二元驱体系范文

二元驱体系范文（精选7篇）

二元驱体系 第1篇

毛管数理论认为,对于均质岩心,原油采收率随着毛管数增加而急剧增加。当毛管数达到10-2后,采收率提高速率将明显降低。通过降低界面张力至10-3m N·m-1(超低值)能够有效地将毛管数降至10-2[4,5,6];因此传统观点认为考察表面活性剂界面活性时应将超低界面张力作为主要评价指标[7,8]。在驱油剂黏度一定的条件下,研究者总是尽可能将油水界面张力降到超低值。这一要求限制了大量表面活性剂在复合驱领域中的应用[9,10,11]。而国内油藏普遍存在较强的非均质性。超低界面张力指标是否适合非均质油藏条件还需要进一步论证。

开展非均质储层条件下油水界面张力对采收率影响规律研究对完善复合驱驱油理论、提高复合驱在生产应用中的效果都具有重要意义。

1 试验材料

模拟原油:密度为0.88 g/cm3(70℃),黏度为65 MPa·s(7.34 s-1)。

模拟注入水:矿化度为7 729 mg/L;表面活性剂:石油磺酸盐(PS);聚合物(HPAM):相对分子量2 022×104,水解度27.30%;模拟地层水:矿化度为7 340 mg/L。

2 试验过程

2.1 物理模拟试验

将HPAM与PS按照比例混合均匀,配制具有不同黏度、不同界面张力的复合驱油体系。

采用并联岩心物理模型模拟非均质储层(图1)。岩心直径d=2.5 cm,长l=30 cm。岩心渗透率级差3~4(高低渗透率分别控制在2.0~2.5%m2和0.5~0.6%m2的范围内)。

岩心抽真空饱和地层水后饱和模拟原油至束缚水饱和度,老化12 h。水驱至含水率达到98%,再向岩心中注入0.3 PV(PV为孔隙体积)化学剂而后继续水驱直至含水率再次达到98%。试验驱替速度为0.23 m L/min。

2.2 乳状液制备

将10 m L复合体系加入量程为20 m L具塞量筒中,再逐渐加入10 m L模拟原油。将量筒置于70℃水浴中恒温15 min后振荡200次,静置、取样测量(表1)。

2.3 乳状液渗流试验

采用并联岩心物理模型模拟非均质储层。岩心直径d=2.5 cm,长l=30 cm。岩心渗透率级差3~4(高低渗透率分别控制在2.0~2.5%m2和0.5~0.6%m2的范围内)。

先将岩心抽真空饱和模拟水,测量孔隙体积和水测渗透率。连续注入0.5 PV乳状液后转水驱至压力平稳,记录试验压力和流量。

1为平流泵;2,8为六通阀;3,5,6为容器;4为三通阀;7为精密压力表;9,10为高渗岩心和低渗岩心;11,12为量筒;13为恒温箱

3 试验结果与分析

3.1 二元复合驱替试验

通过物理模拟试验研究注入复合体系前后水驱采收率增值变化规律。

从图2可以看出,当界面张力一定时,采收率增值随驱油体系黏度增加而增加。当体系黏度达到一定值后,采收率增值基本趋于稳定。这是由于提高水相黏度有效降低了水油流度比,使驱替液具有更大的波及体积,因此采收率增加。当聚合物黏度达到一定值后,驱替液的波及体积已经达到较大值,继续增加水相黏度不会显著提高采收率。

当驱油体系黏度一定时,采收率随界面张力的降低而升高。但是界面张力10-2m N·m-1级别(低界面张力)体系得到最大采收率,甚至高于10-3m N·m-1级别(超低界面张力)体系。这一结果与传统毛管数理论不符。

分析超低界面张力体系和低界面张力体系的驱替压差发现,虽然注入驱油剂的黏度相近,但是低界面张力体系的注入压差高于其他体系,说明低界面张力体系的渗流阻力较高。同时还可以看到,即便超低界面张力体系的水驱压差稍高,其后续驱替压差依然小于低界面张力体系,说明低界面张力体系改善储层非均质性能力更强(图3)。

3.2 二元复合驱乳状液及性能评价

为研究低界面张力体系取得最佳驱油效果机理,系统分析具有相同黏度、不同界面张力体系的驱油过程。研究发现,不同驱油体系在驱替过程中能够形成粒径不同的乳状液(图4),并且呈现界面张力越低,形成乳状液颗粒粒径越小的规律。经分析认为复合体系形成的乳状液对试验采收率存在较大影响,需要开展乳状液渗流机理研究。

