三元复合调剖剂驱油效果物理模拟实验.pdf

大庆石油学院学报第29卷第1期2005年2月 JOURNAL OF DAQING PETROLEUM INSTITUTEVol 29No 1Feb 2005 收稿日期 2004 04 12 审稿人 贾振岐 编辑 关开澄 作者简介 王克亮 1964 男 博士 副教授 主要从事提高原油采收率和非牛顿流体力学等方面的研究 三元复合调剖剂驱油效果物理模拟实验 王克亮 丁玉敬 闫义田 孙立滨 大庆石油学院 石油工程学院 黑龙江 大庆 163318 摘 要 非均质岩心物理模拟实验证实在三元复合驱前实施前置段塞调剖能够提高三元复合驱的驱油效果 当前置 段塞较小时 调剖后可提高原油采收率1 3 进行0 050 0 0 250 0倍孔隙体积的三元复合调剖驱 与常规三元复合 驱相比 采收率增加2 0 4 9 中置调剖段塞为0 200 0倍孔隙体积较好 并联非均质模型中的流量分配和采收率 变化说明 交联体系注入后 高渗透层的流量降低 中 低渗透层的流量增加 中 低渗透层的采收率增加幅度明显 关 键 词 三元复合驱 调剖 流量分配 非均质岩心 驱油 中图分类号 TE357 431 文献标识码 A 文章编号 1000 1891 2005 01 0030 03 0 引言 三元复合驱油技术已进入工业化推广阶段 三元复合驱比水驱可提高原油采收率20 以上 但大庆 油田主力油层非均质性严重 三元复合体系的波及体积有待于进一步扩大 目前采用提高体系中聚合物 的质量浓度 从而提高体系的黏度进行流度控制 1 但提高聚合物黏度进行流度控制的方法受到一定程度 的限制 而且影响三元复合体系的驱油效果 为使三元复合驱技术适应不同的油层 以便在整个油层厚度 上实现超低界面张力驱油 开展了三元复合驱过程中调剖技术 2 3 的研究 目前三元复合驱采用加聚合物 前置段塞和提高主段塞中聚合物质量浓度的作法 一定程度上考虑了三元复合体系的流度控制 调剖 问 题 4 在三元复合驱前和三元复合驱过程中实施调剖技术 可以减少主段塞中聚合物的用量 降低驱油成 本 也可以进一步扩大波及体积 促使三元复合体系进入中 低渗透层 充分发挥其降低油水界面张力的能 力 改善其驱油效果 笔者通过三元复合调剖剂 5 驱油效果物理模拟实验证实 利用多元酸铬交联剂配制 的三元复合调剖剂驱油比常规三元复合体系驱油明显提高了中 低渗透层的采收率 进一步改善了三元复 合体系的驱油效果 1 实验 1 1 实验条件 1 1 1 物理模型 根据大庆油田主力油层为正韵律油层的特点 将模型设计为自上而下低 中 高3个渗透层 变异因 数为0 59 低 中 高渗透层的渗透率分别为0 300 0 600 1 575 m2 模型截面为3 6 cm 3 6 cm的正 方形 长度为30 0 cm 每层厚度为1 2 cm 孔隙度控制在30 总砂量的30 取自油层的油砂 模型的 润湿性为弱亲油 1 1 2 实验用水 取自大庆油田某采油厂复合驱矿场试验实际用水 矿化度为3 823 mg L 饱和岩心用水为室内模拟 地层水 矿化度为6 770 mg L 1 1 3 实验用油 大庆油田某采油厂原油和煤油按比例配制成模拟油 在45 条件下 用布氏黏度计Brookfield DV 03 II在6 r min的转速 剪切速率为7 34 s 1 下测得黏度为 9 0 mPa s 1 1 4 化学药品 大庆产聚丙烯酰胺 相对分子质量为1 2 107 质量分数为98 2 美国产表面活性剂ORS 41 NaOH 化学纯 调剖剂 5 的主剂为HPAM 大庆产 w 聚合物 为0 09 交联剂为多元酸铬 w 多元酸铬 为 0 018 w ORS 41 为0 30 w NaOH 为0 80 w 稳定剂 为0 02 试验区污水配制 1 2 实验方案 1 三元复合驱的前置段塞为0 037 5倍孔隙体积 w 聚合物 为0 15 主段塞为0 350 0倍孔隙体 积 w 聚合物 为0 23 w ORS 41 为0 30 w NaOH 为1 00 三元复合驱的副段塞为0 150 0 倍孔隙体积 w 聚合物 为0 18 w ORS 41 为0 10 w NaOH 为1 00 聚合物保护段塞为 0 200 0倍孔隙体积 w 聚合物 为0 08 2 前置段塞调剖 把常规三元复合驱聚合物前置段塞换成调剖剂驱 其它步骤与三元复合驱相同 3 去掉常规三元复合驱的前置段塞 在三元复合驱主段塞中进行0 100 0倍孔隙体积的三元复合体 系驱油 然后调剖驱油 调剖剂的段塞为0 050 0 0 250 0倍孔隙体积 继续三元复合体系驱油 但保持三 元主段塞0 350 0倍孔隙体积不变 副段塞和保护段塞与三元复合驱相同 整个实验过程注入速度为0 3 mL min 2 结果及分析 2 1 物理模拟 调剖剂注入方式对驱油效果的影响见表1 调剖剂注入孔隙体积倍数与化学驱采收率增加值的关系 见图1 表1 调剖剂注入方式对驱油效果的影响 实验方案岩心号 气测 渗透率 m2 孔隙度 含油 饱和度 水驱 采收率 化学驱 采收率 采收率 增加 常规三元复合 体系驱油 3kf9 10 83524 575 739 524 6 前置段塞0 040 0倍 孔隙体积调剖 3kf9 20 84524 977 139 525 91 3 中置段塞0 050 0倍 孔隙体积调剖 3kf9 30 83 924 176 239 226 62 0 中置段塞0 100 0倍 孔隙体积调剖 3kf9 40 85325 176 938 927 02 4 中置段塞0 150 0倍 孔隙体积调剖 3kf9 50 85124 975 939 327 83 2 中置段塞0 200 0倍 孔隙体积调剖 3kf9 60 83924 876 439 428 94 3 中置段塞0 250 0倍 孔隙体积调剖 3kf9 70 84824 077 040 029 54 9 从表1和图1可知 1 