纳滤软化海水与驱油用聚合物配伍性评价研究

通过室内实验,研究了软化海水作为配聚水的适应性问题。针对渤海绥中36-1油田条件,开展了纳滤软化海水配聚室内评价研究,主要进行了软化后海水配聚的增粘、剪切、流变、注入性等配伍性研究工作。实验结果表明,软化后的海水配制分子量为2300万的线性聚丙酰胺1500mg/L溶液,粘度从6.9mPa.s升高到33.2mPa.s。通过物理模拟实验,软化水配制的聚合物溶液具有良好的注入性能,阻力系数与残余阻力系数分别为7.46与2.32。     

平面非均质性对渤海B油田注聚效果的影响实验研究

根据渤海典型稠油注聚油藏的非均质特征,建立内置微电极平面非均质物理模型,开展了中高含水期注聚物理模拟实验,对比研究了不同非均质条件下水驱、聚合物驱对开采效果和剩余油分布的影响。研究结果表明,在平均渗透率相同的条件下,相对于均质模型,非均质模型水驱和聚驱含水率曲线均左移,含水率上升速度变快,含水率回升期提前,达到极限含水率时注入体积分别减少了0.18 PV和0.31 PV,最终采收率分别降低了5.89%和4.93%。对于平面非均质性严重的稠油油藏,由于聚合物吸附滞留作用,在高渗条带形成了一定渗流阻力,迫使驱替液转向相对渗流阻力较小的中、低渗透条带,从而扩大了平面波及面积;但高渗条带无效、低效循环依然严重,剩余油主要富集在中、低渗透条带。对于非均质性严重的稠油油藏,采用优化井网和化学调堵相结合,是大幅度提高稠油油藏注聚效果的重要途径。     

转注时机对低矿化度水驱效果的影响研究

低矿化度水驱作为一种经济有效的提高采收率技术,正引发人们越来越多的关注。国外低矿化度水驱已取得良好的矿场效果,而低矿化度水注入时机对开发的影响却未见研究。针对这一空白,开展了低矿化度水注入时机与采收率、采液速度、采油速度以及注入压力的关系研究。结果表明,高矿化度水驱替至含水98%后转低矿化度水驱,提高采收率效果甚微,总采收率仅为58.24%;而在高矿化度水驱至含水60%转注低矿化度水,再驱替至含水98%采收率可达67%,两种不同注入时机的最终采收率相差8.76%;低矿化度水驱阶段注入压力、采液速度、采油速度均高于高矿化度水驱,符合海上油田快速高效开发的要求。结合岩心矿物组成与实验结果,简单讨论了驱替机理,颗粒溶解运移、多价离子交换、类碱驱和润湿改变在本次低矿化度水驱中得以验证。     

污水配制污水稀释聚合物溶液黏度影响实验研究

为了研究渤海油田聚合物驱中产出污水对配制新鲜聚合物溶液性能的影响,通过室内模拟方法,研究了高温高盐条件下(82℃、矿化度为10×10~4mg/L),产出污水中残留聚合物浓度、乳化油含量及固体悬浮物含量等因素对聚合物干粉溶解及目标液性能的影响。实验结果表明:随着污水中残聚浓度的升高,所配制的聚合物母液及溶液的表观黏度增大、抗剪切作用增强;当残聚浓度大于600 mg/L时,母液黏度提高率在10%以上;随产出污水中含油及悬浮物浓度的增加,聚合物溶液抗剪切作用增强,而溶液黏度先呈缓慢降低的趋势。当污水含油量与悬浮物浓度超过100 mg/L时,所配制的聚合物母液和目标液黏度都快速下降。"污配"对母液和目标液的溶解、黏度及抗剪切作用产生了较大的影响,因此,在利用保聚污水配聚回注地层时,应尽可能保留残留聚合物而严格控制污水中含油和悬浮物的含量。     

预交联凝胶颗粒对固-液共存体系性能影响研究

预交联凝胶颗粒(PPG)只能溶胀,而不溶于水的特性是固液共存体系发挥调剖作用的主要机理。PPG与聚合物、表面活性剂溶液组成的二元、三元固液共存体系的稳定性能,制约着该技术在油田开发中的实际应用效果。研究了制备的PPG的膨胀性能。研究表明该PPG产品溶于水1 d后即快速膨胀,3 d后基本稳定,膨胀快速且未完全溶解于水中。PPG水溶液在渗透率级差为8的双管填砂模型上的调剖试验表明,PPG注入后,高渗模型的分流量由近93%迅速下降至8%,低渗模型的分流量由近7%迅速上升至92%,调剖效果显著。在此基础上,研究了PPG与聚合物、表面活性剂溶液组成的二元、三元固液共存体系的稳定性能。研究结果表明,相对于单一聚合物体系,PPG的加入增加了体系的黏度以及老化期间的保黏率;该实验结果在PPG与聚合物二元固液共存体系的流变性试验中得到验证,PPG中可溶部分的溶解以及PPG与聚合物、表面活性剂的相互作用是造成上述结果的主要原因。     