配制具有相同黏度、不同界面张力的复合体系。在相同试验条件下利用不同体系制备乳状液并开展乳状液渗流试验(表2,图5~图7),深入研究不同体系乳状液渗流机理。

试验结果表明,乳状液能够引起驱替液在高低渗透层中分配量的波动。

低界面张力体系乳状液能够降低高渗透层的分流率,增加进入低渗透层的流量,有效改善储层的非均质性,促使驱油剂在多孔介质中相对均匀地推进,有效提高低渗透层采收率。

超低界面张力体系乳状液对储层的非均质性也有一定的改善效果,但是改善幅度不及低界面张力体系。此外,如果界面张力过高,其改善储层非均质性的能力更差。

根据Kozeny方程,高渗透岩心平均孔喉半径为8.4μm。

式中,r为孔喉半径,μm;k为渗透率,μm2;φ为孔隙度。

利用激光纳米粒度仪以及Zeta电位分析仪测量乳状液粒径分布,得到乳状液液滴平均粒径如表3。

试验结果表明,低界面张力体系乳状液颗粒粒径接近高渗透层孔喉直径,能有效封堵高渗透层大孔道。而超低界面张力体系的乳液粒径明显小于高渗透层孔喉,容易继续沿优势通道推进,不能封堵大孔道,其提高低渗透层流量能力有限。

综合分析物理模拟试验与乳液渗流试验结果认为,当界面张力较高时,驱油体系的洗油效率和波及体积都不高,不能显著提高采收率。当界面张力达到超低值将产生两方面结果,一方面可以提高驱油体系的洗油效率;另一方面,乳液颗粒粒径过小,容易通过孔喉,具有较弱封堵作用,对提高波及体积的贡献不大。当油水界面张力较低但未达到超低值时,复合体系具有较好的洗油效率,同时形成的乳状液颗粒粒径适中,能够起到封堵高渗透层、提高波及体积的作用。由于低界面张力体系兼具提高波及体积和洗油效率两方面优势,所以能够得到最佳驱油效果。

4结论

(1)对于非均质油藏,当油水界面张力一定时,采收率随黏度增加先急剧增加而后保持稳定。当复合体系的黏度一定时,采收率整体随界面张力降低而增加。

(2)非均质油藏条件下,低界面张力体系采收率高于超低界面张力体系。

(3)低界面张力体系具有较好的洗油效率,其生成的乳状液粒径适中,能够封堵高渗透层,在良好洗油效率的基础上进一步改善低渗透层的波及体积,显著提高低渗层采收率和总采收率,因此低界面张力体系得到最佳驱油效果。

参考文献

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二元驱体系 第2篇

(1) 油藏特点大港油田官109-1断块位于河北省沧县境内, 属于孔店潜山构造带官130断层上升盘, 构造比较简单。断块主要含油层位为下第三系孔一段枣V油组, 油层埋深1930~2130m, 含油井段长达200m, 单井平均有效厚度36m, 地层温度78℃。断块含油面积1.91km2, 地质储量880×104t, 平均孔隙度21.0%, 渗透率210×10-3μm2, 原始含油饱和度61%, 属中孔中渗型油藏。原油性质属重质稠油, 平均原油密度0.9510g/cm3, 温度50℃条件下原油粘度1212.2MPa·s, 地层条件下原油粘度50.1MPa·s, 凝固点23℃, 胶质沥青质含量48.76%;地层水型主要为Ca Cl2型, 地层水总矿化度26974mg/L, 断块属于典型的高温高盐油藏。为提高断块的采收率水平, 需开展二元驱三次采油技术试验。

(2) 筛选的必要性纵观国内外油田, 在高于70℃的油藏条件下实施聚合物驱采油技术尚处于研究和试验阶段, 因此, 研究官109-1断块的聚表二元驱三次采油技术具有重要意义, 也具有较大的挑战性。二元驱体系的耐温、抗盐性能研究是关键, 为此技术人员重点对二元驱体系中的聚合物进行了深入的研究。

2 聚合物的筛选

通过室内实验, 从聚合物性能、聚合物与表面活性剂配伍性和与油藏配伍性等三个方面入手, 综合优选官109-1断块二元驱体系所用的聚合物。

(1) 聚合物性能依据聚合物室内评价标准, 通过室内实验 (温度78℃, 官109-块注入水) 对比评价了不同温度条件下5种聚合物的粘度, 试验结果 (表1) 显示A1聚合物的结果优于其它4种, 尤其是在温度80℃时, 聚合物A1溶液粘度达到113MPa·s, 是其它聚合物的两倍以上。

在此基础上进一步对聚合物的抗盐性进行研究评价, 实验结果 (表2) 显示, A1聚合物的粘度在盐浓度5000~50000mg/L时明显优于其它4种聚合物, 且盐浓度越高差距越明显;当盐浓度在30000mg/L时, 聚合物A1溶液粘度达到106MPa·s, 是其它聚合物的两倍以上。

通过上述两个实验, 表明聚合物A1是适合于官109-1块二元驱油藏特点的, 因此初步选定A1作为该断块二元驱体系的聚合物。

(2) 聚合物与表面活性剂配伍性聚合物、表面活性剂复配后, 对体系粘度具有显著影响。一般情况下, 随体系中表面活性剂浓度的增大, 体系粘度会降低。用A1聚合物与表活剂进行了粘度实验, 结果表明随表活剂浓度的不断增加, 粘度的变化并不明显, 证明A1聚合物与表活剂具有较好的适应能力性。

(3) 聚合物与油藏配伍性实验主要通过聚合物A1和表活剂复配后, 开展体系注入性实验, 实验结果见下图。结果表明, A1聚合物的二元溶液在官109-1断块渗透率条件下能够建立较高阻力系数, 不发生堵塞现象, 并具有较好的流度控制能力, 能起到扩大波及体积、提高采收率的作用。

