聚合物驱产液指数变化物理模拟实验

针对由水驱转变为聚合物驱过程中的产液指数的变化规律问题,通过物理模拟实验的手段研究不同注聚含水率时机、不同聚合物黏度、不同渗透率条件以及不同浓度表面活性剂影响条件下的聚合物驱产液指数变化。实验结果表明,由水驱转为聚合物驱过程中,产液指数变化整体上经历水驱上升段、聚驱速降段、聚驱缓降段以及聚驱回返段4个阶段。聚合物驱阶段的产液指数下降幅度主要受注聚含水率时机以及聚合物溶液黏度的影响。聚合物驱产液指数由最大值下降到最小值对应的注入孔隙体积之差受聚合物溶液黏度、渗透率条件以及表面活性剂浓度的影响。研究结果对于判定聚合物驱合理产液下降幅度、甄别聚堵生产井、预测产液下降周期等具有一定的指导意义。     

海上稠油油藏早期注聚产液指数变化规律研究

针对海上稠油油田早期注聚过程中部分井产液能力存在明显下降的问题,通过构建基于Buckley-Leverett公式的非均质油藏聚合物驱产液指数计算模型,较系统研究不同的原油黏度、渗透率级差、注聚时机、注聚黏度等影响因素条件下的产液指数变化规律。结果发现:聚驱阶段的产液指数整体呈现"四段式"变化特征,依次为上升段、快速下降段、平稳段以及回升段,海上典型稠油油田的产液指数相比转注聚时最大下降幅度可达53.1%,波谷时机为累积注入0.25倍孔隙体积聚合物时。波谷时机随着原油黏度或低渗层相对厚度的增大而提前,随着级差的增大而推迟;最大下降幅度随着注聚黏度或级差的增大、注聚时机的推迟而增大。当级差为2或高低渗层孔隙度比为1.6时,无因次产液指数曲线可出现2次波谷。上述成果对海上稠油聚合物驱方案设计与调整具有重要的指导意义。     

海上稠油油藏早期注聚产液指数变化规律

针对海上稠油油田早期注聚过程中部分井产液能力存在明显下降的问题,通过构建基于Buckley-Leverett公式的非均质油藏聚合物驱产液指数计算模型,较系统研究不同的原油黏度、渗透率级差、注聚时机、注聚黏度等影响因素条件下的产液指数变化规律。结果发现:聚驱阶段的产液指数整体呈现"四段式"变化特征,依次为上升段、快速下降段、平稳段以及回升段,海上典型稠油油田的产液指数相比转注聚时最大下降幅度可达53.1%,波谷时机为累积注入0.25倍孔隙体积聚合物时。波谷时机随着原油黏度或低渗层相对厚度的增大而提前,随着级差的增大而推迟;最大下降幅度随着注聚黏度或级差的增大、注聚时机的推迟而增大。当级差为2或高低渗层孔隙度比为1.6时,无因次产液指数曲线可出现2次波谷。上述成果对海上稠油聚合物驱方案设计与调整具有重要的指导意义。     

大庆油田杏六区块东部聚合物驱试井分析

对大庆油田杏六区东部区块聚驱条件下含水率、产液量等动态参数的变化规律进行了综合评价.同时结合生产井实例对杏六区聚合物驱试井曲线的变化特征进行分析.结果表明:注聚合物后地层渗透率降低,渗流阻力增大,注采压差增大;各注聚试验区虽然注入压力有较大幅度的增加,而生产井流动压力却有不同程度的下降,含水率下降,产液量上升;根据试井解释时采用的油藏模型,可以判断在聚合物驱油过程中,油藏模型由均质油藏变化为复合油藏再变化为均质油藏,或由均质油藏变为均质加边界油藏再变化为均质油藏;为防止聚合物突破时间过快,可在聚合物驱油初期对地层进行适当调剖,避免油藏过早达到均质油藏阶段,这有利于提高中低渗透层的出油潜力,有效提高原油采收率.     

