聚合物驱油剂（共7篇）
聚合物驱油剂 篇1
1 等速注入的效果影响
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
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聚合物驱油剂 篇2
本文采用反相乳液聚合的方法来制备一种抗温抗盐的聚合物微球,并通过驱油实验来探讨聚合物微球在驱油过程中,影响采收率提高的因素。
1实验部分
1.1试验原料及仪器
过硫酸钾,A. R; N,N - 亚甲基双丙烯酰胺,A. R; 丙烯酸,A. R; 2 - 丙烯酰胺基 - 2甲基丙磺酸,A. R; 丙烯酰胺, A. R; Span60,A. R; Tween80,A. R; 环己烷,A. R。
SHB - Ⅲ循环水式多用真空泵; Mastersizer 2000激光散射粒度分析仪; SG - 3型恒温箱; 平流泵; 岩心夹持器; 精密压力传感器 ( 量程0 ~ 10 MPa) ; 中间容器 ( 500 m L,最高承压能力32 MPa) 。
1.2微球的合成
取一定量的环己烷和乳化剂与三口烧瓶; 另取定量交联剂N,N - 亚甲基双丙烯酰胺、丙烯酰胺、丙烯酸和2 - 丙烯酰胺基 - 2甲基丙磺酸溶于蒸馏水中搅拌,溶解后缓慢加入三口烧瓶,加热并搅拌,直到温度上升到指定位置,加入过硫酸钾。 待合成完成以后,加入适量水破乳,取下层溶液,并用乙醇洗涤,烘干制成干粉,待用。
1.3微球溶液的配置
称取一定量的微球干粉,缓慢加入模拟水并充分搅拌,体系的浓度分别为340 mg/L,680 mg/L,1020 mg/L。
1.4微球膨胀时间测定
利用激光粒度仪,将配置好的微球溶液,分别在1、2、5、 10、15、20天,测试其粒度的大小及分布情况。
1.5不同注入体积对驱油的影响
选取适当人造岩心进行驱替实验。首先,将人造岩心烘干,称取干重后,浸泡在装有模拟水的烧杯中,连烧杯一起抽真空饱和水,并称取湿重,计算孔隙体积; 然后以3 m L/min的泵入速度水测渗透率,饱和油后研究不同聚合物微球注入体积对提高采收率的影响。
1.6不同注入浓度对驱油的影响
选取适当人造岩心进行驱替实验。首先,将人造岩心烘干,称取干重后,浸泡在装有模拟水的烧杯中,连烧杯一起抽真空饱和水,并称取湿重,计算孔隙体积; 然后以3 m L/min的泵入速度水测渗透率,饱和油后研究聚合物微球不同注入浓度对提高采收率的影响。
2结果与讨论
2.1微球膨胀时间测定
将现配制的一定浓度的聚合物微球溶液密封放置于65 ℃ 烘箱老化,采用Mastersizer 2000型激光粒度仪分别在1、2、5、 10、15、20天对其粒度大小及分布进行测试, 结果如图1、 图2。
由图1可见,微球在第一天时,主要集中分布在0. 1 ~ 1 μm之间,在1 ~ 10 μm之间也有分布; 第二天以后,都集中分布在了0. 7 ~ 26. 3 μm之间,结合图2曲线,说明微球在第一天水化膨胀时间非常迅速; 而从图1可知,微球的分布曲线变化不大,形状相似,图2也可以看出,第二天以后粒度变化缓慢增长,到第五天基本稳定。可见,微球水化膨胀期为5天, 此时D( 0. 9) 为10. 7 μm。
2.2不同注入体积对驱油的影响
配置好聚合物微球后水化五天,选取三根同一批次的人造岩心,分别对它们进行饱和水,水侧渗透率,以及饱和油,在水驱含水率达到96% 以后分别注入0. 2 PV,0. 3 PV,0. 4 PV 680 mg / L的聚合物微球,继续后续水驱,考察聚合物微球不同注入体积对采收率的影响如图3。
图3 微球注入体积对驱油的影响 Fig.3 The influence of injected polymeric particle volume on oil displacement
由图3可见,a、b、c分别为注入680 mg/L微球体积为0. 2 PV,0. 3 PV,0. 4 PV的三组驱油实验。第一组实验,在水驱含水率达到96% 后转注聚,此时的采收率为41. 2% ,当聚合物微球注入0. 2 PV后,开始后水,直到含水率重新达到96% , 累计采收率为49. 2% ,提高8. 0% ; 同理,第二组实验注入聚合物微球0. 3 PV,注入前后含水率达到96% 时的采收率分别为38. 21% 和47. 89% ,提高9. 68% ; 第三组实验注入聚合物微球0. 4 PV,注入前后含水率达到96% 时的采收率分别为37. 40% 和51. 09% ,提高13. 69% 。随着聚合物微球注入体积增大,采收率的提高也相应增大。
