油田聚合物（共7篇）
油田聚合物 篇1
分层注水是目前我国应用最为广泛的提高石油采收率的方法, 对我国的石油增产稳产具有重要意义, 其中分层流量控制是分层注水方法的核心技术之一。随着中老油田开发过程中注采不平衡问题的积累和非均质复杂断块油层的开发, 使得油田井层间渗透率和压力产生不平衡, 这要求分层注水方法的分层更加细化, 而传统固定水嘴堵塞器存在测调工作量大和流量受地层和注水压力影响的缺点, 因此急需新的替代技术以适应当前注采工艺的要求。恒流堵塞器具有测调工作量小、结构简单及成本低等优点, 是一种理想的分层注水流量调节方法。但现有恒流堵塞器存在流量调节精度较低和使用可靠性较差的缺点。
国外油田对堵水、调剖技术的研究十分活跃, 在机理研究和化学剂研制和油田整体堵水调剖等方面都取得了进展。我国自五十年代开始进行堵水技术的探索和研究, 至今大体经历了四个发展阶段, 每个阶段都有突出的成就, 但是总体来看, 还是技术工艺方面较之国外略有逊色, 所以对这个方面的研究是很有意义的。
本文从XX油田长6油藏的见水特征、见水规律、见水机理上进行研究分析, 并从井网适应性、井网布置特征与见水关系上做了比较深入的研究, 总结出见水规律及见水机理, 并针对裂缝特征采取有效治理措施。该技术采用的水驱流向改变剂+疏水缔合聚物复合堵剂是治理裂缝性油藏注水井深部调剖的有效途径。
1 疏水缔合聚合物封堵机理研究
1.1 缔合机理
首先要对疏水缔合水溶性聚合物的作用机理进行一个分析, 首先聚合物分子链上带有亲水的主链和疏水的侧基, 其中疏水疏水基会进行聚合, 聚合物虽能溶于水, 但毕竟疏水, 所以疏水侧基还是具有逃离极性环境的趋势以及能形成三维立体网状空间结构的趋向, 所以聚合物在较低分子量情况下还是可以有粘度。 (图1)
1.2 抗剪切机理
聚合物分子间的缔合作用使溶液内形成三维立体网状结构。由于缔合基的特殊性, 使得缔合聚合物具有理想的抗剪切性。表1是浓度聚合物和水解聚丙烯酰胺剪切前后粘度的变化实验数据, 可以从中看出抗剪切的机理。 (图2)
1.3 抗盐机理
盐对聚合物溶液粘度的影响还是比较大的, 尤其是在对静电排斥作用的影响和对疏水缔合作用的影响上显得非常明显。
表2给出了相同温度 (50℃) 条件下, 体系矿化度对疏水缔合聚合物溶液表观粘度的影响。而从表中可看出:疏水缔合聚合物溶液在盐度较低时, 分子内缔合占主导地位, 随着盐度增大, 分子间缔合能力增强, 结构粘度相应增大, 即疏水缔合聚合物溶液由于疏水基的作用对盐表现出不敏感甚至出现盐增粘行为。从盐度的不同种可以看出聚合物的浓度变化非常大。
2 疏水缔合聚合物的性能评价
2.1 缔合聚合物主剂浓度对体系成胶性能的影响
堵水作业是”控制水油比”或“控制产水”。其实质是改变水在地层中的流动特性, 即改变水在地层的渗流规律。堵水作业可以在油井 (生产井) 上进行, 也可以在注水井上进行, 通常前者称为油井堵水, 后者称为注水井调剖。所以疏水聚合物的性能评价也就显得尤为重要, 在聚合物调剖提高采收率技术中, 聚合物用量多少是确定凝胶成胶强度以及影响技术经济成果的关键参数。
2.2 缔合聚合物调剖体系老化稳定实验
老化稳定实验就是观察随着老化时间增加, 粘度持续增大 (研究时间范围内) , 聚合物在此老化温度下具有的老化稳定性, 一般而言, 聚合物分子链基本没有热降解, 而分子间缔合随老化时间的增加不断加强 (在此温度下和时间范围内) 。在油层温度和地层水矿化度都很恶劣的条件下, 研究稳定性问题十分重要。
所以地层条件下凝胶体系的稳定性比较好。实验结果表明分子结构设计合理的缔合聚合物具有能满足工程施工的溶解速度, 高效增粘, 耐温耐盐, 良好老化稳定性和抗剪切特性;而另外的实践证明, 高粘缔合聚合物的可注入性, 粘度在地下渗流过程中的有效性, 建立流动阻力的能力是可以可肯定的;现场实践证明, 缔合聚合物溶液在高温高盐工作环境下, 无论是用在驱油还是调剖上都是有效的。
2.3 缔合聚合物调剖体系岩心驱替实验
为了评价缔合聚合物调剖三次采油方法的技术效果, 将人造岩芯 (直径2.5cm, 长度10cm, 大庆石油学院提供) 并联, 分别用四组渗透率级差不同的岩芯组合进行试验, 研究注入缔合聚合物凝胶体系前后, 吸水剖面的变化和改善情况。缔合聚合物调剖体系为:缔合聚合物浓度3000mg/l+药品A0.0549%+药品B0.112%+药品C0.0549%图1疏水缔合示意图+药品D0.0115%。 (图3)
2.4 缔合聚合物调剖岩心驱替效果评价实验
20世纪80年代在大庆油田做个此类效果评价的实验, 为了客观评价缔合聚合物调剖驱油的实际效果, 对其进行评价机制是很有意义的。当时的情况是在大庆油田油层及流体性质条件下, 研究了疏水缔合聚合物-碱-表面活性剂三元复合体系 (ASP) 的物理化学性质并进行了驱油效果评价。结果表明疏水缔合聚合物具有良好的耐盐、耐碱性, 在相同粘度 (例如40mpa·s) 下, 缔合的聚合物用量比部分水解聚丙烯酰胺三元复合体系低50%~70%;体系具有良好的抗剪切性和相稳定性。这种评价也为我们的评价建立很好的模型, 也就是对于此类效果评价可以基于哪些指标来做出。在本研究中, 在模拟油层平均非均质变异系数Vk=0.72的三层非均质岩心上进行了调剖岩芯驱替试验。
实验选用盐、油和聚合物交联体系作为试剂, 其中盐水中的主要成分组成见表4、表5。而疏水缔合聚合物交联体系由聚合物3000mg/l+药品A0.0549%+药品B0.112%+药品C0.0549%+药品D0.0115%组成, 并在微孔滤膜上过滤后才能用于实验。
然后是准备好正确的岩芯, 一般选择标准会是外形完整、已测渗透率的岩芯长30cm、横截面4.5cm×4.5cm, 平均空气渗透率1000×10-3μm2左右) , 置烘箱中烘干, 并称量其干重和测量其外形尺寸。
