提高三元复合驱现场应用效果的技术途径

双河油田IV5~IV11层系油藏温度81 ℃、原油黏度3.3 mPa·s、综合含水97.9%、采出程度53.3%,呈现出典型的东部老油田水驱低效益开发特征。为了改善IV5~IV11层系开发效果、大幅度提高采收率,集成应用了驱油效率高的三元复合驱技术、扩大波及体积的层系重组井网调整技术和防止窜流的化学驱全过程调剖技术。室内研究和现场应用效果表明,3项关键技术产生多种协同效应,在扩大波及体积的基础上大幅度提高了驱油效率,取得优异的增油降水效果。截至2017年12月,IV5~IV11层系累计注入0.72 PV化学体系,累计增油26.09×10⁴ t,中心区峰值含水由97.9%降至90.2%,日产油由23.0 t升至106.1 t;阶段提高采收率10.2%,预计最终提高采收率14.2%。     

聚丙烯酰胺的高温水解作用及其选型研究

部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)在高温条件下的水解作用被认为是HPAM化学降解的主要机理,是选用HPAM时必须要考虑的因素。使用淀粉—碘化镉方法测量了75℃条件下不同老化时间HPAM在清水和污水(油田产出水)中的水解度值,研究了2种不同水解度的HPAM在清水和污水中的水解规律,得出了HPAM的水解度和老化时间之间的关系式。根据这些关系式可以预测任一老化时间的HPAM的水解度值。在清水中,HPAM的水解速度为常数,水解机理介于自加速和自阻滞水解机理之间;在污水中,水解速度随老化时间的增加而下降,呈现出典型的自阻滞水解反应机理。HPAM在污水中的水解速度大于清水,除油藏温度外,配制水的PH值是决定HPAM水解速度和水解机理的关键因素。低水解度HPAM溶液的老化过程是一个粘度增加的过程,HPAM的水解度越低,粘度增加幅度越大,高水解度HPAM溶液的老化过程则是粘度下降过程。因此选用低水解度的HPAM可以提高HPAM溶液的长期热稳定性,把高温水解这一不利因素转化为有利因素。