复合驱油体系（共5篇）
复合驱油体系 篇1
三元复合体系与原油之间存在着两种界面张力:平衡界面张力和动态界面张力。平衡界面张力是油水接触到一定时间后达到平衡、不再变化时的界面张力;动态界面张力是随时间变化的瞬时界面张力[1—4]。以往的复合体系驱油方案筛选中, 注重利用平衡界面张力对体系性能进行评价, 但这种评价方法确立的体系组分组成单一、过于理想化。本文采用贝雷岩心开展体系界面张力与驱油效果之间关系的实验研究, 研究结果更接近油层实际条件, 得出的对界面张力数量级的要求具有更大的实用价值[5—7]。此外, 为了深化复合驱机理、优化配方, 为矿场试验注入体系提供技术支撑, 针对复合体系提高原油采收率提出了一套实用的、符合油田实际生产特征的动态界面张力评价方法。
1 实验条件
1.1 实验仪器
界面张力测定美国德克萨斯大学Model 500-C旋滴界面张力测定仪。
黏度测定Brookfield DV-Ⅲ型黏度测定仪。
驱油实验常规驱油实验设备。
1.2 实验材料
聚合物HPAM, 分子量2 500×104, 浓度为1 500 mg/L;
表面活性剂烷基苯磺酸盐, 浓度为0.3%;
碱Na OH (分析纯) , 浓度为1.2%;
实验温度45℃;
实验用水大庆油田采油四厂污水, 矿化度6 430 mg/L, p H值为8.1;
实验用油大庆油田采油四厂脱水原油, 45℃下模拟油黏度为10 m Pa·s;
岩心贝雷岩心 (规格为30 cm×4.5 cm×4.5cm) , 气测渗透率为800×10-3μm2。
1.3 注入方式
(1) 水驱至含水98%, (2) 三元复合驱0.3 PV+聚合物驱0.2 PV, (3) 后续水驱至含水98%结束;注入速度:0.35 m L/min。
2 体系界面张力对驱油效率的影响
2.1 平衡界面张力对驱油效率的影响
筛选出四种烷基苯表面活性剂, 四种复合体系平衡界面张力数量级分别为10-1、10-2、10-3和10-4m N/m。驱油实验结果如表1所示。
从表1可以看出, 体系平衡界面张力数量级越低, 化学驱采收率提高值越高, 但采收率增幅越小。2#体系化学驱采收率比水驱采收率提高20.68%, 驱油效果较好, 但这种评价方法确立的体系组分组成单一、理想化, 不符合矿场实际要求。
2.2 动态界面张力对驱油效率的影响
筛选四种体系界面张力最低值的数量级分别为10-2、10-3和10-4m N/m的表面活性剂。如图1所示, 体系油水界面张力随时间变化特征曲线近似呈V形, 包括逐渐下降、降至最低值、回弹上升三个过程。四种体系对应的岩心驱油实验结果如表2所示。
结合图1和表2可知, 三元复合体系动态界面张力最低值越低, 界面张力下降速度越快, 超低界面张力作用时间越长, 化学驱提高采收率越高。6#体系油水界面张力瞬时值随时间先降至超低又回弹至10-2m N/m数量级, 化学驱采收率为21.17%, 已经能够取得较好的驱油效果。
3 体系动态界面张力对驱油效率影响的评价方法
3.1 动态界面张力主要因素对驱油效率的影响
设计3因素2水平正交实验, 研究油水体系界面张力最低值、界面张力下降速度以及超低界面张力作用时间这三个因素对驱油效率的贡献程度。设计过程与结果如表3、表4所示。
3.2 动态界面张力对驱油效率影响综合评价指数的确立
结合动态界面张力三因素对驱油效率的影响程度及复合体系界面张力随时间变化特征曲线的实际意义, 确立了评价复合体系界面张力的综合指标:超低界面张力作用指数S。
式 (1) 中, IFT为界面张力值;Δt为超低界面张力作用时间差值;IFT最低为界面张力最低值;IFT基准为界面张力的基准值, 以1.0×10-2m N/m作为基准。
由式 (1) 可以看出, 超低界面张力作用指数与界面张力最低值倒数呈正比, 与超低界面张力作用时间呈正比。由于界面张力动态最低值以10-2m N/m为基准, 取倒数后差值较大, 表达式体现了界面张力最低值对超低界面张力作用指数S的影响程度最大。
3.3 超低界面张力作用指数与驱油效率的定量关系
超低界面张力范围指数与驱油效率具有相关性, 通过对超低界面张力作用指数的数值化及相对应驱油效率的研究, 得到了界面张力与驱油效率的拟合曲线, 如图2。
拟合超低界面张力作用指数与驱油效率数据, 得到拟合公式
由式 (2) 可以看出, 化学驱驱油效率与超低界面张力作用指数的对数呈线性关系。以化学驱驱油效率为指标, S值越大, 驱油效率越高。以化学驱驱油效率提高20%为标准, 得到S>1 000的体系为合格体系。
4 结论