准备好这些, 先将岩芯在真空条件下饱和地层实际产出污水, 然后进行水驱 (按产出污水配置) , 直到岩芯出口端含水98%, 并且于此同时可以注入不同段塞大小的缔合聚合物调驱段塞溶液, 然后关闭岩芯进口端和出口端3天;接着进行水驱, 直到岩芯出口端含水98%, 计算缔合聚合物调驱增采的油量及采收率。
实验结果:缔合聚合物调剖岩心驱油试验结果见表, 随机抽取其中8次结果来进行分析。
由表2, 图4结果可以看出注入量的每个区间值都会引起效果的截然不同, 岩芯驱替效果评价试验的结果表明, 在对储层实施缔合聚合物调驱时, 调剖效果并不是随着注入量的增大而增大, 而是存在着一个最佳注入量范围, 此时的采收率增幅最大。
3 疏水缔合聚合物的特点
疏水聚合物的特点有以下几个方面:吸附能力强, 从而提高了耐冲刷能力:
缔合聚合物溶液粘度大, 在是可逆和热力学稳定的物理交联下, 不会在高温高盐和随时间延长而出现化学交联那样的脱水收缩等相分离现象, 反而表现出更高的强度和更好的热稳定性及抗脱水性。
聚合物还具有低剪切下的剪切增稠和高剪切下更强的剪切稀释性:
(1) 对水质要求低既可用清水也可用污水配置
可用清水或产出污水配制母液, 再用油田产出污水或海水稀释溶液。所得AP-P污水目标溶液的粘度都能达到和超过用污水甚至清水配制的HPAM同浓度溶液的粘度。如1200~1500mg/L的AP-P的污水溶液 (其矿化度依来源不同而异) 粘度达到或超过30~70m Pa·s, 而同浓度的HPAM溶液粘度为10~3m Pa·s (70℃, 7.34s-1, 下同) 。
(2) 溶解性能好
聚合物AP-P的溶解过程明显分为两个阶段:溶解和熟化。熟化过程中溶液粘度将随时间明显上升, 最后达平衡。如1500mg/L污水溶液最初为20~40m Pa·s, 4~24hr后可达到40~70m Pa·s以至更高。熟化既可在溶液配制罐中, 也可以管道流动中直至在地层渗流中进行, 使溶液粘度趋于更高, 故可获更好驱油效果。
温度为45℃, 矿化度1.6万模拟污水中2.5h完全溶解。在污水中一般溶解时间约2小时。
(3) 抗剪切能力强
缔合聚合物溶液的抗剪切能力明显强于现用HPAM。实验表明缔合聚合物溶液经模拟炮眼剪切后溶液粘度的保留率及保留值均明显大于同等条件下HPAM的。
(4) 抗盐能力强
粘盐关系 (温度88℃, 聚合物浓度1500ppm, 7.34s-1) (见表4)
(5) 抗温能力强
粘温关系 (聚合物浓度1500mg/l, 矿化度1.6万, 7.34s-1) (见表5)
4 缔合聚合物深部复合调驱体系在油藏试验适应性分析
4.1 因为油层的地址情况是不均匀的, 所以注入油层的水有80%~90%的量为厚度不大的高渗透层所吸收, 致使注入剖面很不均匀。为了发挥中、低渗透层的作用, 提高注入水的波及系数, 就必须向注水井注入调剖剂。按调剖剂的作用原理、使用条件和注入工艺的不同, 和油井情况的匹配程度来进行选择不同的调剖剂。
4.2 长6有用做调剖实验的理由和意义, 比如油藏储量巨大, 采出程度很低, 尤其是角井在开发很短时间内就出现水淹现象, 储量动用程度相当低。
4.3 室内实验证明缔合聚合物深部复合调驱体系具有调堵裂缝或”贼层”的优势。
4.4 从对缔合聚合物的机理和溶液性质研究、缔合聚合物调堵体系的机理以室内评价以及水驱流向改变剂的机理和室内研究可看出这种深部复合调驱体系具有抗盐的特性, 能够适应这种特殊水型。
4.5 一般而言, 主要是通过聚合物地下交联调剖起作用, 该方法是将一定量的聚合物溶液与交联剂混合后注入地层, 在地层温度条件下进行交联反应, 生成冻胶封堵高渗透层。这说明该机理的理论依据得到了很好的证实, 可以用作我们的大型试验。
反应原理:六次甲基四胺在酸性介质中加热可产生甲醛——甲醛与间苯二酚反应可生成多羟甲基间苯二酚——甲醛、多羟甲基间苯二酚均可与聚丙烯酰胺 (PAM) 发生交联作用, 生成复合冻胶体——多羟甲基间苯二酚与PAM缩聚。
4.6 六次甲基四胺在较高温度下才能释放出甲醛, 因此可以延缓交联时间。聚丙烯酰胺与多羟基酚反应后, 在分子链中引入苯环, 可增强冻胶体的热稳定性。其典型配方 (质量%) 为;PAM (相对分子质量4×106~6×106, 水解度5%~15%) 0.6%~1.0%、六次甲基四胺0.12%~0.16%、间苯二酚0.03%~0.05%, p H=2~5。该调剖剂适用于我们靖安油井, 井温为60~80℃。
摘要：石油、天然气储量是石油和天然气在地下的蕴藏量, 它是油、气田勘探开发成果的综合反映。无论是勘探阶段还是开发阶段, 油气储量一直是石油工作者追寻的主要目标, 是油气田勘探、开发过程中的一项极为重要的工作任务。油气储量是指导油气田勘探、开发, 确定投资规模的重要依据。因此, 石油、天然气储量计算的准确与否至关重要。文章从见水特点和开发特点为基础, 对靖安油田化堵调剖工艺试验和疏水缔合聚合物封堵机理研究, 并且进行了设计的评价和标准的提出。
关键词：油田,疏水缔合聚合物,封堵
参考文献
[1]赵曼玲.堵水调剖技术在吉林油田的应用和发展[J].大庆石油学院, 2009.
[2]丁涛, 马涛.MT-2型堵水调剖剂的室内实验评价[J].甘肃化工, 2005 (2) .
[3]姜翠玉, 于维钊, 张春晓, 等.阳离子淀粉的干法合成及其堵水调剖剂性能初探[J].油田化学, 2005, (2) 14～18.
[4]展金城, 李春涛.提高含水期堵水调剖工艺技术探讨[J].胜利油田职工大学学, 2007.
[5]熊春明, 唐孝芬.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势[J].石油勘探与开发, 2007.
[6]康治华.提高三叠系油藏水驱动用程度技术研究及应用[J].石油化工应用, 2007.