2.3不同注入浓度对驱油的影响
配置好聚合物微球溶液后水化五天,选取三根同一批次的人造岩心,分别对它们进行饱和水,水测渗透率,以及饱和油,在水驱含水率达到96% 以后分别注入340 mg/L,680 mg/L, 1020 mg / L的聚合物微球0. 3 PV,继续后续水驱,考察聚合物微球不同注入浓度对采收率的影响如图4。
由图4可见,a、b、c分别为注入微球浓度为340 mg/L, 680 mg / L,1020 mg / L的三组驱油实验,注入体积为0. 3 PV。 第一组实验,在水驱含水率达到96% 后转注聚,此时的采收率为38. 1% ,当注入340 mg/L微球0. 3 PV后,开始后水,直到含水率重新达到96% ,累计采收率为46. 1% ,提高8. 0% ; 同理,第二组实验注入680 mg/L聚合物微球0. 3 PV,注入前后含水率达到96% 时的采收率分别为38. 21% 和47. 89% ,提高9. 68% ; 第三组实验注入1020 mg / L聚合物微球0. 3 PV,注入前后含水率达到96% 时的采收率分别为36. 70% 和49. 52% ,提高12. 82% 。随着聚合物微球注入浓度增大,采收率的提高也相应增大。
图4 注入微球浓度对驱油的影响 Fig.4 The influence of injected polymeric particle concentration on oil displacement
3结论
( 1) 微球水化膨胀期为五天,此时D( 0. 9) 为10. 7 μm。
( 2 ) 注入浓度 为680 mg/L的微球0. 2 PV、0. 3 PV、 0. 4 PV,可分别提高采收率8. 0% 、9. 68% 、13. 69% 。可见, 在相同条件下,采收率随着聚合物微球注入体积的增大而增大。
聚合物驱油剂 篇3
课题通过开展高浓度聚合物驱、宽分子聚合物驱整站矿场试验, 与常规浓度抗盐聚合物、中分对比, 研究高浓度、宽分子聚合物驱的注采变化规律、见效特点及油层动用状况, 进而对高浓度、宽分子聚合物的驱油效果进行总体评价;通过开展聚合物前缘运移规律及影响因素室内研究, 对试验过程中各种调整措施、开发效果及影响因素进行系统分析, 总结出一套高浓度、宽分子驱油的选井方法, 探索出高浓度、宽分子驱油过程中跟踪调整方法, 从而完善主力油层注聚技术, 同时对正在开展的二类油层实现个性化注聚提供一套可借鉴的方法。取得的成果有:①对不同相对分子质量与注入浓度组合方式下的聚合物前缘运移规律取得了认识;②细化影响高浓度选井的各项因素, 完善了高浓度选井方法;③给出了高浓度、宽分子矿场应用的适应条件;④给出了不同注聚参数条件下最佳的动态调整时机;⑤高浓度驱油效果好于对比区;宽分子驱油效果好于对比区, 数模预测宽分子站提高采收率12.34%, 高于方案设计0.74%。
该项目首次根据区块平面非均质差异, 对区块各站进行不同注入参数优化, 取得了在相同注入PV数下, 开发效果好于主力油层类似区块的效果。进一步完善了主力油层注聚技术, 同时对二类油层注聚提供参数匹配借鉴方法。
聚合物驱油剂 篇4
1 实验材料与仪器
1. 1 实验材料
( 1) 聚合物: 大庆油田第二采油厂现场使用聚合物,分子量为1 500×104,固含量90% 。
( 2) 实验用水: 采用清水配制四种不同矿化度水质稀释,水质矿化度及离子组成如表1所示。
( 3) 实验模型: 人造长方岩心,尺寸为30 cm×4. 5 cm×4. 5 cm,空气渗透率900×10- 3μm2。
( 4) 实验用油: 现场原油与煤油配制模拟油,45℃条件下黏度8. 53 m Pa·s。
1. 2 实验仪器
( 1) FY—3型恒温箱,控制精度为±1℃;
( 2) Waring搅拌器,转速分为7档;
( 3) 精密压力调节器: 调节范围为0. 05 ~ 0. 4MPa,精度0. 000 8 MPa;
( 4) 压力传感器: 最大量程为0. 2 MPa,精度为0. 001 MPa;