前置段塞较小 比常规三元复合驱仅提高原油采收率1 3 这是因为三元调剖剂具有较高的残 余阻力系数 实施前置段塞调剖后 后续注入的复合体系在高渗透层中的渗流速度减慢 迫使其进入中 低 渗透层 扩大了三元复合体系的波及体积 提高了驱油效果 2 进行0 050 0 0 250 0倍孔隙体积的三元复合调剖 采收率增加2 0 4 9 从采收率的变化 看 当中置调剖段塞为0 200 0倍孔隙体积 进行 夹心 调剖驱时 可去掉三元复合驱的前置聚合物段塞 13 第1期 王克亮等 三元复合调剖剂驱油效果物理模拟实验 图1 调剖剂注入孔隙体积倍数与化学驱采收率增加的关系 简化注入工艺 也可使 夹心 调剖驱前的三元 段塞优先进入高渗透层 驱替高渗透层中的剩 余油 实施调剖后 迫使后续注入的三元复合 体系较多地进入中 低渗透层 驱替中 低渗透 层中的剩余油 这与常规三元复合体系驱油相 比 提高原油采收率的幅度较大 2 2 流量分配 在并联非均质模型中进行了常规三元复合 驱体系和0 250 0倍孔隙体积交联体系 夹心 调剖驱油 将高 中 低渗透率的岩心模型并联 合注分采 记录各注入阶段的流量 并计算流量分配 常 规三元复合驱各注入阶段的流量分配见表2 交联三元复合驱各注入阶段的流量分配见表3 表2 常规三元复合驱各注入阶段的流量分配 岩心物性各注入阶段的流量分配 采收率 类 别 渗透率 m2 含油 饱和度 水驱 结束 前置段塞 0 040 0倍 孔隙体积 主段塞 0 350 0倍 孔隙体积 副段塞 0 100 0倍 孔隙体积 保护段塞 0 200 0倍 孔隙体积 后续 水驱 开始 后续 水驱 结束 水 驱 复 合 驱 总 计 高1 5978 791 689 478 174 970 277 897 058 132 390 4 中0 6272 77 89 119 321 223 617 03 038 027 865 8 低0 3168 80 61 52 53 96 25 207 815 423 2 表3 交联三元复合驱各注入阶段的流量分配 岩心物性各注入阶段的流量分配 采收率 类 别 渗透率 m2 含油 饱和度 水驱 结束 前置段塞 0 040 0倍 孔隙体积 主段塞 0 350 0倍 孔隙体积 副段塞 0 100 0倍 孔隙体积 保护段塞 0 200 0倍 孔隙体积 后续 水驱 开始 后续 水驱 结束 水 驱 复 合 驱 总 计 高1 6178 991 187 176 369 460 666 387 958 033 991 9 中0 6372 88 710 119 623 427 423 410 038 432 871 2 低0 3168 80 22 54 17 212 010 32 17 719 827 5 常规三元复合驱注入孔隙体积倍数与流量分配见图2 交联三元复合驱注入孔隙体积倍数与流量分 配见图3 由表2和表3及图2和图3可以看出 1 水驱结束时 91 0 以上的流量分配在高渗透层 8 0 左右的流量分配在中渗透层 低渗透层中 的流量分配几乎为零 2 常规三元复合体系注入前置段塞 交联三元复合体系注入0 100 0倍孔隙体积主 下转第36页 23 大 庆 石 油 学 院 学 报 第29卷 2005年 参考文献 1 Joshi S D Horizontal Well Technology M Tulsa Penn Well Publishing Company 1991 2 Borisov J P Oil Production Using Horizontal and Multiple Deviation Wells M Moscow Nedra 1964 3 万仁溥 中国不同类型油藏水平井开采技术 M 北京 石油工业出版社 1997 4 王建勇 黄文芬 李 辉 焉2块水平井产能预测 J 油气地质与采收率 2002 9 3 80 82 5 姜汉桥 姚 军 姜瑞忠 油藏工程原理与方法 M 北京 石油大学出版社 2000 上接第32页 段塞和0 250 0倍孔隙体积交联体系后 后者高渗透层流量分配降低幅度大于前者 待副段塞和保护段塞 注入结束时 后者高渗透层的流量分配降至60 6 明显低于前者高渗透层的70 2 的流量分配 后续 水驱结束时后者高渗透层的流量分配保持在87 9 而前者为97 0 从整个注入过程看 交联体系注 入后 使高渗透层的流量分配降低 中 低渗透层的流量分配增加 3 从分层采收率来看 交联三元复合体系比常规三元复合体系的采收率增加 其中高渗透层采收率 增加1 6 中渗透层的采收率增加5 0 低渗透层采收率增加4 4 这说明交联体系注入后 后续注 入液较多地进入中 低渗透层 中 低渗透层的采收率明显增加 3 结论 1 在三元复合体系主段塞注入前实施前置段塞调剖能够进一步提高三元复合驱的驱油效果 前置 段塞较小时 前置段塞调剖驱比常规三元复合驱仅提高原油采收率1 3 2 0 050 0 0 250 0倍孔隙体积的三元复合调剖驱与常规三元复合驱相比 采收率增加2 0 4 9 中置调剖段塞为0 200 0倍孔隙体积较好 3 交联体系注入后 高渗透层流量分配降低 中 低渗透层流量分配增加 中 低渗透层采收率明显增 加 参考文献 1 杨普华 化学驱提高石油采收率 M 北京 石油工业出版社 1994 2 王克亮 王凤兰 李 群 等 改善聚合物驱油技术研究 M 北京 石油工业出版社 1999 3 王克亮 汪淑娟 曹红军 等 含碱和表面活性剂的HPAM Cr3 弱凝胶调驱剂的研制 J 油田化学 2004 21 1 61 63 4 Chauveteau G Omari A Controlling gelation time and microgel size for water shutoff C SPE 59317 1998 5 Seright R S Liang J A survey of field application