[7]贾小飞, 雷光伦.注水井深部调剖技术研究现状及发展趋势[J].特种油气藏, 2009.
[8]陈福有, 汪宝新, 刘明等.二连蒙古林普通稠油油藏开发调剖堵水技术[J].大庆石油地质与开发, 2005.
[9]龙昌明, 李西林, 王东等.堵水调剖决策系统在七区中注聚后期的应用[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2005, (3) 73～77.
油田聚合物 篇2
1、有机铬聚合物凝胶调剖剂封堵机理
有机铬聚合物凝胶深度调剖具有调整层内、层间吸水剖面、扩大注水波及体积、调整平面矛盾、提高驱油效率的作用。有机铬凝胶调剖剂的交联剂为络合铬溶液, 可采用高价的铬与有机酸在一定温度下反应制得。基本反应原理如下
式中L为络合体, n为络合数, 其值为0-3, X值为0-6。
2、调剖参数的的确定
2.1 调剖剂用量的确定
根据该井调剖层段的有效厚度为H米, 另外根据水井同位素吸水剖面的情况, 确定实际需要调剖的厚度为hm;调剖目的层连通N口油井, 确定连通系数为n, 调剖半径为R米, 油层孔隙度为Ф。因此, 根据井区的实际开发数据, 可确定单井的调剖剂用量。通过公式:
Q=πR2hФn
R-调剖半径 Ф-孔隙度
h-调剖层厚度 n-方向系数
确定该井的调剖剂用量为Qm3。
2.2 施工压力的控制
在采用光油管笼统注入井中, 注入压力一般控制在稍低于该井正常注水压力或在正常注水压力附近, 也可根据不同地层的启动压力来控制。分层井调剖剂的注入压力应高于高渗透层的启动压力, 低于低渗透层的启动压力, 但最高压力要低于地层破裂压力。该油田调剖施工过程中的压力, 根据以上原则, 一般施工压力在13.2-14.9MPa之间。
3、选井选层原则
该油田河道砂体发育规模小, 区块整体进行聚驱等三次采油的可能性小, 现阶段可以采取局部井区深度调剖的办法改善层间、层内的动用状况。该区块高水淹层主要为条带状或局部连片的小型河道砂体, 这类砂体局部厚度相对较大, 储层物性较好, 渗透率较高。
具体选井选层原则如下:
1.调剖井层内 (或层段内) 矛盾突出, 吸水剖面不均匀, 调剖层具有明显的层内非均质性, 电测曲线显示韵律性明显, 层内存在物性夹层。
2.调剖井层内 (或层段内) 注水压力较低, 调剖目的层启动压力小于7.0MPa, 以保证调剖后有较大的压力上升余地或调剖层 (或层段) ) 为停注层, 同位素显示吸水比例大于50.0%。
3.调剖的目的层发育较好, 局部连片, 砂体注采系统完善, 连通状况好, 连通方向在2个方向以上, 调剖目的层单层有效厚度应大于3.0m, 主要连通油井有效厚度大于2.0m。
4.调剖井组平面矛盾突出, 周围油井对应产液剖面显示为主要产水层, 且调剖井周围部分油井综合含水大于90%。
5.根据调剖目的层的发育厚度以及水驱半径确定合理的调剖半径, 通常选择注采井距的1/3-1/2。
4、选井结果
依据上述原则, 为改善油层动用状况, 控制含水上升速度, 结合精细地质研究结果和多学科油藏集成化研究结果, 选择以下2个井组进行深度调剖。周围采油井含水级别高, 且与调剖目的层连通状况较好。
5、有机铬聚合物凝胶调剖效果分析
1.注水压力上升、吸水剖面得到改善
2008年7-10月进行深度调剖, 调剖前后对比, 注水压力由7.44MPa到10.98MPa, 上升3.54MPa, 注水量由71m3到73m3, 上升2m3, 吸水剖面得到有效改善, 启动压力由3.9MPa到7.55MPa, 上升3.65MPa。
2.连通采油井见到了明显的调剖效果
统计周围连通未措施采油井7口, 日产液量由258.2t到243.3t, 降低了14.9t;日产油量由12.6t到15.4t, 上升了2.8t;含水由95.12%到93.67%, 下降了1.45个百分点;流压由4.37MPa到4.03MPa, 下降了0.35MPa, 说明调剖见到了明显的效果, 对厚油层底部高渗透条带进行了有效的封堵, 使目的层底部吸水得到了有效控制, 减缓了层内矛盾, 从而改善了井组的开发效果。
6、结论与认识
1.油田进入高含水后期, 剩余油分布越来越零散, 有机铬聚合物凝胶调剖剂可以有效堵塞高渗层水流通道, 使注入水在油藏中改变流向, 以提高波及系数, 从而达到提高原油采收率的目的。
2.有机铬聚合物凝胶调剖挖潜技术适用于油层动用程度高、综合含水级别高、采出程度低的这一类厚油层。
3.有机铬聚合物凝胶调剖技术对于高含水后期油田经济有效开发、控制低效循环起到积极作用。
摘要：某油田河道砂体发育以窄小河道为主, 平面连续性差, 多呈断续条带状或零星分布。油层孔隙度、渗透率低, 非均质性严重。油田开发二十几年来, 通过不断的注水开采, 在油层内部发育相对较好的河道已经动用程度非常高, 但由于层内的非均质性, 层内发育相对较差的砂体未动用。其中注采关系完善的河道砂体综合含水已经达到94.56%、采出程度仅为29.94%, 靠注水结构调整层间控制高含水井、层的注水量和产液量有一定的作用, 但对于层内调整作用较小。有机铬聚合物凝胶是一种比较成熟, 广泛应用于油田开发的调剖技术。聚合物凝胶具有强度大, 稳定性高, 注入容易的特点, 在某种条件下还具有一定的选择性。
油田聚合物 篇3
近几年来, 随着聚合物驱油技术的工业化推广应用, 聚合物驱分注工艺技术发展迅速, 技术水平不断提高, 较好地改善了聚驱效果。吉林油田应用的聚合物驱分注工艺, 可分为双管分注和单管分注两种形式。
1.1 双管分注工艺
1.1.1 双泵双管分注工艺
地面采用双泵双管供液, 井下采用由内径Φ76mm和Φ40mm的油管及封隔器构成的同心双管注入管柱来实现分层注入。由内部Φ40mm油管进行下层段的注入, 内外管环空注上层段, 每台泵对应一个分注层段。
工艺适应性:
分层流量控制准确, 地面设备投资大, 需要在注聚区块的总体方案阶段就确定分注井号, 或在原有地面、管网基础上改造, 不适合规模应用。
1.1.2 单泵双管分注工艺