( 5) BROOKFIELD DV-II + Pro型布氏黏度计:用于测定聚合物黏度;
( 7) 气瓶、夹持器等( 图1) 。
2 实验方法
2. 1 模拟预剪切
聚合物溶液进入油层深部区域之前,经过了井口和近井地带的高速剪切,本研究利用Waring搅拌器,模拟炮眼及近井地带剪切,依据聚合物分子量1 500×104,浓度1 000×10- 6( ppm) 清配清稀聚合物溶液黏度保留率55% ,确定剪切强度,所有体系统一剪切到所需实验黏度。
2. 2 确定恒压实验方法
物理模拟实际上反映的是油藏中某点的驱替状况或驱替规律,油藏深部是剩余油的富集区、是驱替的主要层段,是室内物理模拟的对象。这一区域的压力梯度值低且变化不大,可近似认为恒定,因此采用恒定压力梯度实验方法,本研究地层深部压力梯度0. 10 MPa /m。
2. 3 实验流程
( 1) 气测岩心渗透率;
( 2) 岩心抽真空,饱和水,计算孔隙度;
( 3) 水测岩心渗透率;
( 4) 饱和油,老化24 h;
( 5) 水驱至含水98% ,转注不同矿化度水质稀释聚合物体系0. 7 PV,后续水驱至98% 以上,计算提高采收率。
3 实验结果与讨论
按照以上实验条件考察了四种不同矿化度水质稀释聚合物溶液在不同实验方案条件下的驱油效果。
3. 1 等黏条件下驱油效果及分析
由于现场注入设备一定,注入体系从配制到注入地层过程中受到的剪切程度近似一致,本组实验考察配制同等黏度的聚合物体系在同等剪切条件下注入的驱油效果,结果见表2。
在该种聚合物分子量及浓度范围条件下,剪前黏度相同的聚合物体系,经过同样强度的剪切,矿化度高的水质稀释的聚合物体系比矿化度低的体系黏度保留率低,抗剪切能力相对更弱。等黏等段塞大小条件下,污水稀释体系比清水稀释体系提高采收率值增加3. 3% ,矿化度高的水质稀释聚合物驱油效果普遍好于低矿化度水稀释体系。由于清配污稀驱油实验聚合物用量[1 800×0. 7 mg /( L·PV) ]大于清配低矿化度水稀释驱油实验用量[1 000×0. 7mg / ( L·PV) ],用量小及岩心中污水对聚合物黏度的降低的双重影响,导致低矿化度水质稀释驱油效果差。剪切使得尺寸和链长损失,直接导致增黏能力的下降,只有尺寸越大,链长越长,通过分子缠绕,才能提高增黏能力。高矿化度水质稀释体系要保证同等黏度,需要保持高的浓度,虽然高矿化度水质降低了聚合物分子链的尺寸,导致链蜷缩,但是聚合物浓度的增加,单位体积溶液聚合物的量增大,弥补了聚合物尺寸和链长的损失,故高矿化度稀释体系驱油效果好[6]。
3. 2 等聚合物用量条件下驱油效果及分析
考虑到等黏条件下聚合物用量不同对提高采收率的影响,开展了两种不同驱油体系在聚合物用量相等条件下的岩心驱油实验,剪后黏度为40 m Pa·s的清水和污水稀释驱油体系驱油效果如表3所示。
清水稀释聚合物体系比污水稀释聚合物体系提高采收率值增加2. 9% ,等黏等聚合物用量条件下,影响驱油效果的因素一方面是段塞大小,另一方面体现在驱油体系黏弹性差异。由于水质矿化度的不同,同等聚合物用量条件下,低矿水质的段塞大小比高矿水质大0. 3 PV,前者是后者的1. 75倍。由黏弹性测定可知,同等黏度条件下,清水体系的储能模量和耗能模量均好于污水体系( 图2,图3) ,即清水体系的黏弹性好。清水稀释聚合物体系的驱油效果好,不仅因为段塞大,起到流度控制的作用时间长;还因为聚合物的黏弹性对于提高聚合物的波及体积和驱油效率都十分有利,黏弹性是评价和影响驱油效果的重要指标[7,8]。
3. 3 考虑地层水稀释条件下驱油效果及分析
考虑到岩心模拟实验地层水稀释对油水前缘的影响,考察了清水稀释体系在岩心驱替过程中采用不同矿化度水质驱替对段塞驱油效果的影响,结果见表4。
针对清配清稀驱油段塞体系,整个驱油过程中清水驱替 要比污水 驱替的提 高采收率 值增加1. 8% 。由于污水矿化度与饱和的地层水矿化度比较接近,而清水矿化度比地层水矿化度低很多,注入地层后清水稀释聚合物溶液“工作黏度”受驱替用水矿化度的影响较大。清水驱替有利于段塞工作黏度的保持,污水驱替使得段塞油水前缘工作黏度降低,削弱了聚合物驱油体系扩大波及体积提高驱油效果的能力,清水驱替比污水驱替的段塞实际黏度要高,这是驱油效果好的主要原因。
4 结论
( 1) 不同矿化度水质稀释剪前等黏体系,剪后高矿化度稀释体系黏度保留率相对较低,高矿化度水质稀释驱油效果明显好于低矿化度水质稀释体系。