3 结论与认识

(1) 通过实验研究表明, A1聚合物具有良好的耐温抗盐性能, 能够满足官109-1断块二元驱体系的要求。

(2) A1聚合物与表活剂复配后, 二元驱体系的界面张力、注入性都能满足油藏的需求。

因此, A1聚合物能适应官109-1断块高温高盐的油藏特点, 是适合断块二元驱体系要求的聚合物。

摘要：本文阐述了油藏特点, 论述了在高温高盐油藏开展二元驱的意义。通过实验筛选耐温抗盐性能良好的聚合物, 并进行了配伍性实验, 进一步验证了聚合物的适应性。

二元驱体系 第3篇

牛心坨油田构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡北端, 是牛心坨断裂背斜构造带南部的一个断块, 为低孔低渗高凝稠油油藏。原油黏度高, 含蜡量高, 油水流度比的差异较大, 加之油藏非均质性严重, 且低孔低渗, 目前已进入中高含水期 (70%以上) 产量快速递减阶段, 尤其下层系及合采区水淹更加严重, 综合含水已达75%以上, 以往所进行的措施 (压裂、调剖、分注) 无法起到稳油控水作用。目前已展开聚合物/活性剂二元复合驱的现场驱油应用[1,2]。本文将通过室内实验的参数对比, 研究聚合物浓度和及温度对聚合物/活性剂复配体系表面张力的影响, 以选择出适合牛心坨油田的表面活性剂。

1室内实验

我们选用了两种在其他油田应用效果较好的表面活性剂HLX和B, 在辽河油田地层温度条件下针对辽河油田油水进行了界面张力评价[3,4]。

1.1实验条件

实验试剂:辽河油田地层水;聚合物分子量1 000万 (牛心陀油田提供) ;表面活性剂HLX和B (大庆炼化) 。

2结果与讨论

2.1 HLX活性剂与聚合物复配体系界面张力测定结果与结论

取辽河油田地层水和聚合物混合, 配制出聚合物浓度为1 000mg/L的溶液, 分别取该溶液1L加入2g、3g、4gHLX表面活性剂, 得表活剂浓度为0.2%0.4%的三种复配体系, 在60℃下测其界面张力, 结果如图1所示。

图2为不同加量HLX活性剂与浓度为1 500 mg/L聚合物复配时界面张力的测试结果。从图1、图2中我们可以看出, HLX活性剂与不同浓度聚合物复配时, 油水界面张力始终处在10-1数量级, 所以我们认为HLX活性剂不适用于牛心陀油田。接下来我们将测试B型活性剂。

2.2B活性剂与聚合物复配体系界面张力测定 结果与结论

各取3份聚合物浓度为1 000 mg/L和1 500 mg/L的溶液1 L, 分别加入B型活性剂2 g、3 g、4 g得表活剂浓度0.2%0.4%的三种复配体系, 在60℃下测其界面张力, 结果图3所示。

图3给出B型活性剂与1 000 mg/L聚合物复配时的实验结果。从结果中我们可以看出复配体系的界面张力很快就下降到10-3数量级, 达到超级界面张力, 随着时间的增加, 界面张力出现一定的反弹现象, 但一直保持在10-3数量级以内。

图4给出的是B型表面活性剂与1 500 mg/L聚合物复配时的实验结果。从实验结果可以看出, 复配体系油水间界面张力依然保持在10-3数量级以内, 从以上结果可以看出B型活性剂与不同浓度聚合物复配, 油水间界面张力均在10-3数量级以内。并且随着聚合物浓度的增大, 界面张力有下降的趋势。

2.3温度对B型表面活性剂界面张力的影响

以上实验都是在60℃的条件下进行的, 为了考察B型表面活性剂针对辽河油田地层温度的适用范围, 我们又在55℃、70℃两个温度下对B型表面活性剂进行了界面张力评价。在考虑温度对界面张力的影响时, 我们选择用的是60℃条件下界面张力最低的B型活性剂与1 000万分子量聚合物1 500 mg/L复配体系。

图5给出的是不同温度下B型表面活性剂与1 000万分子量聚合物1 500 mg/L复配时的界面张力测试结果。从实验结果可以看出, 在55℃70℃之间的范围内, B型表面活性剂均能使油水间界面张力达到10-3数量级, 也就是超低界面张力, 60℃时油水间界面张力最低。这说明在辽河油田地层温度下, B型表面活性剂可以满足驱油体系对表面活性剂的要求。

3结论

HLX表面活性剂和不同浓度聚合物的复配体系表面张力在10-1数量级, 不适合在牛心陀油田现场应用。

在辽河油田的地层温度范围内, B型表面活性剂在与不同浓度聚合物溶液复配时, 体系的表面张力达到10-3数量级, 达到牛心陀油田复合驱油体系的要求。

摘要：牛心坨油田为低孔低渗高凝稠油油藏, 原油黏度高, 含蜡量高, 油水流度比的差异较大。已进入中高含水期 (70%以上) 产量快速递减阶段, 以往所进行的措施 (压裂、调剖、分注) 无法起到稳油控水作用, 目前已展开聚合物/活性剂二元复合驱的现场驱油应用。在辽河油田的地层温度范围内, B型表面活性剂在与不同浓度聚合物溶液复配时, 体系的表面张力达到10-3数量级, 达到牛心陀油田复合驱油体系的要求。