聚驱后超低界面张力泡沫复合驱实验研究

为研究聚驱后超低界面张力泡沫复合驱提高采收率的效果,在大庆油田的油水条件下,用界面张力仪和泡沫评价仪评价了二元发泡剂体系的界面性能和泡沫性能,用泡沫驱油装置研究了聚合物浓度和交替周期对泡沫复合驱效果的影响.实验结果表明,二元发泡剂体系在较宽的表面活性剂和聚合物浓度范围内可以与原油形成超低界面张力.同时二元发泡剂体系具有非常好的泡沫综合指数.聚驱后二元泡沫复合驱可提高采收率15%以上.聚驱后二元泡沫复合驱的气液交替周期越小采收率越高,且气液同注泡沫驱效果最好.在表面活性剂和聚合物用量相同条件下,二元泡沫复合驱效果好于三元泡沫复合驱、二元液驱及高浓度聚驱,且避免了强碱带来的腐蚀、结垢等问题.     

聚驱后残留聚合物分布及对二元驱的增效作用

针对如何将聚驱后残留在油藏中的有限聚合物发挥出最大限度效益的问题,开展了聚驱后残留聚合物分布及 对二元复合驱增效作用的研究。研究中调研并系统总结了目前国内外聚合物驱后的提高采收率方法,进行了符合海 上油田S 区块油藏地质特征的大型三维平面物理模型实验研究,通过对水驱、聚驱、聚驱+ 表面活性剂的二元复合驱 及后续水驱等不同阶段的聚合物溶液的黏度场、浓度场和压力场等值线图的取样监测,认识了残留聚合物的分布规律 及对聚驱后二元复合驱的影响。结果表明：注聚结束时,主流线浓度最高,两翼部分最小;后续水驱结束,主流线浓度 最小,聚合物大部分被驱出。岩芯中残留的聚合物越多,对二元复合驱的辅助作用越强,注聚结束后越早实施接替技 术越好。研究成果对聚驱后如何利用接替技术继续提高产量具有重要的指导意义。     

提液措施对聚驱效果的影响

油藏数值模拟是研究聚合物驱影响因素的重要手段之一。利用数模方法建立一注四采典型模型,研究聚驱合理的提液时机、不同渗透率级差对提液效果的影响程度以及提液对油井剖面改善情况的影响,为油田提供聚合物驱动态调整依据及有效手段。研究认为:无论单层还是多层非均质地层,聚驱时提液的增油效果均好于聚驱不提液的效果,提高采收率7.25%~8.77%;多层非均质地层比单层聚驱效果差;纵向渗透率2倍级差和5倍级差时,提液最佳时机为整体见效后;10倍级差时,注聚时提液和见效时提液效果相同;对于纵向非均质程度高的地层,高峰期后提液不利于扩大中低渗透层波及体积。     

渤海油田早期聚合物驱动态规律及见效时间判断方法

基于渤海某油田数据,建立典型模型,进行不同时机聚合物驱含水率、产油量变化规律研究。提出无因次见效时间的定义,判断早期聚驱的见效时间,分析注聚时机、纵向变异系数和流度比对无因次见效时间的影响,提出不同时机聚合物驱见效时间判断原则。结果表明:早期聚驱存在临界注聚时机,大于该临界值时,含水率曲线形态与中后期聚驱一致,有明显的下降漏斗;小于该临界值时,在整个开发过程中不会出现下降漏斗,而处于缓慢上升趋势;是否出现含水率下降漏斗不能作为判断注聚见效以及确定见效时间的唯一标准。利用生产数据对数学模型进行检验,相对误差小于10%,能够满足工程精度要求。     