( 2) 等黏条件下,高矿化度水质稀释体系储能模量和耗能模量都小于低矿化度水质稀释体系,即稀释水质矿化度越低,体系的黏弹性越好。
( 3) 等聚合物用量条件下,由于低矿化度水质稀释体系段塞比高矿体系段塞大很多,提高驱油效果好。
( 4) 由于地层水稀释对段塞油水前缘的影响,使得油水前缘驱替相工作黏度减小,降低了驱油体系的驱油效果。
参考文献
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聚合物驱油剂 篇5
目前, 聚合物驱油技术已在全国各油田推广, 大庆油田利用聚合物驱年产油量已达到1 000×104t的规模, 提高原油采收率幅度在10%以上。胜利油田达到年产油约300×104t的规模, 提高采收率7%左右, 获得了巨大的经济效益。其他如辽河、大港、新疆、河南以及渤海油田等也进行了规模不等的试验, 都取得了较好效果[1]。聚合物驱已成为油田开发的重要技术。对于聚合物提高采收率的机理, 近年文献认为, 聚合物不但提高了宏观波及效率, 由于其本身的黏弹性还可提高微观驱油效率[2], 文献[3]证明了高质量浓度的聚合物溶液更有利于提高原油采收率。不同的学者研究了不同种类、方式、组合的聚合物注入对采收率的影响[4,5]。本文在模拟大庆聚驱条件下, 采用室内实验研究了不同浓度、不同段塞组合的高分子量聚合物对驱油效果的影响, 为现场开展高浓聚合物驱油提供实施参考。
1实验条件
1.1模型
采用4.5×4.5×30cm 3的人造石英砂环氧胶结长方体岩心, 纵向非均质, 正韵律, 变异系数0.72, Kg≈0.80μm 2。
1.2实验用油
大庆油田第三采油厂原油与煤油混合配制的模拟油, 模拟油45℃黏度约为10mPa·s。
1.3实验用水
驱替和配液用水均为人工合成盐水, 饱和模型用水矿化度6 778 mg/L (CaCl264 mg/L, MgSO4262mg/L) , 配制聚合物用水矿化度508mg/L (CaCl222mg/L, MgSO461mg/L) , 岩心驱替用水为矿化度3 700mg/L (CaCl235mg/L, MgSO4143mg/L) 。
1.4实验用聚合物
分子量2.5×107聚丙烯酰胺 (HPAM) 。在温度45℃时, 剪切速度7.34s-1时测试不同浓度聚合物溶液的黏度, 测试结果:1 000mg/L黏度为42.1mPa.s, 1 500mg/L为58.5mPa.s, 2 000mg/L为79.5mPa.s, 2 500 mg/L为111.9 mPa.s, 3 000mg/L为134.6mPa.s。
1.5实验温度
所有实验均在45℃进行。
2实验步骤
(1) 选取合适的岩心, 抽真空3h以上, 饱和矿化度为6 778mg/L的人工合成盐水, 测量孔隙度, 水测渗透率。 (2) 将饱和好的模型放置在45℃恒温箱内恒温12h以上。 (3) 在45℃下油驱水至模型不出水为止, 确定原始含油饱和度。 (4) 以1m/d驱替速度水驱油至模型出口含水98%以上, 计算水驱采收率。 (5) 在聚合物总用量相同的前提下, 制订不同的实验方案, 根据不同方案注入聚合物段塞。 (6) 后续水驱至模型出口含水98%以上, 计算聚合物驱采收率和总采收率。
3高浓度聚合物段塞组合对驱油效果的影响
3.1实验方案
表1给出了不同的聚合物段塞组合的注入方案, 表2为不同实验方案对驱油效果影响的结果。
注:聚合物总量为2 000PV·mg/L, W 1—水驱至模型出口含水98%;W 2—后续水驱至模型出口含水98%;P—聚合物驱。
3.2实验结果与讨论
在聚合物总量相同的情况下, 随着高分子量聚合物浓度的增大, 聚合物驱采收率增大。对比方案1至方案5, 只有聚合物浓度为1 000mg/L时聚驱采收率低于30%, 最终采收率低于70%, 明显低于其他浓度聚合物时的采收率。聚合物浓度为1 000mg/L时的聚驱采收率为28.55%, 1 500mg/L时为32.01%, 2 000 mg/L时为33.42%, 2 500mg/L时为36.45%, 3 000mg/L时为36.71%, 聚驱采收率和最终采收率呈逐步提高的趋势, 但从2 500mg/L到3 000mg/L增大幅度较小。说明黏弹性更大的高质量浓度聚合物溶液对采出残余油、改善流度比的作用更强, 扩大了波及体积的同时提高了驱油效率。对比方案6和其他方案, 方案6获得了最高的聚驱采收率和最终采收率, 分析其原因, 由于首先高浓度聚合物段塞注入, 后续聚合物采用小段塞, 并且持续降低聚合物的黏度, 避免形成指进和突进现象, 同时加强了调剖作用, 扩大了聚合物的波及体积[5]。方案7由于采用了低浓度段塞向高浓度段塞的变化, 容易形成指进和突进现象, 并未获得较高的采收率。