分注工艺流程包括两种:单管注聚流程和双管注聚流程。每种流程都由地面控制系统和井下分层管柱组成。单管注聚流程用一级封隔器分隔两个注入层段, 利用油管和油套环控注入来实现分注的目的。双管注聚流程采用内径Φ76mm和Φ40mm的油管及封隔器构成同心双管注入管柱来实现分层注入。
工艺适应性:不改变地面设备、管网, 分层流量控制简便, 一次性投入较大, 适应于层间矛矛盾较大的一类油层。
1.2 单管分注工艺
1.2.1 单管同心分注工艺
聚合物同心分注技术地面采用单泵单管供液, 井下管柱采用单管同心分注形式。用封隔器把各层段封隔开后, 每一层段对应一级同心配注器。注聚过程中, 聚合物溶液流过同心配注器时, 可形成足够的节流压差, 从而降低注入压力, 控制限制层注入量。同时, 可通过升高注入压力, 提高加强层注入量。在地面同一注聚压力下, 通过对分层注入压力的调节, 控制各个层段的注入量, 从而达到分层配注的目的。
工艺适应性:不改变地面设备、管网, 一次性投入小, 对聚合物溶液的粘度损失率低, 适应于主力油层的2-3层分注, 2层分注井调配简便。两级封隔器间距离最小2m。
1.2.2 聚合物分质分压注入工艺
目前, 聚驱驱替对象已转向渗透率更低、层间差异更大的二、三类油层。由于层间渗透率差异过大, 导致对中、高分子量聚合物适应性变差, 注入溶液主要流向性质好、连通好的油层。而薄差油层由于渗透率低, 随着吸附捕集作用增加, 阻力系数增大, 渗流能力大幅度降低, 动用程度低, 影响了聚合物驱效果。
室内研究表明:
分质注聚效果好于分层注聚, 分质注聚比分层注聚可多提高采收率1.7-3.2个百分点。渗透率级差大于3时, 笼统注聚采收率下降幅度加大;聚合物分质分压注入就是对高渗透层注入高分子量聚合物, 同时通过降低注入压力来限制注入量;对低渗透油层注入低分子量聚合物, 以增加聚驱控制程度。
工艺适应性:不改变地面设备、管网, 一次性投入小, 对聚合物溶液的粘度损失率低, 适应于主力油层的多层分注, 管柱适应性强, 利用常规水嘴转换器, 可实现一套分注管柱满足从空白水驱、聚驱、后续水驱的分注要求。
2 目前存在的问题
2.1 双管分注工艺
2.1.1 双泵双管分注工艺
一次性投资大, 由于地面设备投资大, 需要在注聚区块的总体方案阶段就确定分注井号, 或在原有地面、管网基础上改造, 不适合规模应用, 无法进行注入剖面测试。
2.1.2 单泵双管分注工艺
双管流程:一次性投入较大, 适应于层间矛盾大、单层注入量大的分注井, 无法进行注入剖面测试。
油套流程:可进行注入剖面测试, 但不利于套损防护。
2.2 单管分注工艺
2.2.1 单管同心分注工艺
最大适应3层分注, 后续水驱后, 没有成熟的利用原有管柱的分注工具, 无法实现后续水驱不动管柱分层注水。
2.2.2 聚合物分质分压注入工艺
下井测调仪器串过长, 导致井口防喷管过高、操作难度较大。
2.3 现场应用过程中发现的其他问题
2.3.1 聚合物分注过程中压力升高的问题
原因有3个:限制层控制注入后的正常反映;配注器内聚合物流动通道被聚合物团块堵塞或工具表面结垢;加强层地层堵塞。
2.3.2 测试周期不适应聚驱分注特点
聚驱分层注入井的测试周期主要受注入压力变化的影响, 注入压力的变化大致可分为三个阶段:注聚初期 (约6个月) ;注聚中期 (约7-24个月) , 即到见效高峰期;注聚后期, 压力基本稳定。
2.3.3 测试仪器标定的问题
目前非集流电磁流量计是在采用清水定期标定, 从聚合物现场测试情况看, 采用清水标定的流量计, 测试流量与井口流量存在一定的的测试误差, 并且随流量的变化, 测试误差也发生变化, 需要重新采用聚合物溶液标定。
2.3.4 现场测试规程的确定
由于聚合物母液采用的是柱塞泵注入, 即使采用变频装置其注入压力、注入量变化也较小。因此, 水驱传统的降压法3点测试, 在聚驱已不适用。
3 建议及认识
3.1 为保证最大限度的提高采收率, 正常注聚的一类油层, 推广高浓度, 合理增加聚合物用量
建议开展目前的分注工艺在高浓度、高粘度条件下的适应性评价。
3.2 为保证最小尺度的个性化设计
建议进一步降低现有分注工具的卡距, 满足多层分注的需要。
3.3 为保证最及时有效地跟踪调整
建议统一聚合物驱分注工具及技术标准, 界定不同分注工艺的使用范围、适用条件。
(1) 对于主力油层的双层分注, 同心分注工艺具有调配简便、成本低的特点, 建议双层分注井采用;
(2) 对于三层以上分注井, 偏心分注工艺在投捞、调配工艺上有明显优势, 建议三层以上分注井采用;
(3) 对于层间渗透率差异较大的聚合物注入井, 应对分层分子量进行控制, 进行分质分压注入。
3.4 针对聚驱压力变化特点和流体性质, 对应聚驱测试技术标准、操作规程及注意事项包括如下方法
(1) 聚驱的测试周期应依据注聚的不同阶段, 制定不同的测试周期。在注聚初期, 压力上升快, 要每月测试一次;注聚中期, 即见效高峰期, 压力上升缓慢, 要2.5-3个月测试一次;注聚后期, 压力基本稳定, 该阶段可6个月测试一次。
(2) 井口须安装测试闸门。聚合物溶液改变注入状态后需要的稳定时间长。如井口没装测试阀门, 测试装防喷管过程中会造成注入量不稳, 影响测试质量。
(3) 推广多井同步测试法。多井同步测试法指测试班在一口井投捞结束后, 等待注水压力与注水量稳定的过程中到另一口井继续投捞, 既延长了注入井的稳定时间, 又提高了测试成功率和测试效率。
(4) 详细的现场操作步骤及注意事项。由于聚驱注入井是采用单泵对单井的注入流程, 现场测试时需要测试人员与注聚站及时联系, 注意观察泵压和流量的变化, 与实际测得的流量进行对比, 在误差较大时进行实时对比。
参考文献
油田聚合物 篇4
随着海上勘探程度的提高, 新发现的油田中稠油所占的比重越来越大, 很多油田进入高含水期, 提高稠油油田的采收率技术尤为重要。聚合物驱在我国陆地油田是比较成熟的提高采收率技术。采用该技术, 陆上油田采收率能提高10%以上[1]。
中海油于2003年至今, 在渤海区域, 绥中36-1油田I期、旅大10-1油田均已开展了大范围的聚合物驱工作[2]。为了更有效的实施聚合物驱工作, 各种优化工艺研究[3]和改进技术层出不穷, 但是流程及设备结垢问题一直没有解决。