海上稠油聚合物驱剖面返转机理及影响因素

为研究海上多层稠油聚合物驱剖面返转机理及影响因素,通过构建基于Buckley-Leverett方程的非均质油藏聚合物驱吸液剖面数学模型,剖析了剖面返转产生的力学机理,并进一步分析了原油黏度、渗透率级差、聚合物浓度等因素对剖面返转特征的影响。结果表明:聚合物为高黏易吸附流体,不同渗透层吸聚能力的差异造成各层渗流阻力变化规律的不同,从而诱导产生剖面返转,返转点对应各层阻力变化率相等时刻。随着原油黏度增大,返转高峰值降低,返转时机提前,形态由倒U型转变为倒V型;随着渗透率级差升高、低渗层相对厚度或聚合物浓度降低,返转高峰值与返转幅度降低,返转时机提前,低渗层吸液量降低。     

长6油层表面活性剂驱油效果研究

针对长6油层组地质条件及储层物性,通过室内模拟实验,研究了长庆2号表面活性剂对驱油效果的影响,使用不同渗透率的天然岩心进行水驱后表面活性剂驱油实验,分析了驱替过程中的压力、采收率及含水率的变化规律。结果表明:水驱后采用表面活性剂驱可以有效地提高原油采收率,平均提高采收率8个百分点左右。     

聚合物驱相对渗透率曲线的特征研究①

本文在研究聚合物溶液流经多孔介质时的流变性基础上,确定了聚合物溶液在多孔介质的有效粘度与分流量和相饱和度之间的关系式。从而解决了聚合物吸附/滞留及非牛顿流效应的影响,建立了稳定法测定聚合物驱相对渗透率曲线的实验技术和方法。成功地测得了油/聚合物溶液体系的相渗曲线和注聚合物段塞后的油/水体系的相渗曲线,并确定了适当的相渗曲线经验方程。讨论了聚合物驱相渗曲线的特征,分析了水相中的自由聚合物分子和岩石中吸附/滞留的聚合物对相渗曲线的影响,真实地反映了聚合物驱过程中的多相渗流规律。     

水驱突破前后注聚对聚合物驱效果影响

在油藏尺度上,聚合物可以通过提高驱替相的粘度进而将驱替相波及效率大幅度的增加。无论是水驱还是聚驱原油,微观波及范围的大小决定了宏观的驱油效果,注入时机就是影响波及效果其中一个关键因素。因此,本文以水驱突破时刻为注聚时机的分界点,采用微观可视化实验,研究不同注入时刻对非均质模型原油波及效率和采收率的影响,对比分析最佳注入时机。结果表明：水驱突破前转注聚可以使采收率达到50.26 %,直接注聚的采收率为40.01 %,水驱突破后转注聚的采收率为35.18 %。而且水驱突破前转注聚中,残余油分布以油水混合状和孤滴状,其次是斑块状和网络状。表明突破前转聚效果最好,为最佳的聚合物注入时机。     

龙虎泡低渗透油田聚表二元复合驱实验研究

针对龙虎泡低渗透油田水驱开发效果差、采收率低等特点,开展了聚合物和表面活性剂二元复合驱在低渗透油藏适应性的室内评价实验.注入性实验表明,相对分子量为2 200万的FP-3聚合物注入渗透率46.45×10-3μm2的岩心未发生堵塞,具有良好的注入选择性及封堵选择性.驱油实验表明,聚合物和表面活性剂可分别提高低渗透岩心驱油效率10%和20%,且表面活性剂容易注入,可降低注入压力.在聚合物和表面活性剂不同段塞组合实验中,两者分段塞注入的方式优于单独注入表面活性剂或将两者混合后注入的方式,其中先注聚合物后注入表面活性剂的段塞组合方式最好,可提高采收率17.74%.因此,对于非均质性较弱的低渗透油田,可采用聚表二元复合驱技术,先注入聚合物降低储层的非均质性,后注入表面活性剂启动低渗区的剩余油.     