4结论
(1) 在聚合物总量相同的情况下, 随着高分子量聚合物浓度的增大, 聚合物驱采收率增大, 浓度增大到一定值时, 采收率增加幅度减少。
(2) 采用小段塞, 并且逐渐降低聚合物黏度方式驱油, 提高采收率的幅度最大。聚驱采收率可达40.12%, 最终采收率达80.48%。
摘要：在模拟大庆油田聚合物驱条件下, 室内实验研究了高分子量聚合物的浓度、段塞组合对驱油效果的影响。实验结果表明, 在聚合物总用量相同的情况下, 随着高分子量聚合物浓度的增大, 聚合物驱采收率增大。采用小段塞, 并且不断降低聚合物黏度的方案注入时, 提高采收率的幅度最大, 聚驱采收率可达40.12%, 最终采收率达80.48%。
关键词：原油采收率,聚合物驱油,高质量浓度聚合物溶液,高分子量聚合物
参考文献
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聚合物驱油剂 篇6
喇嘛甸油田的高黏弹性聚合物驱油矿场试验是一项崭新的提高聚合物驱油效果的实践,取得了很好的增油降水效果。但由于试验区葡I1—2层平面上大面积分布的河道砂体,纵向上以多段多韵律沉积为主,非均质性严重,对高黏弹性聚合物驱油效果具有较大影响。本文较详细地分析试验区油层砂体的内部构型、韵律性、连续性、发育厚度及渗透率等地质因素对高黏弹性聚合物驱油效果的影响,并提出了高黏弹性聚合物驱油技术适应的油层条件。
1 试验区油层地质特征
试验目的层葡I1—2层为泛滥平原河流相沉积,平面上葡I1—2油层为大面积分布的河道砂体,具有分布广、沉积厚度大,砂体发育稳定的特点。纵向上以多段多韵律沉积为主,渗透率高、非均质严重的特点。葡I1—2油层纵向上可划分为四个沉积单元。其中葡I1单元与上部油层的隔层条件比较好,而其它层之间的隔层条件较差,大多为上下连通。经过二十多年的水驱开发,已进入特高含水期,油层以高中水淹为主,层内因非均质严重等因素影响,也呈多段水淹特点,且水淹程度很不均匀。
2 影响高黏弹性聚合物驱油效果的因素分析
不同河流成因的沉积模式具有不同的沉积特点,使储层具有不同的渗流特征,从而具有不同的驱油效率和剩余油分布特征。试验区主要发育两种河流沉积模式,曲流河沉积与辫状河沉积,须结合这两种河流成因及发育特点,分析砂体沉积特征对高黏弹性聚合物驱油效果的影响。
2.1 沉积砂体的不同韵律对高黏弹性聚合物驱油效率的影响
曲流河沉积纵向上“二元结构”明显,底层沉积由河床亚相的底部滞留沉积和点砂坝组成,上部层序由堤岸亚相和河漫亚相组成,主要是大量细粒悬浮物质,顶层沉积和底层沉积厚度近于相等或前者大于后者,属于典型的正韵律沉积[1]。高黏弹性聚合物驱油后,正韵律油层由于底部渗透率高,在注入压力和重力作用下,注入的聚合物溶液趋向于向渗透率高的低部位流动。在下部渗透率较高的情况下,聚合物不足以起到调剖的作用,从而使注入的聚合物溶液。在通过压力下降快的近水井地带后,与低部位渗透率高的油层存在较大的压力梯度,驱油效率高,而与渗透率低的上部油层压力梯度很小,上部驱油效率较低。
试验区7—P2025井上部发育正韵律沉积,低渗透部位渗透率0.198 μm2,高渗透部位渗透率0.860 μm2,高黏弹性聚合物驱油后低渗透部位吸水量逐渐减少,由初期的23.23%下降到4.11%。根据新钻井水淹解释资料,高黏弹性聚合物驱油后,正韵律油层顶部呈低水淹或中低水淹交互分布,底部呈大段的高中水淹(如图1)。
辫状河沉积纵向上“二元结构”不明显,底层沉积发育良好、厚度较大,而顶层沉积不发育或厚度较小,垂向上河道砂多期叠加而形成砂岩粒度相对较粗的厚砂层,剖面上砂多泥少,属于均质块状韵律或复合韵律沉积[2]。均质块状韵律油层层内渗透率差异小,高黏弹性聚合物段塞推进均匀、油层动用程度高,均质块状韵律油层高黏弹性聚合物驱油后呈现整体大段的高中水淹(如图2)。复合韵律油层属于多韵律段油层,各韵律段油层交替动用,含水波动下降,试验区7—P2188井组为典型复合韵律沉积,见效后含水由88.8%下降到79.8%,下降9个百分点后含水有所回升,三个月后含水再一次大幅度下降,下降幅度达16.4个百分点。