1) 三元复合体系动态界面张力最低值越低, 界面张力下降速度越快, 超低界面张力作用时间越长, 化学驱提高驱油效率越高。
2) 运用超低界面张力作用指数S作为评价复合体系的界面张力性能和驱油效率的指标, S值越大, 驱油效率越高。
3) 建立了超低界面张力作用指数与驱油效率的关系式, 以化学驱驱油效率提高20%为标准, 得到S>1 000复合体系为满足油田实际的合格体系。
参考文献
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复合驱油体系 篇2
一些二类、三类油藏由于温度较高[( 85 ~ 105) ℃ ],一般的驱油用聚合物无法适应这样的高温,因此寻找在高温下保持性质的化学剂就成为了迫切的需要。低度交联聚合物驱油技术通过加入少量交联剂使聚合物分子发生交联[8],改进聚合物性能从而适应高温环境,该技术经过河南油田矿场试验获得了成功[9]。
双河油田Ⅵ油组属三类油藏,油层温度95 ℃, 地层原油黏度1. 7 m Pa·s,平均空气渗透率0. 668 μm2,渗透率平均变异系数0. 46,层间级差5. 0,平面上单层渗透率级差可高达51,非均质性相对较强,采出程度37. 24% ,综合含水已达95. 27% 。针对该油组代表的高温非均质油藏,主要通过研究复合驱油体系组分之间的吸附、分离,并模拟聚合物溶液、低度交联聚合物驱油体系、复合驱油体系及其组合驱油方式的驱油效果,以确定适合三类油藏的高温化学驱油体系及其驱替方式。
1实验部分
1.1实验仪器、试剂和材料
实验试剂: 地层水( 双河油田VI油组) 、原油 ( 双河油田VI油组) 、聚合物1630S、表面活性剂SH-6、有机碱乙醇胺、有机酚醛交联剂、四苯硼钠、 淀粉-碘化镉溶液、饱和溴水、氢氧化钠、盐酸、无水乙醇、溴甲酚绿-甲基红指示剂
实验仪器: Mettler Toledo T90电位滴定 仪、 UV2000型紫外分光光度计、HW-II型自控恒温箱 ( 江苏海安石油设备有限公司) 、HAS-100HSB型恒压恒速泵、真空泵、中间容器、岩心夹持器、压力传感器。
色谱分离实验所用物理模型为油层砂充填长管模型,直径2. 5 cm,长度100 cm,填充油砂目数为80 ~ 200目,水测渗透率平均199 × 10- 3μm2。
驱油实验所用物理模型为人工压制模型,岩心尺寸为4. 5 cm × 4. 5 cm × 30 cm,岩心规格为3倍级差( 300 × 10- 3μm2/900 × 10- 3μm2) 层间非均质,孔隙度范围在25. 2% ~ 25. 9% 。
1.2复合驱油体系色谱分离实验
95 ℃ 恒温下对填砂模型抽真空,饱和水并测量水相渗透率。以0. 3 m L/min恒速注入0. 6 PV不同配方的二元复合体系、三元复合体系; 之后仍然以0. 3 m L / min恒速进行后续水驱,在注入过程中持续测量采出液水相中表面活性剂( S) 、聚合物( P) 、交联剂( J) 和有机碱( A) 的质量浓度,直到各组分浓度无法检测停止。得到采出液中各组分的浓度与注入液中各组分浓度的比值C /C0。体系具体配方如表1所示。
1.3复合驱油体系组合驱油方式优选
驱油实验如图1流程所示,测量已经制作、烘干好的人工压制岩心,放入岩心夹持器; 加围压( 2 ~ 3) MPa,然后用真空泵,抽真空约30 min左右; 用地层水测量岩心孔隙体积,温度恒定后,依( 0. 1 ~ 0. 3 ~ 0. 5) m L / min变流速饱和油,建立束缚水饱和度; 饱和油之后老化48 h; 进行驱油实验,以0. 3 m L/min恒定流速水驱油,驱至出口端含水大于98% 时刻为止; 按照设计好的注入量和配方( 表2) 注入复合驱油体系,流速设计为0. 3 m L/min,而后以0. 5 m L/ min恒定流速进行后续水驱至含水率高于98% 为止。过程中实时监测并记录入口压力、采出液体积等数据,实验温度恒定为95 ℃。
1 为恒压恒速泵; 2 为手动计量泵; 3 为压力表; 4 为中间容器( 水) ; 5 为中间容器( 复合体系) ; 6 为压力变送器; 7 为岩心夹持器; 8 为计算机; 9 为计量试管; 虚线框表示恒温箱
2实验结果与讨论
2.1复合组分色谱分离分析
实验共测定了三种复合体系配方的色谱分离和吸附量,结果见表3。