关键词：高含水,二元复合驱,表面活性剂,界面张力

参考文献

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埕东西区二元复合驱开发研究 第4篇

埕东西区Ng331层是埕东油田的主要含油层系之一, 含油面积4.96km2, 地质储量576104t, 油层发育好, 储层有效厚度大, 储层物性和含油性较好, 油层分布稳定, 为大面积透镜体分布, 无边底水, 原油相对密度高, 油层埋深1110-1135m, 埋深浅, 胶结疏松[1]。

二元区所辖油井57口, 开井47口, 日液3298t/d, 日油172t/d, 综合含水94.8%。水井开井32口 (注聚井24口, 注水井8口) , 日注2860m3, 注采比0.6。

2 矿场注人方案

二元复合驱是一种利用表面活性剂和聚合物的协同作用来大幅度提高采收率的方法[2]。

在室内试验、数值模拟及方案优化研究的基础上, 根据试验目的层开采现状和水淹特点, 充分考虑实际油藏的平面非均质, 为减缓复合驱油剂在油层中的“指进”和“窜流”, 在复合驱主体段塞前后分别设计一个调剖和保护段塞:第一段塞:前置调剖段塞, 设计0.1PV (106.44104m3) ;第二段塞:主体段塞, 设计0.45PV (478.99104m3) ;第三段塞:后置保护段塞, 设计0.05PV (53.22104m3) 。

3 开发状况

3.1 注聚前开发状况

区块总体上表现为“强注强采, 水淹严重, 大孔道发育, 剩余油分布零散”的特点。

3.1.1 平面水淹严重

根据西区Ng331单元二元复合驱注聚前含水分级统计, 正常生产的39口井内, 含水低于90%井8口, 占总井数的21%, 含水在90-95%井11口, 含水在95-98%井10口, 其余10口井含水在98%以上, 平面水淹更严重。

3.1.2 剩余油符合正韵律油层分布特点

统计埕东西区Ng331单元近年的吸水剖面资料, 油层顶部每米相对吸水量平均3.1%, 中下部每米相对吸水量平均17.6%, 证实了正韵律油层剩余油分布特点, 即油层中下部水淹严重, 剩余储量小, 顶部水驱动用程度低, 剩余储量大。原油动用主要在底部, 上部动用程度低, 剩余储量大, 油层中上部是下一步挖潜的主要层段。

3.2 目前开发状况

与投注二元前相比, 油井综合含水由96.9%下降到94.8%, 降低2.1%, 日油水平由103t/d上升到172t/d, 上升了69t/d。累增油47738吨, 提高采收率0.83%。

目前二元区见效井24口, 见效率42.1%, 见效井的见效类型以含水波动下降型为主, 共19口, 占总见效井的86.4%, 见效井主要分布在采出程度低、注采关系对应好的部位。

4 现状分析

4.1 注入水对注聚质量的影响

二元复合驱采用清水配制母液, 污水调配的注入方式, 清水采用黄河水, 污水采用埕东联合站经处理后的地层采出水。由于2012年4月注聚井井口粘度出现较大程度下降, 平均粘度由67MPa.s下降为36MPa.s, 采油院与河口采油厂联合对二元复合驱注聚站用水水质情况进行了现场对比化验, 将母液和污水按1:2配比, 化验结果为污水含硫为0时粘度为57MPa.s, 污水含硫2.6mg/l时粘度为17.3MPa.s, 证明含硫量对粘度影响很大。为此, 在注水站安装了污水脱硫处理装置, 连续加消硫保粘剂, 实施连续杀菌, 降低了污水含硫量, 保证了注入质量。

4.2 大孔道相对发育, 见聚井多

二元区累计见聚井数10口, 见聚井具有见聚浓度高、见聚速度快的特点。平均见聚浓度1026mg/l, 最高见聚浓度2200mg/l。多数见聚井未见效先见聚, 除C27-83见效后窜聚外, 其余窜聚井未见到效果就窜聚。见聚速度快的井C71和C23-C12见聚速度为1.9m/d、1.4m/d。

4.3 油井见效特征

采出程度低、压力上升幅度大的西部区域见效情况好于其他区域, 高采出程度区域见效进度慢。西部区域采出程度仅36.7%, 压力较注聚前上升4.2MPa, 北部和南部区域采出程度49%, 北部区域压力上升1.2MPa, 南部上升0.9MPa。

5 存在问题及下步措施

5.1 存在问题

5.1.1埕东二元区效果不是很理想, 见效区域集中在“点”上, 未出现大面积见效, 主要原因是采出程度高, 累积注入倍数高, 剩余油饱和度偏低。

5.1.2局部大孔道发育, 见聚井多。从注二元来以来, 出现的见聚井中2口低浓度见聚井经过控液之后目前不见聚, 2口井见聚浓度平均在150mg/l左右, 3口转注, 还有3口高浓度窜聚井目前停产。