海上油田在线组合调驱提高采收率技术——以渤海C油田E井组为例

针对渤海C油田E井组层间非均质性严重、层内非均质性强的问题,结合海上油田空间有限、快速开发等特点,提出以在线交联体系作为调剖段塞、在线非均相体系作为调驱段塞的在线组合调驱思路。利用不同渗透率双管填砂模型,考察了乳液聚合物与交联剂浓度分别为1 500 mg/L、1 650 mg/L和3 000 mg/L、3 300 mg/L的两种交联体系的调剖能力,结果表明,注入0.5 PV的交联体系并侯凝5 d后,低浓度对应的双管模型上,低渗砂管的分流量由0%变为40%;高浓度对应的双管模型上,高、低渗砂管的分流量相对于前期水驱阶段发生逆转,低渗砂管的分流量由0%变为84%,有效抑制了水驱"优势通道",调整了层间吸水矛盾。利用均质岩心物理模型,在乳液聚合物、微球聚合物和预交联凝胶颗粒总浓度保持4 000 mg/L的条件下,考察了水驱后不同非均相体系驱油效果;并与乳液聚合物单独使用时的实验结果进行了对比。结果表明,不同配方的非均相调驱体系均大幅提高了采收率,提高采收率幅度随着预交联颗粒在体系中所占浓度的提高而增大。2016年3月5日,在线组合调驱体系在C油田E23井开始注入。先后注入3 440.8 m~3的交联体系和10 997 m~3的非均相体系。根据生产情况分析,调驱开始后E24、E27、E36、E28H1、E18、E22取得显著降水增油效果,截至2016年8月初,通过净增油法计算,已经实现累积增油5 937.1 m~3。     

海上油田聚驱中后期井网加密剩余油分布研究

油田实现稳产需要考虑产液量、注水量、注水时机、含水率、井网密度等因素。海上油田受生产空间等因素限制,当现有井网适应性变差时,应进行井网加密调整来增加可采储量。在室内人造平板模型上对剩余油分布进行了物理模拟实验研究,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,进而从饱和度分布、采收率等参数来研究井网加密时机以及加密效果。实验采用一注三采的反九点井网注采方式,对比了注聚后含水率在65%和75%、70%和80%、75%和85%时分别进行一次和二次加密,研究发现在含水率65%时进行一次加密,在含水率75%时进行二次加密的方案提高最终采收率的程度最大,但不同井网加密时机条件下的最终采收率差别不大。在物理模拟实验数据的基础上,用数值模拟方法进行了分析预测,结果表明当井网不调整时,高渗带及中渗带是提高采收率贡献的主力条带,低渗带仍然存在大量未动用剩余油。井网调整后高渗带和低渗带是聚驱阶段提高采收率贡献的主力条带。不同的井网调整时机对于整体开发效果及最终采出程度的影响不大,但是井网调整时机越早,采油速度越高,能够在更短的时间内采出更多的原油,这与物理模拟实验结果基本吻合。     

改善海上油田含聚污水注入性室内实验研究

通过Zeta电位测试法和滤膜通过性测试法作为评价手段,考察了各类含聚污水稳定药剂对含聚污水的Zeta电位值和滤膜通过性能的影响;进而评价含聚污水的注入性,并筛选出具有良好稳定性能的含聚污水稳定药剂。研究结果表明,脂肪醇聚氧乙烯基醚AEO-5能有效提高含聚污水的滤膜通过性,并降低Zeta电位;能有效消除乳化油对含聚采出液体系稳定性的不利影响。EDTA具有较强的络合能力,对于含有Fe~(2+)和Fe~(3+)的含聚污水具有更好的稳定作用。硫脲和亚硫酸氢钠能有效去除含聚采出液中的溶解氧,提高含聚污水的稳定性,尤其是硫脲的除氧效果更好。针对含聚采出液中悬浮物对体系稳定性的影响,由于CMC所带阴离子电荷数量高于PVA,在提高滤膜通过性和降低Zeta电位方面性能较好。综合考虑,CMC应用效果更好。