图2 ~ 图4为三种体系组分相对浓度变化量, 结合表3可以得出以下结论: 高温条件下,当三元复合体系流经填砂管时,碱、表面活性剂、聚合物发生一定程度的色谱分离现象,由于存在不可入孔隙体积,而聚合物分子体积大,所以最先突破; 碱由于碰撞体积小,随后突破; 表面活性剂由于带有电性,与孔隙表面 吸附结合 作用强,突破的时 间比较滞 后[10,11]。其次,3种化学剂产出的相对浓度C /C0的极值大小不同,这表明它们在渗流过程中的损耗不同,聚合物相对浓度最大,碱其次,表面活性剂最低,说明在复合体系中表面活性剂的吸附滞留损失最严重。
结合表3及图5可以看出,测试A为无碱二元驱,表面活性剂在注入1. 773 PV时突破,测试B和C在加入有机碱后,表面活性剂分别在1. 718 PV和1. 727 PV时突破,同时实验B和C中表面活性剂的相对浓度高于实验A,以上结果说明有机碱的加入会降低表面活性剂在砂管中的吸附损失,碱起到了牺牲剂的作用,使表面活性剂提前突破。而对比实验B和C则可以发现,交联剂对于表面活性剂的吸附影响不明显,说明交联聚合物在多孔介质运移过程中发生剪切作用的同时,活性剂仍会被吸附。
图3 B 组实验组分相对浓度变化 Fig.3 Relative concentration of test B
三元复合体系提高采收率的主要机理之一就是聚合物、碱、表面活性剂之间的协同作用,包括1体系中的聚合物增大体系视黏度,降低其他组分的扩散损失; 2聚合物/碱可以与地层中的钙、镁离子反应,保护表面活性剂; 3碱与原油中的石油酸反应生成的表面活性物质与表面活性剂配合可以大幅降低界面张力; 4表面活性剂自身的带电性可以使得聚合物形态 发生变化,分子链伸 展从而增 强黏性等[12]。由上述机理可知,协同作用的发挥需要组分在同一位置同时具备一定的浓度,而色谱分离实验现象表明,在地面按一定配方配制好的复合体系,注入地下后其组成配比会发生一定程度的改变,而且随着注入体积的增大,运移距离的增加,分离程度越严重,而这会影响复合驱中碱、聚合物和表面活性剂的协同作用。高温条件下,尽管复合体系的流动能力有所加强,但组分间的色谱分离现象仍然明显,因此,研究如何优化复合驱注入方式,降低色谱分离对复合驱作用效果的影响就成为了需要。
图4 C 组实验组分相对浓度变化 Fig.4 Relative concentration of test C
图5 碱和交联剂对表面活性剂吸附的影响 Fig.5 Adsorbing capacity of surfactant with the presence of alkali and cross-slinking agent
2.2复合驱油体系组合驱油方式优选
表4是方案中六种体系的采出程度和驱油动态特征值。
2.2.1提高采收率效果分析
从表4可以看出,0. 6 PV普通二元复合体系采出程度提高值19. 0% ,低度交联二元体系在低度交联聚合物的基础上加入表面活性剂,采出程度比二元复合体系高出0. 9个百分点,为19. 9% 。以二元体系为主段塞0. 3 PV,前后使用低度交联体系保护段塞各0. 15 PV,采出程度提高值19. 1% ,而主段塞改为低 度交联二 元体系,采出程度 提高量为19. 6% 。横向分别对比实验#1和#2、#4和#5结果, 可以得知通过加入交联剂提高体系黏度,虽然采出程度有所提高,但幅度不大,这是由于体系黏度较高而原油黏度相对较低,因此在达到一定黏度后流度控制不是主要矛盾,若要进一步提高采收率,应该着眼于驱油效率的提高。
横向对比实验#1和#3,在二元复合体系基础上加入 有机碱,三元复合 体系的采 出程度为20. 7% ,提高幅度1. 7% 。有机碱的加入可以提高采收率,一方面是由于有机碱与原油中酸性组分反应生成表面活性剂,与加入的表面活性剂协同作用, 更好的降低油水界面张力,提高微观驱油效率,另一方面有机碱能起到牺牲剂的作用,减少了聚合物和活性剂在油藏岩石上的吸附损失,保持聚合物和活性剂的驱油效果。
纵向对比实验#1和#4,减小二元复合体系主段塞尺寸( 0. 3 PV) ,加入前后各0. 15 PV低度交联聚合物保护段塞,采出程度提高值19. 1% ,与0. 6 PV二元体系段塞效果( 19. 0% ) 相当; 纵向对比实验#2和#5,以低度交联二元体系为主段,0. 3 PV,前后保护段塞各0. 15 PV,提高采收率19. 6% ,与0. 6 PV低度交联二元效果( 19. 9% ) 相当。以上结果说明可以通过低度交联二元体系与低度交联聚合物段塞组合的方式,同时起到提高波及效率和驱油效率的作用。主段塞尺寸变小降低了化学剂用量,由于保护段塞黏度高,一方面减弱了表面活性剂的扩散损失,使其洗油能力可以高效发挥,另一方面也弱化了色谱分离作用,使主段塞在较长的过程中保持以段塞形态推进,充分发挥二元体系组分间的协同效应。