5.1.3水质不稳定, 影响注入效果。二元复合驱区于2012年起使用采油院的生物复合稳粘技术。在曝氧池中加入微生物除硫, 并在曝氧装置出口加入生物复合稳粘剂。由于药剂加入不稳定, 含硫波动大, 引起注入井粘度变化。

5.2 下步措施

5.2.1剩余油饱和度低, 层内大孔道发育, 需进一步堵水调剖。针对二元驱单元地层大孔道发育严重的特点, 结合对大孔道的描述以及以往现场实施的经验和效果, 现场施工决定采用不同特性的“高强度聚合物凝胶体系和固结类膨胀调剖体系”组合堵剂、分段塞注入深部调剖工艺, 进一步增强对地层的封堵能力, 达到有效改善注聚剖面、提高注聚效果的目的。

目前注聚井的平均油压是10.3MPa, 视吸水指数9.7m3/MPa, 油压低于8MPa的有5口井, 需要实施水井调剖。

5.2.2 二元区内部分井因套坏影响正常生产, 下步对套坏井钻更新井。部分区域井网不完善, 有待钻新井完善注采井网。

5.2.3 跟踪监测污水水质, 确保污水水质合格, 降低注入水杂质、铁离子含量、硫含量和矿化度, 提高注聚井粘度。

5.2.4针对井组液量分布不均衡、调配效果不明显的情况, 为提高低液井的液量, 对井组内高液量井实施控液, 改变注入井的流向, 提高低液井能力。

5.2.5 为均衡平面采液强度, 防止聚合物窜流, 对高液量井采取电泵转抽控制液量, 低液量井采取防砂、检泵等措施提高产液量。

摘要：埕东西区Ng331层2010年开始实施二元复合驱开发, 针对三高后期非均质性较强油藏利用聚合物+活性剂方式驱提高采收率, 在河口采油厂是首例, 该单元注二元后效果的好坏直接关系到采油厂下步能否在埕东东区、飞雁滩油田实施三采。目前对二元驱油藏注入过程中注入、采出特征研究较少, 而注入、采出特征研究直接影响并决定着注二元效果, 因此, 文章对埕东西区二元复合驱注采特征进行分析研究。通过综合研究, 更科学、合理地指导油田开发, 提高该单元整体开发水平和经济效益。

关键词：二元复合驱,埕东油田,采收率

参考文献

[1]季敏, 郭文学, 刘斌.埕东西区二元复合区开发效果分析[J].内江科技, 2013, 1 (15) :23-24.

二元驱体系 第5篇

关键词：复合驱油体系,驱油机理,采出液

1 复合驱驱油机理

1.1 提高采收率机理

表面活性剂/聚合物二元复合驱是是在表面活性剂体系中加入聚合物, 组成二元复合体系, 其主要机理是驱油体系中的表活剂、驱替液与被驱替的原油在油层中形成超低界面张力, 使得被油层毛管力束缚的原油活化而能被驱替, 同时调整了流度比, 将活化的原油驱出, 因此二元复合驱油体系有着很高的驱油效率。

1.2 聚合物驱油机理

聚合物可以增加注入水的粘度, 降低油水流度比, 提高波及效率。

1.3 表面活性剂驱油机理

1.3.1 降低油水界面张力

如果要明显提高油藏的微观驱油效率, 使被捕集的油流动, 必须使毛管数增加3~4个数量级。通过降低油水界面张力, 可使毛管数大幅度增加。毛管数的变化会改变油水相渗曲线, 毛管数增加可降低剩余油饱和度, 进而提高原油采收率。

1.3.2 改变岩石的润湿性

油藏流体在岩石中的分布和流动受岩石的润湿性控制。通过改变岩石的润湿性, 使油水的相对渗透率向有利于油流动的方向改变。

2 油矿二元复合驱状况

油矿自2009年7月开始对中心平台实施聚合物/表面活性剂二元复合驱, 目的是相对于之前单纯注聚合物驱进一步提高注入水的波及效率, 改善水驱效果, 提高水驱采收率。目前油矿中心平台共有4口注水井, 8个注水层位实施了二元复合驱。油矿自2007年10月对中心平台进行单纯注聚合物驱, 取得了明显的效果, 截止2009年7月二元复合驱开始前油田综合含水由76%下降至70%。截止目前, 部分注水井实施二元复合驱已4年, 油矿中心平台综合含水率仍然控制在72%左右, 可见聚合物/表面活性剂二元复合驱取得了明显的效果。

微观模型显示水驱、聚驱、聚合物+表面活性剂二元复合驱, 孔隙中的剩余油依次减少, 表明二元复合驱较聚驱和水驱具有更好的驱油效率。

3 对生产流程的影响

经过四年的试验结果表明, 聚合物/表面活性剂二元复合驱在提高注入水波及效率, 改善水驱效果和提高水驱原油采收率上取得了明显的效果, 但是部分生产井出聚对平台原油、污水及注水系统带来的隐患却不容乐观。