of gel treatments for water shutoff C SPE DOE 26991 1991 63 大 庆 石 油 学 院 学 报 第29卷 2005年 in oil field sedimentary facies researching and the quantitative data reflect the changing of oil layer sedi2 mentary facies It ascertains the section block sedimentary facies type according to the analysis data from the core wells and the result interpretation by experts It establishes the standard mode base and distinguishes the sedimentary facies type of the under recognition little layers At the same time it can settle satisfactorily the multiple solution problem in the recognition of the transitional characteristic sedi2 mentary facies Its coincidence rate gets to 84 1 through dealing with the practical data in 23 wells in Sabei developing area of Daqing oil field Key words sedimentary facies well logging curve fuzzy NN pattern recognition Application of silicon containing scale remover to screw pump lift in ASP flooding 2005 29 1 28 29 LI Jin2ling LI Tian2de LI Rui CHEN Xin2ping 1 oil recovery Plant No 4 Daqing Oilf ield Corp L td Daqing Heilongjiang163511 China 2 Dept of Chemistry Daqing Normal University Daqing Heilongjiang163712 China Abstract High silicon content scale remover for ASP flooding has been applied to screw pumps in an an2 tiscaling field test in Daqing Oilfield Results show that every production index after scale removing has been restored to its original state such as electric current output and submergence depth Maintenance exemption period has been doubled This technology is characterized as follows easy to use high scale removing rate low chemical cost and prominent economic results Key words ASP flooding silicon scale scale remover screw pump lift method oil production capaci2 ty current Physical simulation of oil displacement effect by using ASP composite profile control agent 2005 29 1 30 32 WANG Ke2liang1 DIN G Yu2jing YAN Yi2tian SUN Li2bin Petroleum Engineering College Daqing Petroleum Institute Daqing Heilongjiang163318 China Abstract Physical simulation experiments of heterogeneous cores show that it can enhance oil recovery efficiency of ASP flooding to perform ahead slug profile control before ASP flooding When ahead slug is small it can enhance oil recovery efficiency by 1 3 after profile control Compared with the normal ASP flooding it can enhance oil recovery efficiency by 2 0 4 9 to perform ASP composite profile control flooding of 0 05 0 25 times of pore volume When the middle slug of profile control is 0 20 times of pore volum