纵向对比实验#3和#6,以有机碱三元体系为主段塞0. 3 PV,前后各0. 15 PV低度交联聚合物保护段塞,与0. 6 PV有机碱三元体系相比,阶段采出程度提高值从20. 7% 提高到24. 2% ,提高了3. 5% ,说明前后保护段塞对于发挥主段塞的驱油效果具有重要的作用。加入保护段塞后的有机碱三元体系的采出程度提高值,之所以比加入保护段塞后的二元体系采出程度提高值更高,是因为色谱分离对三元体系的影响比二元体系更明显,一旦通过保护段塞的设置减弱了色谱分离,则三元体系的协同效应就能更高效地发挥。
横向对比实验#4和实验#6,三元体系为主段塞采收率增值比二元体系高5. 1% ,说明有机碱对改善驱油效果非常明显,有机碱作为牺牲剂能减少活性剂和聚合物在地层中的损失,充分发挥改善界面活性和流度控制的作用,从而提高采收率。
纵向对比三组实验,通过设置保护段塞优化驱油方式,即使主段塞尺寸减小到原来的一半,对二元体系也可以达到未优化之前的驱油效果,对有机碱三元体系效果更加明显,甚至可以有所提高,说明该方法可以一定程度上减弱色谱分离对复合体系的负面影响,在保证驱油效率的同时节约化学剂的用量。
2.2.2驱油动态分析
从驱油动态曲线特征( 表4,图6 ~ 图11) ,如含水率下降幅度( 含水率最低值) 和含水率回升速度 ( 由最低含水率回升至98% 含水的后续水驱PV数) 等方面进一步对比各驱油体系的效果及分析提高采收率的机理。
二元复合体系和低度交联二元体系含水率最低值分别为78. 1% 和79. 2% ,有机碱三元体系含水率最低值分别为79. 1% ,而三者采出程度提高值分别为19. 0% 、19. 9% 和20. 7% ,体系黏度增加含水率下降幅度变化不大,而总的采出程度也变化不大,均在1个百分点左右,从含水率的回升速度看,各体系基本都在( 1. 4 ~ 1. 5) PV,相差不多。这说明仅靠提高驱油体系黏度或界面活性均无法有效的降低采出液含水率,应综合利用二者的优势。
纵向对比实验#1和#4、#2和#5、#3和#6,前后段塞均为0. 15 PV交联体系的段塞组合体系与0. 6 PV复合体系相比,或者如优化后的二元体系含水率降低更多( 78. 1% ~ 75. 7% ) ,或者如优化后的低度交联二元体系含水率回升速度变慢[( 1. 5 ~ 1. 6) PV],或者如段塞优化后的有机碱三元体系一样既降低了含水率最低值( 从79. 1% 降为75% ) 又减缓了含水率回升速度[( 1. 5 ~ 1. 6) PV]。这说明保护段塞能更好的对体系流度进行控制,从而充分发挥主段塞的作用,有效的降低含水率,并延长段塞作用时间。
对比实验#1和#2( 图6、图7) 、实验#4和#5( 图9、图10) 压力曲线,通过加入交联剂提高体系黏度, 可以提高体系注入压力,采出程度也有了一定的提高,但提高程度不显著。加入有机碱后,尽管体系黏度略低于低度交联二元体系,但从压力曲线上反应, 注入压力 ( 1 639 k Pa) 仍然高于 一般二元 体系 ( 1 384 k Pa) 。加入保护段塞后,有机碱三元复合体系注入压力可达2 094 k Pa,已经接近优化后的低度交联二元复合体系注入压力( 2 204 k Pa) ,但采出程度比后者高4. 6% 。以上结果说明对于该非均质程度的岩心,提高波及系数固然重要,但一味增加黏度效果并不明显,主要矛盾是如何加强体系组分间的配合,即如何抑制色谱分离,提高复合体系作用效率。有机碱既可以提高复合体系的注入压力,一定程度扩大波及体积,同时也能加强了表面活性剂的作用效果,提高洗油效率,前置后置段塞保护下的有机碱三元体系主段塞,在色谱分离弱化的情况下能充分发挥组分间的协同效应,驱油效果明显。
根据以上结果,本实验优选出适应高温非均质储层的复合体系组合方式,即以有机碱三元复合体系( P-1 500 mg /L + S-2 000 mg /L + A-3 000 mg /L) 为主段塞0. 3 PV,以低度交联聚合物( P1 200 mg/L + 交联剂100 mg /L) 为前置后置保护段塞各0. 15 PV组和驱油方式。该组合可以一定程度上减弱复合体系组分色谱分离的影响,节省化学剂用量,并在95 ℃ 高温、三倍级差层间非均质条件下在水驱基础上提高采出程度24. 2% 。
已经证实有机碱可以降低储层伤害[13],而根据以上实验结果及分析可以证明有机碱的加入不仅能降低表面活性剂的吸附损失,还可以提高复合体系粘度,增强流度控制能力,并且显著提高驱油效率, 有机碱能良好适应高温油藏复合驱体系。
3结论