3.1 对原油处理的影响

(1) 由于聚合物的增粘驱油机理使含聚的采出液水相粘度增高, 油水沉降过程中, 油滴和水滴间相对移动的阻力增大, 移动速度减缓, 导致油水分离速度减慢。

(2) 负电的聚合物分子吸附于油珠和悬浮颗粒表面, 使油珠和颗粒间静电斥力增加, 难以聚并和絮凝, 严重影响油与水、油与悬浮物、水与悬浮物的沉降分离。

(3) 聚合物浓度改变了原油乳状液在电场中的导电特性, 聚合物含量越多, 原油导电率越高, 电流值越大, 易造成水链短路, 影响脱水电场。现场表现为:电脱水器V-104的油水乳化层过厚, 进而污水含油过高, 甚至导致电脱掉电, 大大影响电脱水器的脱水效果。

锦州9-3油矿油层采出液所含聚合物对原油处理的影响, 现场的表现为:游离水分离器V-102、断塞流捕集器V-106和原油热处理器V-103污水含油偏高, 当流程紊乱时, 原油热处理器V-103的水相必需排入闭排T-102, 停掉污水输送泵, 当流程稳定时, 重新建立水相液位;当各级分离器脱水效果都很差时, 电脱水器V-104会因为电流过大造成水链短路而掉电, 这时就需要逐级分离器排放, 待分离效果变好后, 再将电脱水器送电。期间含水较多的原油已经进入除油沉箱, 之后需要扫出舱底水进入闭排, 再将闭排液泵入流程进行进一步处理。这就需要现场工作人员按时对各级分离器的底部进行排放。

3.2 对污水流程的影响

聚合物对含油污水处理的影响主要体现在:采出水中含有聚合物, 会使含油污水的粘度增加。粘度的增加会增大水中胶体颗粒的稳定性, 使污水处理所需的自然沉降时间增长。化学絮凝效果变差。由于阴离子型聚合物的存在, 严重干扰了絮凝剂的使用效果, 使絮凝作用变差, 大大增加了药剂的用量。这就需要:

(1) (反相) 破乳剂、清水剂的优化 (现已经找到了比较合适的化学药剂)

(2) 加药点优化改造:在原油二级处理前增加破乳剂加入点, 在斜板前增加清水剂加入点。 (两项整改已经完成) 。

污泥量大, 过滤与滤料反冲洗难度加大。由于聚合物吸附性较强, 携带的泥沙量较大, 大大缩短了反冲洗周期, 增加了反冲洗的工作量。核桃壳过滤系统F-301A/B/C采用两用一备、双介质过滤系统F-303A/B/C采用两用两备, 目前每天反冲洗6台次, 滤料一年更换两次。以前每天反冲洗2台次;滤料一年半更换一次。

4 结论

(1) 二元驱吸水状况及剩余油动用状况将得到有效改善, 二元复合体系能够在聚驱的基础上大幅提高采收率。

(2) 二元体系无法从根本上改善聚驱后的波及面积, 无法形成液流转向, 但是其强大的洗油功能对非均质程度不特别严重的未波及区域具有一定作用, 相对开采时间要长。

(3) 新的复配体系的进入, 会给原油和污水的处理带来新的难度, 需提早介入, 防患未然。

参考文献

[1]陈大钧.油气田应用化学[M].北京:石油工业出版社, 2006:325-347

二元驱体系 第6篇

关键词：无碱二元驱,粘度损失率,聚合物母液,目的液

1 前言

辽河油田10亿多吨的注水开发储量进入开采中后期, 濒临废弃, 标定采收率只有34.9%。为保证辽河油田千万吨稳产, 辽河油田开展了化学驱技术攻关, 历时三年, 辽河化学驱实现了从强碱、弱碱到无碱的重大跨越。辽河油田锦16块是无碱二元驱率先获突破的区块, 目前, 锦16块二元驱试验区块日产油350吨, 综合含水83%。较水驱开发产量增加了11.6倍, 含水率下降了13.5%, 达到中石油同类油藏开采的最好水平。

无碱二元驱地面工艺的核心技术是控制聚合物溶液的粘度损失率, 粘度损失率增加会导致驱油效果下降, 同时增加运行成本。根据测算, 无碱二元驱地面工艺每增加1%粘度损失率, 开采1吨原油将增加5.37元药剂成本, 因此需要采取多种技术手段相结合降低地面工程粘度损失。

2 无碱二元驱地面工程配制、注入工艺

锦16块Ⅱ层系部署24个注入井组, 区块整体位于大凌河河套内, 由于受大凌河的影响本工程将聚合物母液配制站与注入站分开布置。在大凌河河套内新建注入站;在大凌河河套外新建聚合物母液配制站。配制站配制的聚合物母液通过母液管线输送到注入站, 在注入站与二元驱污水配制成目的液, 再经静态混合器充分混合后注入目的井。工程总投资1.24亿元。

2.1 聚合物母液配制工艺

(1) 配制聚合物母液水源

欢三联软化污水进入储水罐, 经储存、杀菌后由供水泵提升至0.72MPa后输送至聚合物分散溶解装置溶解聚合物干粉。同时欢三联来二元驱污水经杀菌后也输至注入站, 为注入站提供高压掺水水源。