浅层疏松砂岩稠油油藏聚合物驱矿场试验效果评价

哈萨克斯坦CB油田具有埋藏浅、胶结疏松、地下原油黏度大、地层水矿化度高、储层高孔高渗的特点,经过多年的注水开发后,地层非均质性加剧、注水波及效率低、采出程度低、综合含水高,油水关系日趋复杂,开发效果亟待改善。开展聚合物驱试验的目的是通过优选适合CB油田特征的抗盐聚合物体系,实现封堵高渗流通道、改善吸水剖面、增大水驱波及体积,达到深度调驱、提高采收率的目的。通过在油田4个井组应用聚合物复合弱凝胶实施聚合物驱试验,结果表明聚合物复合弱凝胶有较强的适应性,注聚施工后井组平均日产油量增加了21. 7 t,平均含水下降了7. 7%,降水增油效果显著,累计增油超过2×104t。建议在该油田针对不同区块的地质油藏特点精选注聚井组,通过推广应用逐步扩大注聚规模、形成集中效应,不断提升油田的开发效果。     

中低渗油藏化学驱方案优化与矿场对比评述

以某中低渗砂岩油藏P 区块为例,为提高其高采出程度、特高含水阶段油藏采收率,在油藏工程、油藏精细描述及物理模拟研究的基础上,运用三次采油数值模拟技术开展化学驱方案优化设计研究,设计了24 个聚合物驱方案、30 个聚合物/表面活性剂驱方案和33 个三元复合驱方案,用全因素优化方法对注采参数和注入方式进行优化。研究结果表明,主段塞保持相对较高的化学剂浓度和PV 数有利于提高采收率,适量增加高浓度聚合物前置段塞和低浓度聚合物后置段塞有利于保证化学驱的增油效果,优化方案为采用“阶梯四段式”注入方式的聚合物/表面活性剂驱方案,试验区提高采收率11.62%。与已实施的主要化学驱试验相比,油藏条件、聚合物黏度、井网井距及注入量等的差异是产生化学驱开发效果差异的关键因素。     

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

低渗透油田表面活性剂增注效果预测方法研究

针对低渗透油田在注水开发过程中注入压力高、压力传导慢等问题,室内进行了表面活性剂相对渗透率和天然岩心降低注入压力等实验研究。实验结果表明,在水驱基础上,天然岩心注入浓度为0.5%的NS—1表面活性剂后,后续水驱压力降低25%以上,降压效果明显。根据油水相对渗透率曲线,在油水两相径向稳定渗流条件下,对表面活性剂增注效果、段塞尺寸与增注量的关系等进行了预测。     

二元复合驱流度控制作用效果及其合理流度比研究

针对大港油田港西三区油藏,研究聚合物-表面活性剂二元复合体系流度控制作用对驱替效果的影响,考察二元复合驱合理流度(黏度)比的影响因素。结果表明:随油藏原油黏度、储层平均渗透率和渗透率变异系数增大,流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率增加;与聚合物溶液相比较,表面活性剂溶液流度控制作用效果较差,它在储层内仍沿原水流通道流动,仅靠降低通道内剩余油含油饱和度提高采收率,增油效果较差;流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率超过65%,大港油田港西三区合理黏度比为0.81~1.45。     

致密油藏润湿返转提高采收率技术

针对致密油藏目前开采方式存在产量递减快、可采储量低的问题,通过构建基于离散裂缝网络的致密油藏润湿返转提高采收率数学模型,并编制相应全隐式数值求解算法,进一步研究了亲油储层周期注入表面活性剂方式的驱油效果及影响因素。结果表明:周期注入表面活性剂能够使储层产生润湿性返转,诱导自发渗吸,进而有效动用基质内剩余油,较目前开采方式可进一步提高采收率幅度10%;周期注表活剂的驱油效果随着原油黏度的降低、基质渗透率的增大或者压裂密度的提高而变好,当地层原油黏度低于7 m Pa·s、基质渗透率不低于0. 01 mD、裂缝间距不高于150 m时,周期注表活剂可取得明显的增油效果。