2.2 微相内部夹层分布特征对高黏弹性聚合物驱油效果的影响
薄夹层对驱油剂的作用不单纯是非渗透作用,薄夹层的不同形态及分布特征,将产生不同的作用,尤其对流体的渗流作用,从而对驱油剂效果也将产生重大影响。试验区点坝微相与心滩微相内部夹层分布特征不同,导致两种微相驱油效果不同[3]。
按照点坝砂体识别标志,对试验区内点坝砂体进行识别(图3),并绘制横穿点坝砂体的剖面,分析点坝砂体内部构型,曲流河点坝砂体侧积体泥岩夹层倾斜分布,倾向与废弃河道凹向一致,夹层数目由下至上逐渐增多(如图4)。
经过总结侧积泥岩主要有以下几方面作用:①局部隔层作用:将一个厚层局部分隔成几个相对薄层;②遮挡作用:使运动中的流体遇到遮挡,被迫改变流向,主要针对产状与流向斜交的夹层;③死角回流作用:当两夹层合并,致使砂层尖灭形成死角,流体受到阻碍回流;④分流、合流作用:在夹层消失部位,使流体形成分流或合流;⑤重力分异底板作用:聚集因重力分异而下沉的水,并使之沿夹层顶面流动;⑥减速缓流作用:对特低、低渗透夹层,将使流体速度逐渐变小,流量逐渐减少。
由于侧积泥岩的遮挡作用和死角回流作用,致使在油层顶部形成剩余油,高黏弹性聚合物驱油后位于点坝砂体内的6—PS2113井葡I21单元顶部低未水淹比例为27.1%。在点坝砂体下部,大部分侧积泥岩被冲蚀,使下部成为高渗透连通体,形成了注入剂运移的主要通道,驱替程度较高。
辫状河心滩形成于洪水期,此时水流形成双向环流,表流从中央向两侧流,底流从两侧向中心汇聚,水流的相互缓冲和重力作用,使河流携带的负载在河心发生沉积,洪水末期发生大范围分布的悬浮落淤沉积[4]。心滩是垂向加积的多期砂体的,砂体结构方面,内部由多个小砂层构成,心滩中部夹层近似水平,在长轴上迎水面夹层稍陡、背水面较缓,短轴上倾角相似。
根据测井解释结果对心滩砂体夹层分布及对驱油效果的影响进行了分析,心滩砂体内夹层水平分布,岩性夹层由核部向两翼增多,物性夹层由核部向两翼减少。由于夹层水平分布,平面上起到分隔流体作用,纵向减缓了重力分异作用,高黏弹性聚合物驱的油层动用程度高,水淹均匀。
2.3 连通厚度对高黏弹性聚合物驱油效果的影响
曲流河沉积内部发育有许多尖灭区及河间砂体,边部及内部还存在一定数量的废弃河道,从而使得曲流河砂体上半部侧向连通性变差,为半连通体,造成局部注采不完善,注入水难以达到附近砂体顶部,从而使砂体顶部形成剩余油。
试验区PI21单元为大型高弯曲分流河道沉积,在废弃河道边部,废弃河道部位相带变化幅度较大,相带尖灭和两相分界处仍有一定的剩余油分布。如图6所示试验区的7—P2188井在PI21单元位于废弃河道边部,油层顶部夹层多、发育差,为典型的曲流河沉积,周围2口注入井,其中7—P2100井的PI21单元顶部正好位于废弃河道上,不发育河道砂体只有表外,另一口注入井7—P2025井也位于废弃河道边部,顶部发育较多侧积夹层,受侧积夹层的遮挡作用存在较多剩余油。
辫状河道砂体平面上呈大面积连续分布,内部很少有尖灭区或废弃河道,辫状河河道快速摆动使多个成因砂体在垂向及侧向上相互连通,形成泛连通体。由于该类砂体平面及层内非均质性弱,注采关系较完善,因此,高黏弹性聚合物驱油后平面上几乎所有井点都已水淹,只有局部由于砂体厚度变薄,物性相对变差而存在一些低水淹部位。
从平面高黏弹性聚合物驱油效果来看,试验区注采井间砂体一类连通厚度大的井组开采效果好。曲流河沉积模式与辫状河沉积模式相比, 平面上相变复杂,由于平面上废弃河道与侧积泥岩遮挡影响,砂体连续性差,纵向上非均质性强,以正韵律沉积为主,高黏弹性聚合物驱油效果不如辫状河沉积。试验区葡I1—2油层为泛滥平原相沉积,葡I21单元为曲流河沉积葡I23单元为辫状河沉积沉积。根据新钻井资料统计,高黏弹性聚合物驱油后辫状河沉积的葡I23单元采出程度为52.8%,比曲流河沉积的葡I21单元的43.2%高出了9.6%。从驱油效率上来看,辫状河沉积也好于曲流河沉积,高黏弹性聚合物驱油后葡I21单元含水饱和度为53.6%,高水淹厚度比例为42.9%,葡I23单元含水饱和度为60.6%,高水淹厚度比例为65.8%。