(2) 聚合物干粉分散及熟化工艺

分散溶解装置主要由储料斗、下料器、水射器、混合箱, 螺杆泵等组成。聚合物干粉 (每袋75kg) 由吊车吊到储料斗上方, 将聚合物干粉倒入储料斗, 经下料器精确计量后 (下粉量控制在±2%) 进入水射器, 由供水泵提升的软化污水在水射器装置形成一股环状高压射流, 将聚合物干粉带入混合箱, 再由转输泵提升进熟化罐, 聚合物熟化时间2h。为了使母液在熟化罐熟化过程中更加彻底, 在熟化罐顶端装有双螺带螺旋桨, 螺旋桨转数每分钟10-19转。熟化完成后的聚合物母液由外输泵 (螺杆泵) 增压, 经两级过滤器过滤, 滤除鱼眼及杂质, 通过聚合物母液管线输送到注入站。

(3) 恒浓度表面活性剂掺入工艺

在配制站将表活剂原液按目的液表面活性剂浓度直接掺入聚合物母液去熟化罐管线及二元驱污水去注入站管线, 实现目的液表面活性剂浓度恒定。

2.2 目的液注入工艺

注入流程采用单泵对单井和单泵对多井两种注入工艺。

(1) 单泵对单井注入工艺

单泵对单井注入工艺是每一台注入泵对着一口注入井。配制站来聚合物母液经注入泵升压至16MPa后经单流阀及手动控制阀, 再经流量计计量后进入静态混合器的母液进口端;同时从配制站来二元驱污水经高压掺水泵提升至16MPa后进入配水汇管, 在每一根高压水支管上均装有手动阀、流量计、电动阀及单流阀, 二元驱污水通过高压阀组分配后进入静态混合器高压水进口端, 两种液体按要求形成定比例、定量的目的液再经静态混合器充分混合后去目的液注入井口注入地下。

(2) 单泵对多井注入工艺

配制站来聚合物母液经注入泵升压至16MPa, 经单流阀、手动控制阀、流量计计量后进入配聚汇管 (多井母液调节装置) , 在汇管上的每一根母液支管上均装有手动阀、流量计、低剪切调节器及单流阀, 母液经多井母液调节装置分配后进到静态混合器母液进口端;同时从配制站来二元驱污水经高压掺水泵提升至16MPa后进入配水汇管, 在每一根高压水支管上均装有手动阀、流量计、电动阀及单流阀, 二元驱污水通过高压阀组分配后进入静态混合器高压水进口端, 两种液体按要求形成定比例、定量的目的液再经静态混合器充分混合后去目的液注入井口注入地下。

3 配注工艺采用的新设备及应用评价

3.1 分散溶解装置

分散溶解采用水环流喷射式结构的射流混合器, 水、粉分散效果好、混合均匀, 不结团, 不产生“鱼眼”。与风送型分散溶解装置相比维护量小, 使用寿命长, 无运行噪音。

分散溶解装置选用PID闭环控制, 下料器采用变频调节, 混配浓度精度高, 误差小。通过监测水的流量即时控制下料器的给料量, 从而保证了水与聚合物干粉的配比, 整套装置采用PLC控制生产流程。

投产评价:自动化程度高, 技术先进, 性能稳定, 运行可靠。

3.2 双螺带搅拌器

熟化罐选用的双螺带式搅拌器, 搅拌死角小, 熟化彻底。搅拌机轴转速为10~19rpm, 叶片外边缘线速度为1~5m/s, 粘度损失不超过1%。用双螺带式搅拌器代替现有的双层桨叶螺旋推进器, 可增加混合效果, 使混合液在搅拌器的推动下, 既有翻转运动, 又达到翻腾起伏后浪推前浪的作用, 使整个液体都搅动起来, 可消除鱼眼和粘团。双螺带搅拌器熟化2h的母液粘度曲线与螺旋推进式搅拌器熟化3h的母液粘度曲线以及传统螺旋推进式搅拌器熟化4h的母液粘度曲线基本重合, 说明双螺带搅拌器缩短熟化时间对聚合物粘度降解不产生影响。

投产评价:双螺带式搅拌器搅拌均匀, 混合效果好, 熟化彻底。

3.3 新型母液过滤器

聚合物母液过滤一般采用钢网式过滤器, 本工程采用的是针毡面料制成的滤袋, 不仅具有柔韧性好, 结构简单, 安装及储存方便的特点, 而且滤孔均匀, 纳污能力强, 对聚合物母液剪切小。

投产评价:投产初期运行母液过滤器起到了一定的过滤效果, 但对聚合物母液剪切比较大, 根据锦16块高渗透的特殊地质情况, 目前生产部门已取消了母液过滤器的运行。

3.4 杀菌器

杀菌器是采用瑞典LEMUPZ-D杀菌器, 该杀菌技术属于物理杀菌法, 它包括电化学、陶瓷氧化和光催化三个主要技术组成。主要通过对细菌代谢系统的破坏、对细菌细胞壁的破坏以及对细菌DNA的破坏, 从根本上杀灭细菌。该装置对水质要求低, 运行费用低 (处理成本为0.035元/m3) , 没有二次污染, 杀菌性能优 (特别对SRB菌有强烈的杀菌效果) 。

