H或D注入量增至101、5 PV时两个参数略有增大,注入压力增至大于81、2 MPa时两个参数略有减小。两体系与原油间界面张力在10-2mN/m级。选择复配体系D用于吴72-71井的降压增注试验,酸化后再注表面活性剂,处理半径5 m,注入体系总量836 m3,含药剂9.2 t。注入后该井注水压力下降3 MPa,完成日配注水量60 m3,有效期已超过6个月。图3表3参5。

鲁克沁深层稠油聚丙烯酰胺驱替技术研究

针对鲁克沁深层稠油规模动用开发的难题,展开了聚丙烯酰胺驱替技术研究。筛选出合适的驱油剂配方:配制水矿化度为23731～47463 mg/L和47464～94926 mg/L时,驱油剂配方分别为1500 mg/L HJPAM+0.2%交联剂和2000 mg/L HJPAM+0.2%交联剂。1500 mg/L HJPAM+0.2%交联剂组成的驱油剂的阻力系数和残余阻力系数分别为18.0和3.7,驱油效果较好。对聚丙烯酰胺驱油参数的优化结果表明:HJPAM聚合物的最佳注入浓度1500 mg/L,最宜注入量600 mg/L×PV;驱油剂(1500 mg/L HJPAM+0.2%交联剂)的最优注入速度为1.5mL/min,最佳段塞大小0.4 PV。采用0.05 PV(2000 mg/L HJPAM+0.2%交联剂)+0.33 PV(1500 mg/LHJPAM+0.2%交联剂)复合式段塞的注入效果最佳,可提高采收率10.98个百分点。