2.4 渗透率对高黏弹性聚合物驱油效果的影响
从现场试验吸水剖面统计结果来看,注入高黏弹性聚合物后,有效渗透率大于0.3 μm2的油层为主要吸水层。虽然高黏弹性聚合物驱初期油层吸水剖面得到了很好的调整,油层动用比例由试验前的90%上升到95%,但是随着不断注入高黏弹性聚合物体系差油层动用比例开始下降。这是因为,试验初期高黏弹性聚合物体系起到很好调剖作用,渗透率小于0.3 μm2的油层吸水厚度比例由试验前的67.3%上升到71.7%,但是随着高黏弹性聚合物段塞注入量的增加,开始出现高黏弹性聚合物体系与低渗透油层的矛盾,高黏弹性聚合物体系在低渗透层注入困难,吸水剖面开始反转,2007年层间矛盾最突出时渗透率小于0.3 μm2的薄差层吸水量降到了11.2%(图8)。
油层发育较差的井注入2 000 mg/L聚合物后油层动用程度低。例如试验区7—A2125井有效渗透率为0.531 μm2,其中有效渗透率小于0.3 μm2油层有效厚度为5.2 m,占全井总有效厚度比例达40.3%。注2 000 mg/L聚合物时全井吸水厚度只有5.8 m,油层动用程度仅有45%;注聚浓度下调至1 500 mg/L后,油层全部吸水,吸水厚度增加了55%。
2.5 砂岩有效厚度对高黏弹性聚合物驱油效果的影响
根据试验前后可对比的注入剖面资料统计结果来看,注入高黏弹性聚合物后,有效厚度小于1 m的油层动用程度较低,有78.8%的油层不吸水,有效厚度(1—2) m的油层吸水比例为76.6%,有效厚度(2—5) m的油层吸水比例为91.6%,有效厚度大于5 m的厚油层吸水比例达92.9%。从注入剖面动用情况看,有效厚度大于1 m的油层适合注高黏弹性聚合物(图9)。
3 结论
通过喇嘛甸油田高黏弹性聚合物驱油现场试验区砂体沉积特征分析可以看出,辫状河沉积高黏弹性聚合物驱油效果好于曲流河沉积即连通厚度大、均质块状或复合韵律沉积砂体的驱油效率高,微相内夹层水平分布的高黏弹性聚合物驱油效果好,并且高黏弹性聚合物体系适合渗透率0.3 μm2以上、有效厚度大于1 m的油层。
摘要：喇嘛甸油田的高黏弹性聚合物驱油试验取得了明显的增油降水效果。采收率提高幅度在20%以上,总采出程度超过60%,已成为大庆油田4 000万吨稳产的重要技术之一。从砂体成因入手,结合动态数据,分析试验区不同沉积模式砂体沉积特点。总结出不同油层条件对高黏弹性聚合物驱油效果影响,为高黏弹性聚合物驱油技术推广应用时方案设计及动态分析提供依据。
关键词：高黏弹性聚合物,动用程度,渗透率
参考文献
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浅谈分子膜驱油剂驱油效率 篇7
在新能源没有出现以前, 石油在社会经济发展中的地位仍然举足轻重。然而, 我国大部分注水开发的中高渗透老油田, 已经进入高含水、高采出程度开采期。以聚丙烯酰胺为驱剂的聚合物驱是目前应用较多的一项三次采油技术, 对延缓油田产量递减起到了一定的功能。但聚合物由于分子结构的特征, 长的碳链在过热及氧化环境中易降解, 还和地层中的某些盐类不兼容, 这就大大限制了其应用范围。目前, 油田上多数油层已被水淹, 剩余油零星分布严重, 如何通过改变注入剂提高高含水油田和区块的开发效果及最终采收率已成为亟带解决的新问题。另外, 很多低渗透油田的孔隙度小, 水驱的洗油效率低, 波及体积小, 注入压力高, 开发较困难。因此, 需要新的采油技术来解决这些新问题。
分子沉积膜驱油技术是一种新型的三次采油技术。由于分子膜驱油技术具有使用浓度低, 投资少, 施工工艺简单, 矿场试验可以使用现有的注水井网、注水设施以及不需非凡培训人员、现场实验增油明显等特征。因此有望成为具有发展前景的"改进水驱"提高原油采收率新技术。
1 分子沉积膜驱油技术
分子沉积膜 (简称M D膜或分子膜) 驱油技术, 主要是分子膜剂以水溶液为传递介质, 依靠强的离子间静电相互功能, 沉积在储层表面形成牢固的单分子层超薄膜, 降低了原油和表面间的粘附力, 改变岩石亲油亲水性能, 不明显降低体系的表面张力和油水界面张力, 随浓度增加不存在"胶束"状态, 也不增加溶液体系的粘度改变油水粘度比, 但成膜功能由近及远逐渐推进, 在水的冲刷功能下, 原油不断剥离表面被带出地层, 从而达到提高水洗油效率和原油采收率的目的。