本文对此问题, 从聚驱工艺、水质、药剂等方面进行了研究分析, 阐述了工艺过程中, 温度变化, 压力变化以及聚合物溶解过程对结垢的影响。
一、结垢情况与影响
1. 结垢基本情况与垢样分析
结垢严重部位主要是溶解罐内壁、输送泵过滤器、喂入泵过滤器、熟化罐内壁以及高压注入管线流量分配器等部位。我们对垢样分析采用X射线衍射法、X射线荧光光谱进行检测, 根据衍射谱图和电镜能谱的数据可判断垢样无机结晶成分主体为 (Mg0.03Ca0.97) CO3约占90%以上, , 可知结垢主要来源于水中二价离子的碳酸盐。
2. 结垢影响
结垢对流程中的运转设备和流程均造成了了破坏:结垢造成螺杆喂入泵定子转子磨损严重;造成柱塞泵凡尔总成、柱塞严重磨损, 弹簧断裂;两位电动蝶阀的动作因密封面结垢关闭不严, 内漏回流, 甚至无关闭反馈信号;熟化罐内壁结垢到一定厚度后, 发生龟裂脱落, 堆积在底部, 造成出入口堵塞。
二、结垢原因分析[4]
渤海湾油田平台注聚配注系统[5]采用了聚合物母液间歇配制、目标液分井注入的工艺。溶解罐水粉混合头的混合过程:配注水通过缩颈喷嘴后呈雾状喷出, 与高速空气流携带下的聚合物颗粒发生撞击接触混合, 混合后的溶液进入溶解罐进行搅拌, 并通过输送泵送至熟化罐。分析和检测在此过程, 有理由认为会发生如下变化:
温度突降:65℃-70℃的配注水呈雾状与常温空气以及聚合物颗粒混合后, 温度突降至50-53℃。
氧化反应:通过高速气液相的撞击混合, 液相组分必然急剧增大氧气接触面积。
压力突降:配注水的压力从1MPa经过喷嘴后, 突降为常压。
熟化过程:聚合物混配液在熟化罐中不断搅拌, 聚合物分子在水中逐步展开, 粘度逐渐增大, 同时由于热损失, 温度有缓慢降低。
高压泵注入过程:喂入泵将溶解熟化后的溶液初步增压1MPa后, 送至高压注入泵, 增压到8-12MPa后, 经过分配器与高压来水混合后, 注入井下。
通过工艺过程分析, 我们看到整个过程发生了温度、压力、水溶气这三个参数的变化。因此, 我们主要分析这三个条件的变化影响。
1. 水质分析
取样LD10-1和SZ36-1油田注聚水样进行水质分析, 结果表明Ca2+浓度约800 mg/L, Mg 2+浓度约250 mg/L, CO32-浓度约0.00 mg/L, HCO3-浓度平均16o mg/L, Cl-浓度平均5500 mg/L。
2. p H值影响
为了更加深入的探讨p H值沉淀影响, 做了如下实验, 首先测定溶解聚合物之后的聚合物溶液p H, 使用Na OH溶液调节注入水的p H, 之后按照水质分析标准, 滴定不同p H注入水的钙离子含量, 滴定结果如下:
通过实验表明, 溶液中的Ca2+含量随p H升高而降低, 当p H=10时, 已经出现明显沉淀。根据结垢倾向预测结果, 由此可看出p H值对结垢的影响很大, 随着p H值的增大结垢量增大。
目前采用的多为线性聚丙烯酰胺, 聚丙烯酰胺[6]在生产过程中, 需要使用Na OH进行水解, 所以, 一般称为水解聚丙烯酰胺。正是由于存在 形成了强碱弱酸盐。由于存在—COONa, 因此在水溶液中, 它会产生水解, 形成OH-, 以至聚合物溶液整体p H升高, 造成沉淀。
由于化学式 (1) 存在化学平衡, OH-的不断加入, 造成反应向生成CO32-的方向移动, 最终导致生成Ca CO3的沉淀。特别是残留Na OH过多, 将对ph产生影响。
3. 温度影响
模拟了条件:压力1atm, 流量30m3/h, ph=7的温度对结垢影响, 结果如下表:
通过模拟数据可以知道, 温度对钙镁二价离子的溶解度影响明显。
4. 压力影响
模拟了条件:温度50℃, 流量30m3/h, ph=7的压力对结垢影响, 通过模拟数据表明压力对钙镁二价离子的溶解度影响很有限。
结论与建议
通过对垢样分析, 发现垢样主要由无机结晶成分 (Mg0.03Ca0.97) CO3组成, 约占90%以上, 其余为少量的硅铝酸盐物质, 可知水中的高硬度, 是注聚结垢的主要内因, 其中主要是钙离子所形成的碳酸钙垢。
通过对目前的工艺流程分析, 结合模拟实验, 结果表明:压力变化对结垢现象影响较小, 可以忽略不计;温度对钙镁盐的溶解度影响较明显, 温度在70℃下, 降低20℃, 能够导致氯化钙盐的溶解度减少10%以上, 是结垢的主要因素。Scale Chem垢化学分析系统结垢趋势预测结果表明p H值对结垢的影响很大, 随着p H值的增大结垢量增大。p H值升高, 会导致钙离子的溶解度降低, 造成沉淀。
改造流程以及相关设备, 减少流程各个环节热量的损耗, 特别是热损失最大的水粉混合头配液过程, 改变风送混合方式为重力下落混合, 这些措施有利于改善结垢形成。严格控制聚合物产品中残余Na OH含量, 也可以通过添加缓冲弱酸来去除其对ph值的不利影响。以及加入相应的阻垢剂, 可以减缓结垢的形成, 减少因此造成的设备磨损。
通过以上多项措施的改进, 目前, 海上小平台聚驱流程设备的结垢对流程的影响得到了有效的控制。
摘要：在渤海区域, 绥中36-1油田I期、旅大10-1油田均已开展了大范围的聚合物驱工作。自该技术实施以来, 一直存在注聚流程大量结垢的问题, 严重影响了注聚系统的运转时率和聚驱效果。文中通过对垢样分析, 发现垢样主要由无机结晶成分 (Mg0.03Ca0.97) CO3组成, 约占90%以上。通过对目前的工艺流程分析, 结合模拟实验, 表明:压力变化对结垢现象影响较小, 可以忽略不计;温度对钙镁盐的溶解度影响较明显, 温度在70℃下, 降低20℃, 能够导致氯化钙盐的溶解度减少10%以上, 是结垢的主要因素。而聚合物聚丙烯酰胺在生产过程中由于存在 (H2CHC) nCOONa形成了强碱弱酸盐, 产生水解, 形成OH-, 以至聚合物溶液整体pH升高, 导致钙离子的溶解度降低, 造成沉淀。针对以上影响流程结垢的因素分析, 笔者提出了针对性的改进意见, 通过工艺实施, 验证了分析结论, 降低了流程结垢的影响。
关键词：聚合物驱,配注,结垢,渤海油田
参考文献
[1]周守为, 韩明, 张健, 等.用于海上油田化学驱的聚合物研究[J].中国海上油气, 2007, 19 (1) :25-29.