( 1) 高温条件下,三元复合体系流经多孔介质, 碱、表面活性剂、聚合物发生色谱分离。聚合物最先突破,碱随后突破,表面活性剂突破的时间比较滞后。在复合体系中表面活性剂的吸附滞留损失最严重。
( 2) 二元体系表面活性剂在注入1. 773 PV时突破,加入有机碱后,表面活性剂在注入1. 718 PV时突破,碱起到了牺牲剂的作用,使表面活性剂提前突破,有机碱的加入会降低表面活性剂在砂管中的吸附损失。交联剂对于表面活性剂的吸附影响不明显。
( 3) 95 ℃非均质岩心中,以复合体系为主段塞0. 3 PV,低度交联聚合物为保护段塞0. 15 PV的优化组合驱油方式,相比于单纯注入复合体系0. 6 PV,可以提高注入压力,降低采出液含水率,减缓含水率回升速度,达到同时提高波及系数和驱油效率的效果。该方式可以减弱表面活性剂和碱的扩散损失,弱化色谱分离作用,降低了化学剂用量。
( 4) 优选出适应高温非均质储层的复合体系组合方式: 以有机碱三元复合体系( P-1 500 mg /L + S2 000 mg / L + A-3 000 mg / L) 为主段塞0. 3 PV,以低度交联聚合物( P1 200 mg /L + 交联剂100 mg /L) 为前置后置保护段塞各0. 15 PV组和的驱油方式,可以在95 ℃高温、三倍级差层间非均质条件下,在水驱基础上提高采出程度24. 2% 。
复合驱油体系 篇3
试验区位于喇嘛甸油田北东块二区中西部,试验目的层萨Ⅲ4—10油层,平均砂岩厚度11.7 m,平均有效厚度8.8 m,平均有效渗透率0.676 μm2,面积1.42 km2,孔隙体积341.7×104 m3,地质储量176.5×104 t。采用120 m井距五点法面积井网。共有油水井106口,其中注入井44口,采油井62口,水驱初始含水96.5%,采出程度35.5%。
2 试验方案优化
目前三元复合驱油体系通常设计前置聚合物浓度1 300 mg/L,用量0.037 5 PV,三元主段塞黏度在40 mPa.s左右。该体系存在黏度低,扩大波及体积作用不明显,影响三元复合驱油效果的问题,不适合非均质严重的二类油层。通过提高三元溶液的聚合物浓度,可以改善体系的流度比,调整注入剖面,扩大波及体积,使三元液进入中、低渗透油层,提高采收率。因此,根据喇嘛甸油田二类油层非均质严重的特点,对三元注入体系进行优化,采取“三高+一黏”的注入方式,提高三元液在非均质油层的适应性[1]。
2.1 采用高分子量、高浓度、高用量前置聚合物段塞
在三元复合驱主段塞注入前,先注一个聚合物段塞,可以降低高渗透条带的流动性,扩大波及体积,提高三元驱的油层动用程度。根据试验区油层发育状况及实验结果,将试验区聚合物分子量由1 900万提高至2 500万,注入浓度由1 300 mg/L提高至2 000～2 500 mg/L,聚合物用量由0.037 5 PV提高至0.075 PV[2]。
2.2 提高三元复合驱油体系黏度
北东块二类油层三元复合驱油试验区渗透率变异系数为0.73,为扩大三元复合体系的波及体积,避免高浓度前置聚合物与三元体系形成过大黏度差的不利影响。同时,满足三元体系与地下原油黏度比达到3以上,三元体系黏度确定为80 mPa·s,试验区三元主、副段塞聚合物浓度确定为2 500 mg/L,表活剂浓度分别为0.3wt%和0.1wt%,碱浓度分别为1.2wt%和1.0wt%。
3 试验取得的阶段效果
试验区2008年4月27日-2008年10月9日注入前置段塞,累积注入聚合物溶液28.07×104 m3,注入油层孔隙体积0.082 PV,平均注入速度0.18 PV/a,注入聚合物干粉(商品量)704.95 t,平均注聚浓度2 210 mg/L,注聚黏度202 mPa.s,聚合物用量181.2 PVmg/L。2008年10月10日开始注入三元主段塞,累积注入三元液56.31×104 m3,注入油层孔隙体积0.165 PV,注入聚合物干粉(商品量)1 588 t,平均注聚合物浓度2 343 mg/L,注碱浓度1.28%,注表活剂浓度0.32%,平均体系黏度98.0 mPa.s。
目前试验区取得了较好的阶段效果,主要表现在油层动用程度高。油井见效早,含水下降幅度大,阶段提高采收率幅度大等方面。
3.1 油层动用程度高
注入三元体系后,由于高浓黏度三元体系扩大波及体积的作用,目前试验区油层动用程度得到良好改善。注入剖面统计结果表明:从不同厚度油层动用程度看有效厚度大于2 m油层动用比例为98.9%,比水驱增加8.9%;从不同渗透率油层动用程度看,渗透率大于0.1 μm2油层动用比例为97.9%,比水驱增加9.7%。
3.2 油井见效早,含水下降幅度大