2 分子膜剂的驱油机理
由于油藏岩石表面是极其粗糙的, 因此岩石表面的油膜并不完整。非凡是油田实施注水开发以后, 经过长期的水力冲刷, 油膜的不完整性进一步加强, 岩石表面出现大量的油膜脱落区。当MD膜剂溶液注入油层以后, 膜剂分子将在油膜局部脱落的岩石表面上吸附形成纳米级超薄分子膜, 改变储层岩石表面的性质和它和原油的相互功能状态, 使原油在注入流体冲刷空隙的过程中轻易剥落和流动而被驱替出来。室内实验证实分子膜剂能够提高原油最终采收率, 主要是提高微观洗油效率, 在油层中其微观功能机理方面表现在摘要:吸附功能、润湿性改变、扩散功能、毛细管自发渗吸功能及界面性质的改变等。
2.1 改变岩石表面润湿性
近年来M o r r o w等人的室内探究结果表明, 对于原油/盐水/砂岩体系, 当润湿性处于弱水湿或中性润湿状态时, 驱油效率最高。分子沉积膜驱油剂在油砂表面吸附可改变油砂表面润湿型, 使高岭土、石英砂和油砂的表面润湿性向水湿性转变。
2.2 降低岩石表面粘附功
M D膜可以降低石英岩表面的粘着力及其离散程度。粘着力包括分子间的功能力、毛细力和静电力等, 这表明粘着机理很复杂。但可以推断, 表面生长有序M D膜以后, 从微观结构上对表面有修饰功能, 改变了表面的微观结构、各种力成分及其分布, 从而降低了粘着力。表面性能尤其是表面粘着力对界面的摩擦起着关键功能。MD膜的吸附降低表面粘着力是使其降低摩擦的重要原因。MD膜剂在天然地下石英岩表面沉积具有良好摩擦特性, 这对于提高原油采收率是很重要的。
2.3 毛细管自发渗吸功能
毛管自发渗吸探究过程中, 对于低渗油层来说, 假如油层是亲水的, 那么注入水在毛管力功能下将进入细小的毛细管中, 出现自发渗吸现象, 能够有效地提高原油采收率。在MD膜剂驱油过程中, 油藏岩石和分子膜剂接触后, 其表面润湿性会不同程度地向亲水的方向转变, 这就促使我们考虑分子膜剂如何在自发渗吸过程中发挥功能, 提高自发渗吸采出程度及孔隙利用率。
2.4 电性转变
储油砂岩表面一般是带电的, 地层水在一定的p H值范围内 (6.5~7.5) , 砂岩表面带负电。分子沉积膜驱油剂的吸附使亲水砂岩和亲油砂岩表面的电性发生变化, 这是由于分子沉积膜驱油剂的有效成分中含有阳离子基团, 当分子沉积膜驱油剂溶液的浓度为1 200mg/L时, 负电性表面转变为正电性表面, 即存在一个零电位的浓度。在该浓度下界面间的电性相吸或相斥的现象消失, 在此条件下驱油可获得较高的采收率。因此, 分子沉积膜驱油剂在驱油过程中存在表面电性转变机理或零电位机理。
3 前景和展望
提高采收率的方法很多, 目前在油田应用最广的主要有聚合物驱和三元复合驱 (ASP) 。然而, 聚合物驱过程中, 由于其分子量很高, 在溶液配制、地层注入、采出液油水分离和含聚污水的处理等方面困难重重。三元复合驱注入段塞的主要组分是表面活性剂、聚合物, 碱 (Na2CO3和Na HCO3复配) , 由于碱液的高PH值引起油层粘土分散和运移, 最后导致油层渗透率下降;体系和原油之间形成的超低界面张力也会使采出液的破乳非常困难;另外, 还存在杆管的腐蚀新问题。
分子 (M D) 膜驱油技术作为一种新型的三次采油技术, 不仅弥补了以上两种驱油方法的不足, 而且具有传统化学驱无可比拟的特征和优势摘要:
⑴在提高采收率方面, 由于水驱、聚合物驱和三元复合驱以排驱机理为主, 而膜剂驱以渗吸机理为主, 膜剂驱油的渗吸功能更利于中、小孔隙残余油的启动。因而, MD膜剂的驱油效率相对于前者的要高。而且, 在水驱、聚合物驱和三元复合驱的基础上, MD膜剂驱可进一步提高原油采收率。
⑵从MD膜驱油剂本身的性质来看, 纳米级M D超薄膜的成膜过程是一种不加任何外力, 依靠岩石表面和成膜分子之间静电相互功能的平衡状态的自组装过程, 且MD膜的热稳定性和力学稳定性好;MD膜驱油剂浓度低, 驱油效果高, 无需加碱、表面活性剂和其它化学试剂, 对地层损害小;另外, MD膜驱剂具有较好的防膨效果和杀菌能力;其表面活性不高, 不会产生原油乳化不利的影响;膜剂溶液呈中性, 对注采系统杆管几乎没有腐蚀, 对人体也不会产生任何伤害。
参考文献
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