油田聚合物 篇5
1 实验设计
1.1 研究路线
(1) 测定不同HPAM浓度采出液在加入处理剂前后的油含量, 分析加入处理剂前后油含量的变化规律, 通过油含量的变化规律, 研究HPAM浓度对油水分离效果的影响;
(2) 测定不同HPAM浓度的采出液中的乳化油粒径分布, 分析粒径分布规律, 通过粒径分布规律, 研究HPAM对油水分离效果的影响;
(3) 测定不同HPAM浓度的采出液在加入破乳剂前后的HLB值, 通过HLB值的变化规律, 研究HPAM对油水分离效果的影响。
1.2 采样点设置
根据冀东油田的生产运行情况, 选取了5个具有代表性的采样点, 即:G104-5P10、G104-5P62、G104-5P77、G69-11、高一联。G104-5P10是N g8小层的井, G104-5P62、G104-5P77是N g12小层的井, 都属于高浅北区块, 区块的地层温度约为65℃, 这两个小层都进行了整体调驱, Ng12小层主体段塞浓度是2000ppm左右, Ng8小层主体段塞浓度是2500~3500ppm。G69-11属于高浅南G160-1断块。
1.3 试样预处理
5种采出液处理时模拟地层温度, 待温度稳定后再加入50m g/L破乳剂, 同时搅拌 (前1m i n转速为200r/m i n, 后3m i n转速为100r/m i n) , 约1.5h后取下层液, 再加入50mg/L净水剂进行处理, 搅拌温度、转速同前, 3h后得到处理后的试样。
2 室内研究
2.1 HPAM在调剖调驱采出液中的存在状态实验分析
(1) 冀东油田陆地区块原油的基本物理性质
选取具有代表性的G69-11采出液说明冀东油田原油的基本物理性质, 如表1所示。
(2) HPAM浓度测定
H P A M浓度测定方法采用淀粉-碘化镉法, 5种样品的测定结果见表2。
不同区域由于地质条件、井底温度、压力等条件的影响采出液的HPAM浓度不同, 因此, HPAM浓度为基础测定数据, 要测定出不同井采出液的HPAM浓度, 以确定HPAM浓度对后续所测因素的影响。
2.2 乳化油粒径分析
乳化油粒径分析采用Winner2116激光粒径仪进行测定, 5种采出液样品加入处理剂前后乳化油的粒径分析结果。
G104-5P10, G104-5P62, G69-11及高一联采出液处理前后乳化油粒径变化很小, 排除测定时的误差, 可以认为处理前后粒径无明显变化, 说明加入的处理剂对乳化油的处理效果不明显;G104-5P77处理前后粒径变化较大, 说明处理剂对G104-5P77采出液的乳化油处理效果较好。
2.3 HLB值分析
H L B根据蒸馏水量-H L B值标准曲线测定, 5种样品在处理剂处理前后的HLB值测定结果见表3。
由表3可得, 在加入处理剂前后, HLB值没有发生大的变化, 表明不同的HPAM浓度对HLB值的影响不明显。
3 认识
综上所述, 聚合物调驱调剖对冀东油田油水处理的影响机理 (即:HPAM对原油破乳脱水的影响机理) 有以下三方面的认识:
(1) 形成界面膜, 破乳效果变差:由于H P A M有较强的亲水性基团, 容易在O/W乳状液的外层 (水相) 吸附, 而另一端的烃基在内相 (油相) 吸附, 形成一层有保护作用的膜, 使得破乳剂加入后, 需要先对一部分吸附的HPAM进行取代, 才能破乳, 所以破乳效果变差。
(2) 形成了较均匀的乳化液滴, 聚集困难:H P A M注入地层后, 经过了一系列变化, 并和原油充分搅拌混合, 形成了粒径较为均匀的乳化液, 乳化液滴间的内部压力变弱, 即使相互接触, 也不易发生凝聚而形成大的液滴, 造成破乳效果变差。
(3) 现行破乳剂对减少含聚原油的HLB值作用不明显。由于含HPAM的原油有较高的H L B值, 即强亲水性, 并且现行破乳剂加入后, 体系的总体的H L B值改变不明显, 这说明现行破乳剂不适宜用于HPAM浓度较高的原油, 应研制新型破乳剂。
摘要：本文通过测定冀东油田聚合物调驱调剖采出液中水解聚丙烯酰胺 (HPAM) 浓度及不同HPAM浓度的采出液在处理前后的油含量、乳化油粒径分布和HLB值, 研究了这几项因素的变化规律, 进而推论出不同HPAM对原油采出液油水分离的影响机理。
关键词：调驱调剖,HPAM,粒径分布,HLB值,油水处理,影响
参考文献
[1]赵福麟编.油田化学.石油出版社.2004.
[2]康万利编.大庆油田三元复合驱化学剂作用机理研究.石油工业出版社.2001.
[3]张鸿仁编.原油脱油脱水.石油工业出版社.2000.