2009年9月,28口中心采油井日产液1 003 t,日产油276 t,含水72.5%。与试验前相比,日降液635 t,日增油233 t,含水下降24.9%。对比注入相同化学剂体积时聚驱北北上返区块含水下降9.9%,北一区断东三元含水下降14.7%,北东三元含水下降幅度分别高于聚驱北北上返区块和北一区断东三元15和10.2%。
试验区注入化学剂2个月,注入孔隙体积0.031 PV后油井开始见效。目前全区有48口井见效,见效比例为77.4%。48口见效井日产液1 637 t,日产油409 t,含水75.0%。与见效前相比,日降液881 t,日增油322 t,含水下降21.5%。中心井区见效井数为23口,见效比例为82.1%,见效井日产液868 t,日产油273 t,含水68.5%。与见效前相比,日降液606 t,日增油232 t,含水下降28.7%。
全区48口见效井中有13口井最低含水下降幅度达到50%以上,统计最低含水点与试验前相比平均含水下降61.8%。
3.3 阶段提高采收率幅度大
目前试验区中心区含水72.5%,低于数模2.6%,井口累积增油6.2×104 t,阶段采出程度9.35%,阶段提高采收率6.15%,比数模预测高4.2%,阶段提高采收率幅度较大。
4 试验取得的几点认识
4.1 120 m井距条件下高黏度三元体系注入顺利,油井产液量基本保持稳定
试验区采用高黏度、高速度注入方式。前置聚合物阶段日配注1 872 m3,注入速度为0.2 PV/a,平均注入压力9.9 MPa,与破裂压力相差3.0 MPa。目前日配注1 790 m3,注入速度0.188 PV/a,平均注入压力11.3 MPa,距破裂压力还有1.6 MPa的压力上升空间。从目前注入状况看,120 m小井距可以保证试验区顺利注入。
从采油井产液量变化情况看,试验后产液量基本保持稳定,目前平均日产液2 085 t,平均产液速度0.22 PV/a。
4.2 优化后的三元方案剖面调整幅度大,扩大波及体积作用强
试验区注入高浓度、大用量前置聚合物段塞及高黏度三元主段塞后注采剖面调整幅度大。
从吸水剖面调整情况看,高吸水层段的相对吸水量由试验前的65.2%下降至33.2%,下降32.0%;低吸水层段的相对吸水量由试验前的7.4%上升至目前的20.2%,上升12.8%。
从产液剖面调整情况看,高产液层段的相对产液量由试验前的70.6%下降至43.6%,下降27.0%;低产液层段的相对产液量由试验前的16.9%上升至目前的32.9%,上升16.0%。
从单井采出液中氯离子看,试验后氯离子含量明显升高,由试验前的964 mg/L上升至1 052 mg/L,平均上升88 mg/L。8—PS2617井采出液氯离子含量由水驱的780 mg/L最高上升到注聚后的1 081 mg/L,升高了301 mg/L。
4.3 三元体系与试验区原油形成超低界面张力比例高,原油乳化作用明显
从注入井界面张力测定结果看,注入三元复合驱油主段塞后完成井口取样3 660样次,其中99.4%的取样井与试验区原油形成10-3 mN/m以下超低界面张力,三元体系与试验区原油形成超低界面张力比例高。
从采油井原油乳化情况看,三元体系对原油乳化作用明显。试验区9口乳化监测井中有7口井出现明显的乳化现象,乳化比例77.8%。7口井含水均小于70%,7口井乳化主要以油包水型乳化为主。
5 结论
(1) 试验区取得较好的阶段效果,主要表现为油层动用程度高,油井见效早,含水大幅度下降,阶段提高采收率幅度大;
(2) 120 m井距条件下高黏度三元体系注入顺利,油井产液量基本保持稳定;
(3) 优化后的三元方案剖面调整幅度大,扩大波及体积作用强;
(4) 三元体系与试验区原油形成超低界面张力比例高,原油乳化作用明显。
参考文献
[1]李华斌,高树棠,杨振宇,等.碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱方案的设计与优化.油田化学,1996;13(3):277—283
[2]吴文祥,孙灵辉,胡锦强,等.聚合物及表面活性剂前置段塞对三元复合驱采收率影响.大庆石油学院学报,2005;29(6):95—97
复合驱油体系 篇4
1 实验部分
1.1 实验试剂
起泡剂五种:PCS、HZ~1、ABS、PZ~2、DF~1。HST油田地层采出水、去离子水、稳定剂:分子量为2000万的聚丙烯酰胺 (北京恒聚) 。
1.2 实验仪器
Waring Blender搅拌器;电磁搅拌器;电子天平;秒表;恒温干燥箱;
1.3 实验方法