油田聚合物 篇6
1 井况基本介绍
小梁山构造是青海省柴达木盆地西部坳陷区芒崖坳陷区小梁山凹陷的一个三级构造, 行政区划隶属青海省海西州花土沟镇。东接尖顶山油田, 南邻南翼山油田, 西为红沟子含油气构造, 北为月牙泉构造。地表以砂泥质硬盐碱壳为主, 整体地势较为平坦, 油田范围内地貌为风蚀残丘和戈壁, 地面海拔在2770米左右。
梁平1井, 位于柴达木盆地西部北区小梁山构造长轴高点, 为评价井。地面海拔2774.26米, 设计井深2067.33米, 完钻斜深2072.0米, 阻流环位置2042.78米, 民、现人工井底1997.32米。最大井斜91.97度, 深度1533.49米。造斜位置1070.32米, 造斜段1070.32米~1471.83米, 水平段1471.83米~2072.0米。
2 主要问题
该井在水平段连续有五个TAP阀, 平均间隙75.0米左右, 每钻完一个TAP阀后, 使用连续油管冲砂, 施工繁琐周期长。该井地层压力高, 返出的地层液中有大量伴生天然气, 井控风险高, 施工难度大。由于本井是在井筒内进行大修作业, 又属于水平井, 井内伴生大量天然气, 天然气浓度较高, 气体侵入严重。
3 梁平1井大修过程中溢流控制概况
该井于2012年6月10日采用连续油管替泥浆、试压、顶替防膨剂后, 于2012年6月11日采用斯伦贝谢TAP lite套管滑套技术, 共压裂六层, 最高施工压力36.5MPa, 最大排量5.00m3/min, 平均砂比21.43%, 该井施工总液量1372.10m3, 共加砂165m3, 净液量1207.10m3。自2012年6月12日~18日自喷排液, 累计排出压裂残液199.19m3, 油1.48m3, 水样半分析:PH=6.0, 密度:1.0700g/cm3氯根:74668mg/L.水样呈褐色, 有絮状沉淀物, 有大量气喷出。自2012年6月19日~21日采用连续油管氮气气举排液, 最大气举井深1400米, 累计气举排液45.55m3, 总累计喷出压裂残液244.75m3, 油3.82m3。
采用连续油管做生产管排液, 采用Φ12mm油嘴控制放喷, 总累计喷出压裂残液291.52m3, 油5.93m3, 水样半分析:PH=6.0, 密度:1.0700g/cm3, 氯根:76801mg/L.水样呈土黄色, 有絮状沉淀物, 有少量气。用密度为1.54g/cm3聚合物泥浆25m3循环磨铣无进尺, 悬重由原悬重160.0k N降至130.0k N。磨铣参数:钻压10.0k N~20.0k N, 排量300L/min~350L/min, 泵压3.0MPa~5.0MPa, 转速50r/min~60r/min, 出口泥浆密度降为1.48g/cm3并脱出大量天然气。
井控设计要求:下连续油管至1500.00m, 使用密度为1.45g/cm3无固相修井液40m3正循环压井, 压井完成后畅开井口观察2小时, 井口无溢流进行下步施工。若井口溢流, 使用密度为1.65g/cm3聚合物泥浆40m3正循环压井, 压井完成后畅开井口观察2小时, 井口无溢流进行下步施工。
4 施工简况
7月19日用密度1.27g/cm3的盐水30m3循环压井, 排量300L/min~350L/min, 压力3.0MPa~5.0MPa, 后间歇放压2天, 返出物为油水混合物及大量天然气, 井口压力最高6.0MPa, 证明压井不成功;7月22日用密度1.65g/cm3的泥浆45m3循环压井, 排量300L/min~350L/min, 压力3.0MPa~5.0MPa, 7月23日间歇放压, 返出物为密度1.46g/cm3的泥浆及大量天然气;7月24日用密度1.72g/cm3的泥浆20m3循环压井, 排量300L/min~350L/min, 压力3.0MPa~5.0MPa。7月27日至28日用密度1.34~1.44的聚合物泥浆在井内循环脱气, 返出密度1.30~1.34的聚合物泥浆, (气侵严重, 溢流大。) 7月29日至8月10日一直用密度1.50~1.56的泥浆 (聚合物) 在井内磨铣、冲砂, 钻压10KN~20KN, 排量3 0 0 L/m i n~3 5 0 L/m i n, 泵压4.0MPa~9.0MPa, 转速50r/min~60r/min, 处理完井内五个TAP阀, 未产生溢流井控风险。
5 聚合物泥浆体系的特点及本井消泡压井泥浆体系
由于本井是在水平井段井筒内磨铣滑套打通下部井段通路, 井内含有大量天然气, 井内气侵压力较高, 井内压力系数大于1.2, 则采用1.54g/cm3泥浆压井保持井内压力平衡, 确保施工正常。本井使用聚合物泥浆的体系的组成:H2O+4-6%膨润土+0.2-0.3%FA-367+0.2-0.3%XY-2 7+0.3-0.5%K-N H 4-H P A N+0.3-0.5%H T-2 0 1+1-1.2%S J-3+1-1.5%WYFT-1+1-2%ST-2+1-2%QS-2+0.3%NA2CO3+1-1.5%SKC水性消泡剂+0.02-0.03%柴油。
聚合物钻井液最初是为提高钻井效率开发研究的, 是以某些具有絮凝和包被作用的高分子聚合物作为主要处理剂的水基泥浆系统。该体系加入沥青类物质后, 能够减轻钻具与井壁的得摩擦和钻具对井壁的冲击。可以有效地抑制泥页岩的水化膨胀, 控制地层造浆, 并能改善流型, 降低摩阻, 有利于高密度泥浆的性能控制, 有较强的抑制粘土和页岩水化分散的能力, 与泥浆处理剂配伍性好, 使岩心的渗透率恢复值高, 有利于保护油气层。
6 认识与结语
如何做好修井作业的井控工作?不管大修小修, 首先保证一级井控安全, 就是压井, 起管柱必须灌液, 保持井筒液面, 井控装备齐全可靠, 安装试压必须合格。必须落实现场施工人员的井控职责, 要培养主动井控的意识。做岗观察很必要, 迅速反应要急速, 处理措施要准确, 大胆细心要谨慎。选用合适密度的聚合物泥浆在井下作业大修中是必要的。
在井下作业过程中, 井下不确定因素有很多, 情况十分复杂, 无论油 (气) 井的压力高低, 都会发生井喷危险的可能性。目前的井控技术已从单纯的防喷发展成为保护油气层、防止破坏资源、防止污染环境等多项内容, 是快速低成本井下作业技术的重要组成部分和实施近平衡压力井下作业的重要保证, 是保证井下作业安全的关键技术。做好井控工作, 既有利于保护油气层, 又可以有效地防止井喷、井喷失控或着火事故的发生。
油田聚合物 篇7
1 实验
1. 1 实验仪器和岩心模型
实验仪器主要有: 岩心驱替系统、恒温箱、饱和度测量系统、压力自动采集系统等。其中饱和度场处理由自主研发的油水饱和度处理软件完成。
实验共制作2 种平面均质物理模型,模拟油藏采用不同井型的开发方式。平面均质模型选取反九点井网的1 /4 单元作为物理模拟对象,如图1( a) 、图1( b) 所示采用1 直井注-3 直井采和1 直井注-2直井、1 水平井采2 种不同开发方式。图1( a) 、图1 ( b) 中,模型上的三角形表示注入井( 直井) ,圆形表示采出井( 直井) ,长条柱状表示采出井( 水平井) ,水平井长度为15 cm,井筒直径为0. 8 cm,采用裸眼完井方式。模型渗透率: 2 000 × 10－ 3μm2,模型尺寸: 30 cm × 30 cm × 4. 5 cm。模型压膜之前在表面插入了微电极,微电极平面上等距离分布,如图1( c) 所示。数值模拟研究方案布井方式如图1 ( d) ~ ( g) 所示。
1. 2 实验方案
为了模拟不同井型对油藏注聚效果的影响,设计了2 组物理模拟、4 组数值模拟实验方案,如表1所示。
实验用水采用模拟水,矿化度为9 173. 67 mg /L; 实验用油为模拟油,在65 ℃ 条件下黏度为70m Pa·s; 聚合物溶液( 浓度为1 750 mg / L) 在65 ℃条件下剪切后的黏度为20 m Pa·s。
注: 水驱至含水率60% ,聚合物驱注入0. 2 PV,后续水驱至含水98% 。
2 结果与分析
2. 1 均质条件不同井型对驱油效果的影响
由表2 和图2( b) 可知,从单井来看,水平井开采效果好于直井,水平井( 方案2-P1 井) 单井最终采收率比直井( 方案1-P1 井) 高出2. 53% 。由表2 和图1( a) 、图1( b) 可见,由于水平井增加了油藏泄油面积,降低了注采井间渗流阻力,使得方案2 水平井( P1) 相对于直井( P2) 形成优势渗流通道,导致只有很少量聚合物进入了注入井与P2 之间区域,导致方案2 直井( P2) 最终采收率相对于方案1 直井( P2) 低了5. 89% 。使得水平井( 方案2) 最终采收率不及直井( 方案1) ,较方案1 最终采收率低了1. 87% 。
2. 2 均质条件不同井型对剩余油分布的影响
方案1( 直井) 、方案2( 水平井) 在实验过程中不同阶段的含油饱和度分布图如图3、图4 所示。蓝色表示水,红色表示油,颜色从红色到蓝色渐变表示含油逐渐降低。根据表2、图3、图4 可见,方案1( 直井) 的剩余油含油饱和度在水驱结束、聚驱结束、实验结束时分别为58. 03%、54. 59%、45. 2%,方案2( 水平井) 的剩余油含油饱和度在水驱结束、聚驱结束、实验结束时分别为58. 71% 、52. 24% 、45. 12% 。
由图3 可见,方案1( 直井) 水驱后剩余油主要分布在边井和角井之间区域,成对称分布,由于两口边井均为直井,在聚驱和后续水驱阶段,模型内含油饱和度进一步降低,边井和角井之间区域剩余油进一步减少,但是始终成对称分布。由图4 可知,方案2( 水平井) 水驱后剩余油主要分布在边井P1 井( 水平井) 和角井之间区域,在聚驱和后续水驱阶段,水平井和角井之间区域的剩余油被采出,模型内含油饱和度进一步降低,后续水驱结束时,剩余油主要分布在边井( 直井) 和角井之间区域。
2. 3 非均质条件水平井布井方式探索研究
由物理模拟实验结果可知,均质条件下,边井之一采用水平井开发,水平井所控制的泄油面积大,单井区域内的剩余油较直井开发动用程度高,但是整体上改善开发效果不明显。根据海上油田开发现状,油层非均质性程度相对较大,所以在不同井型对驱油效果的影响研究中,分析非均质条件下水平井布井方式对开发效果的影响就显得十分重要。在物理模拟实验的基础上,构建了非均质条件下不同井型实验的数值模拟模型,分析非均质条件下,直井开发、低渗带为水平井,中渗带为水平井,及中、低渗带均为水平井等4 种开发方式对于驱油效果以及剩余油分布的影响。
由表3 可以看出,方案4、5、6 最终采出程度均高于方案3( 3 直井) ,且由图5 也可以直观的看出方案3 剩余油分布相对于方案4、5、6 更多。这说明非均质条件下采用水平井与直井组合开发,效果要好于单纯采用直井开发的模式。不同的水平井布井位置提高采出程度的幅度及动用剩余油的范围又有所差异。当水平井位于低渗带时,能够大范围动用直井开发时不能动用的低渗带剩余油,降低剩余油饱和度,提高采出程度相对较高。当水平井位于中渗带时,能够一定程度上提高采出程度,虽然提高了中渗带剩余油的动用程度,但大部分低渗带的剩余油仍然没有动用。当水平井同时位于中、低渗带时,提高采出程度的幅度小于低渗带为水平井的方案,而大于中渗带为水平井的方案。
3 结论
( 1) 均质条件下,从单井来看,水平井开采效果好于直井,水平井( 方案2-P1 井) 单井最终采收率比直井( 方案1-P1 井) 高出2. 53% 。
( 2) 均质条件下,水平井延缓了水驱含水上升速度,但是减弱了对角直井的降水增油的效果。方案2 中直井( P2) 最终采收率相对于无水平井的方案1 直井( P2) 低了5. 89% ,影响了水平井( 方案2)最终采收率,相比方案1 最终采收率低了1. 87% 。
( 3) 非均质条件下,采用水平井与直井组合开发,效果要好于单纯采用直井开发的模式。不同的布井位置提高采出程度的幅度及动用剩余油的范围又有所差异。当水平井位于低渗带时,能够大范围动用直井开发时不能动用的低渗带剩余油,降低剩余油饱和度,提高采出程度相对较高。当水平井位于中渗带时,能够一定程度上提高采出程度,虽然提高了中渗带剩余油的动用程度,但大部分低渗带的剩余油仍然没有动用。当水平井同时位于中、低渗带时,提高采出程度的幅度小于低渗带为水平井的方案,而大于中渗带为水平井的方案。
摘要：在内置微电极三维平面均质岩心模型上进行物理模拟实验,对比研究了反九点井网条件下直井和水平井对开采效果和剩余油分布的影响。在均质条件反九点井网(一注三采)中,边井之一采用水平井开发,水平井所控制的泄油面积大,区域内的剩余油较直井开发动用程度高,水平井单井最终采收率比相同位置直井单井最终采收率高了2.53%;但是整体上改善开发效果不明显。为了进一步研究不同井型对开发效果及剩余油分布的影响,利用数值模拟技术研究了非均质条件下不同水平井布井方式对驱油效果以及剩余油分布的影响。研究结果表明,非均质条件下采用水平井与直井组合开发,效果要好于单纯采用直井开发的模式。不同的水平井布井位置提高采出程度的幅度及动用剩余油的范围又有所差异。当水平井位于低渗带时,能够大范围动用直井开发时不能动用的低渗带剩余油,降低剩余油饱和度,提高采出程度相对较高。当水平井位于中渗带时,能够一定程度上提高采出程度,虽然提高了中渗带剩余油的动用程度,但大部分低渗带的剩余油仍然没有动用。当水平井同时位于中、低渗带时,提高采出程度的幅度小于低渗带为水平井的方案,而大于中渗带为水平井的方案。