使用Waring Blender法评价氮气泡沫的性能, 筛选出合适的体系。将起泡剂用地层水配制成相同浓度的溶液100 m L, 设定搅拌器转速6000 r/min, 搅拌2 min后读取泡沫体积, 随后记录泡沫液中析出50 m L液体所需的时间。改变起泡剂的浓度可以考察浓度对起泡性能的影响;改变溶剂的矿化度可以评价起泡剂的耐盐性;改变实验温度可以评价温度对起泡剂性能的影响。
使用填充砂管实验研究起泡剂浓度、注入量与气液比对注入性能的影响。
2 发泡体系筛选
2.1 起泡性及稳定性
泡沫是指由液体薄膜活固体薄膜隔离开的气泡聚集体。在泡沫体系中, 液体和气体的界面起着重要作用。根据吉布斯吸附公式, 液体中的溶质 (起泡剂) 吸附在气~液界面上。一种好的起泡剂, 必须是既可以降低体系的表面张力, 有利于生成泡沫, 即具有较强的起泡能力, 同时生成的界面膜又具有一定的强度, 也就是使泡沫具有稳定性。使用Waring Blender法评价五种起泡剂的起泡体积和半析水期。从结果可以看出, HZ~1起泡能力最强, 而PCS起泡能力最弱;DF~1稳泡能力最强, PCS最弱;综合来看, HZ~1具有最强的起泡能力的同时具有较好的稳泡能力。
2.2 浓度的影响
起泡剂的浓度是影响起泡剂性能与泡沫稳定性的重要因素。合适的起泡剂浓度不仅可以提高起泡体积、延长泡沫的半析水期, 还可以提高现场应用的经济性。在其他条件不变的情况下, 仅改变起泡剂的浓度测量其起泡体积与半析水期, 随着浓度升高, 起泡体积逐渐增大, 在浓度达到0.8%左右时, 起泡体积的增大趋势放缓;随着浓度升高, 半析水期有先增加后降低的趋势, 在浓度0.8%~1%时达到最大值。五种起泡剂起泡性与稳定性随浓度的变化趋势基本一致, 其中HZ~1起泡能力好而DF~1稳泡能力较强, 这也验证了前述实验结论。综合来看, 起泡剂应浓度选择0.8%。
2.3 耐盐性
地层中的二价金属离子, 如Ca2+、Mg2+等对表面活性剂有一定的影响。为研究地层水的矿化度对泡沫体系的影响, 在HST油田地层水矿化度的基础上配制了不同矿化度的模拟水, 在其他条件不变的情况下分布测定了起泡体积与半析水期, 随着模拟水矿化度的升高, 泡沫体系起泡体积与半析水期均显著降低, 对半析水期的影响要大于对起泡体积, 尤其是在高矿化度的情况下PCS与ABS两种起泡剂的半析水期均在2 min以下, 泡沫稳定性很差。HZ~1的耐盐性则相对较好, 在高矿化度下任可保持较高的起泡体积与较长的半析水期。
3 优化注入参数
3.1 起泡剂浓度对注入压力的影响
填充砂管饱和水样后注入不同浓度起泡剂浓度的氮气泡沫, 监测注入压力的变化情况。随着泡沫体系的注入, 注入压力逐渐增高, 在到达注入峰值后缓慢下降并最终稳定;体系中加入起泡剂可大幅提高注入压力;随着起泡剂浓度增大, 注入压力峰值与最终注入压力逐渐增大;考虑到经济性与地层岩石的吸附性, 选择起泡剂0.8%可以达到最佳的效果。
3.2 注入量对采收率的影响
将2号填充砂管与3号填充砂并联, 模拟地层的非均质情况。饱和油样后置于120℃恒温箱, 泡沫体系起泡剂浓度0.8%, 气液比2:1, 先注入不同气PV数的氮气泡沫, 而后转注热水, 直至最终含水率达到98%, 计算不同注入时期的采收率。分析实验结果可知, 随着泡沫注入量的增加采收率逐渐提高, 最高采收率达到63%。氮气泡沫优先进入到高渗的砂管, 起到一定的封堵作用, 而注入量越高则封堵作用越好, 最终采收率越高。考虑到经济因素, 注入量为0.6 PV效果最优。
4 结语
4.1使用Waring Blender筛选出的适合HST油田的起泡剂是HZ~1, 该起泡剂的的耐盐性较好, 在高矿化度下任可保持较高的起泡体积与较长的半析水期, 最佳浓度为0.8%。
4.2填充砂管实验表明, 随着泡沫体系中气相的比重增加, 注入压力峰值与最终注入压力先升高后降低, 在气液比为2:1时达到最高, 现场应用选择的最优气液比为2:1。
4.3随着泡沫注入量的增加采收率逐渐提高。氮气泡沫优先进入到高渗的砂管, 起到一定的封堵作用, 而注入量越高则封堵作用越好, 最终采收率越高。注入量为0.6 PV和0.8 PV的最终采收率基本一致, 考虑到经济因素, 现场应用选择注入量为0.6 PV时效果最优。
参考文献
[1]贾学高.粘度高稠油开采方法的现状与研究进展.石油天然气学报 (江汉石油学院学报) , 2008, 30 (2) :529~537.
[2]李睿姗, 何建华, 唐银明等.稠油油藏氮气辅助蒸汽增产机理试验研究.石油天然气学报 (江汉石油学院学报) , 2006, 28 (1) :72~75.
复合驱油体系 篇5
1.1 交替次数的影响
对于交替次数的影响, 采用两种方案进行对比分析。选定相同尺寸的段塞, 在第一套方案中, 交替一次将两种不同的等粘聚合物溶液注入, 结果得到了35.08%的化学驱采收率和45.9%的水驱采收率, 达到了80.98%的总采收率。在第二套方案中, 交替四次将两种不同的等粘聚合物溶液注入, 得到了36.23%的化学驱采收率和45.79%的水驱采收率, 达到了82.02%的总采收率。经过对比, 提升了1.15%的化学驱采收率。虽然水驱采收率有了轻微的下降, 但是总采收率依然提升了1.04%。由此可见, 如果粘度相同, 通过交替注入, 能够在不同的渗透率层当中注入不同分子量的聚合物溶液能够提升驱油效率和波及体系。同时, 聚合物分子能够更为有效的进入低渗透层和中渗透层, 使波及体积能力得到提高。
1.2 聚合物溶液浓度的影响
在2500 万聚合物当中, 如果聚合物溶液浓度为每升1500毫克, 化学驱采收率为33.99%, 水驱采收率为45.85%, 总采收率为79.84%。如果聚合物溶液浓度为每升2500 毫克, 化学驱采收率为36.83%, 水驱采收率为46.95%, 总采收率为83.78。经过对比, 化学驱采收率提升了2.84%, 总采收率也有了3.94%的提升。而在1900 万聚合物当中, 如果聚合物溶液为每升1500毫克浓度, 能够达到26.03%的化学驱采收率、46.48%的水驱采收率, 总采收率达到72.51%。如果聚合物溶液为每升2075 毫克浓度, 能够达到34.28%的化学驱采收率、46.48%的水驱采收率, 总采收率达到80.46%。由此可见, 在不同聚合物溶液浓度下, 水驱采收率不会发生太大的变化[1]。在聚合物溶液浓度不断提高的过程中, 聚合物用量增加, 同时也提升了化学驱采收率和总采收率。
2 恒压注入的效果影响
2.1 剪切的影响
在2500万聚合物当中, 采用粘度减半的溶液和原溶液进行对比实验。结果显示, 如果没有剪切聚合物粘度, 化学驱采收率和水驱采收率分别为34.48% 和45.54% , 总采收率达到80.02%。如果粘度减半, 则化学驱采收率和水驱采收率分别为31.86%和45.69%。对比可知, 当粘度减半, 化学驱采收率和总采收率分别下降了2.62%和2.47%, 聚合物溶液的驱油效率明显降低。究其原因, 是因为当聚合物粘度下降, 其弹性也会随之下降。此时聚合物的驱油效率提升能力、波及体积扩大能力等, 都有所下降, 因而采出程度自然有所降低[2]。此后, 在1900万聚合物当中, 也进行了相同的实验, 结果证明了之前实验的准确性。
2.2 注入压力的影响
在实验当中, 如果以0.117兆帕斯卡的压力注入聚合物, 会得到26.57%的化学驱采收率和73.91%的总采收率。如果以0.439 兆帕斯卡的压力注入聚合物, 会得到28.39%的化学驱采收率和75.16%的总采收率。如果以0.621兆帕斯卡的压力注入聚合物, 会得到30.62%的化学驱采收率和75.95%的总采收率。经过对比发现, 第二套方案与第一套方案相比, 提升了1.82%的化学驱采收率和1.25%的总采收率。第三套方案与第二套方案相比, 提升了2.23%的化学驱采收率和0.79 的总采收率。由此可见, 在注入压力提升的过程中, 会逐渐提升化学驱采收率和总采收率, 但是增加幅度会逐渐下降。
2.3 聚合物溶液浓度的影响
在2500 万聚合物当中, 在每升1500 毫克浓度下, 以每天1.56米的速度注入聚合物, 会得到35.85%的化学驱采收率。在每升2500 毫克下, 以每天1.12 米的速度注入聚合物, 会得到38.47%的化学驱采收率, 提升了2.62%。在1900 万聚合物当中, 在每升1000毫克浓度下, 以每天4.49米的速度注入聚合物, 会得到30.62%的化学采收率。在每升2075 毫克的浓度下, 以每天1.77 米的速度注入聚合物, 会得到36.37%的化学驱采收率。在每升2500毫克的浓度下, 以每天1.37米的速度注入聚合物, 会得到37.32%的化学驱采收率。相比之下, 第二套方案比第一套方案提高了5.75%的化学驱采收率, 而第三套方案比第一套方案提高了6.61%的化学驱采收率。由此可见, 如果聚合物浓度上升, 平均注入速度会降低, 注入时间就会增加[3]。在提升注入速度的情况下, 其注入质量将会下降, 从而使聚合物溶液的窜流速度加快, 其利用率自然降低。
3 结语
聚合物体系驱油是一项较为先进的技术, 在石油开采等相关领域当中, 拥有十分广泛的应用.在实际应用中, 不同因素会对其驱油效果产生不同的影响, 例如聚合物浓度、交替次数、剪切、注入压力等。对这些影响因素和影像效果进行分析, 从而在实际应用中使其更好的发挥驱油作用。
摘要：随着科技的不断发展, 聚合物体系驱油技术逐渐得到完善, 同时各项相关的配套技术措施也日益丰富。因此, 在很多相关的领域当中, 聚合物体系驱油技术都得到了极为广泛的应用。在实际应用中, 聚合物体系驱油能够使含水率得到有效的降低, 从而使原油采收率得到提升。为了使其效果能够得到进一步的提高和完善, 应当分析不同因素对聚合物体系驱油效果的影响, 从而促进该技术的优化和提升。
关键词：不同因素,聚合物体系驱油,效果,影响分析
参考文献
[1]刘化龙, 李宜强, 孔德彬, 路春楠, 陈志伟.不同矿化度水质稀释聚合物溶液驱油效果研究[J].科学技术与工程, 2015, 04:30-33.
[2]孙杰文, 丁云宏, 李宜强, 卢拥军, 邹洪岚, 张程.高浓聚合物黏弹性分析及驱油参数优化[J].深圳大学学报 (理工版) , 2012, 01:25-30.