投产评价:杀菌器杀菌效果达到设计要求, 运行可靠, 但设备质量还有待于加强, 投产一年三次维修。

4 无碱二元驱地面工程粘度损失控制技术

“锦16块二元驱工业化试验地面工程”于2011年成功投产, 经过近3年的试验和持续改进, 地面工程粘度损失率从投产初期的78%降低至目前的22%, 取得了良好的经济效益。

4.1 投产初期无碱二元驱地面工程粘度损失率分析

根据各节点粘度损失率统计数据, 找出了造成粘度损失的主要因素:

(1) 注入站静态混合器初期粘度损失最大, 达到30.2%。

(2) 注聚泵初期粘度损失达到17%。

(3) 母液长输管线初期粘度损失达到18.1%。

(4) 单井注入管线初期粘度损失达到12.7%。

4.2 无碱二元驱地面工程粘度损失控制技术

(1) 针对聚合物母液与高压污水混和均匀度差、粘度损失率高的问题, 采用了新型两相汇流装置和低剪切静态混合器, 经过现场调试后, 静混器后端和注入井口粘度均大幅上升。

(2) 针对注聚泵粘度损失率过高的情况进行分析, 过滤器滤芯为20目的钢丝网眼, 对聚合物溶液的物理剪切很大, 拆除后粘度损失率减少14.6%。

(3) 聚合物母液管线为钢骨架聚乙烯复合管, 该管线在经济流速下 (不大于0.5米/秒) , 粘度损失率应为2%左右, 母液外输管线粘度损失率应在5%以内, 而实际粘度损失率18.1%, 分析造成粘损的几种可能性:管线穿越地形复杂, 弯头较多 (15个左右) ;管线内有异物;介质在管线内流速过缓 (0.22米/秒) , 滞留时间长 (近3小时) , 聚合物在地面熟化时间共计6.5小时, 导致聚合物溶液抗机械剪切性能变差。

针对聚合物母液管线粘度损失率大的情况, 采取了2项措施降低粘度损失率: (1) 设计并增建母液管线投球扫线流程, 实施扫线措施, 清除管线内可能存在的异物, 降低管线造成的粘损。 (2) 7月上旬, 将1个熟化罐切为备用, 熟化时间降低为3.5小时;8月下旬, 切2个熟化罐为备用, 熟化时间降为2小时13分钟, 配制站出口粘度平均上升了40mpa.s。

(4) 针对单井注入管线粘损较大的状况, 采取了2项措施降低粘度损失率: (1) 在注入站增建反冲洗工艺, 解决站内注入管线和设备长时间运行后积垢问题。 (2) 改造注入井口取样工艺取代目前在用取样器, 解决取样器取样误差大、操作复杂、冬季冻堵等困难。

结语

实施产量结构调整, 提高稀油、高凝油产量, 是辽河油田公司效益发展的重要途径。辽河油田无碱二元驱作为三次采油前沿技术, 成为这类油藏延长寿命的上佳选择, 是油田今后提高采收率技术发展方向。无碱二元驱地面工程的核心技术是控制聚合物溶液的粘度损失率, 通过对无碱二元驱地面工艺各节点粘度损失率的统计、分析并采取相应的技术措施, 可以有效降低无碱二元驱地面工艺粘度损失率, 进而提高驱油效果, 降低油田开发成本。

参考文献

[1]杨兆麟, 孙晓明, 毛翠玲, 等.锦16块二元驱工业化试验工程设计[J].油气田地面工程, 2013, 32 (01) :52-54.

二元驱体系 第7篇

关键词：聚合物/表活剂二元驱,均质模型,非均质模型,注入方式,采收率

聚合物/表活剂二元驱利用聚合物和表活剂的协同效应,能够显著改善驱油效果,提高原油采收率[1—3]。而针对油藏特点,优化注入方式能够让二元驱发挥最大限度的驱油作用,达到最佳开发油藏效果。对于二元驱注入方式的研究具有重要的现场应用价值。

20世纪60年代,国外对二元驱的进行了大量的室内试验和矿场试验研究;在20世纪80年代,国内的胜利、新疆和大庆油田也相继开展了相关的研究[4,5]。目前,针对二元驱提高采收率方面的研究,多集中于体系中低界面张力的新型表活剂[6]、体系配方优化[7—9]、体系耐温抗盐性[10,11]、体系乳化性能[12,13]、体系稳定性能[14]。针对体系的注入方式的研究较少,而注入方式优化研究是提高采收率幅度的重要方面。

大港油田港西三区是强非均质油藏,以复杂小砂体为主[15]。主力油层为NmⅠⅡⅢ、NgⅠⅡ,油层埋藏深度(602~1 360.8)m,原始地层压力在(9.14~12.85)MPa之间,油藏温度为53.2℃,原油密度为0.920 4 g/cm3,地下黏度为28.2 m Pa.s,凝固点为(-12.1~15.8)℃,含蜡为9.1%,胶质及沥青质含量为14.6%,地层水为Na HCO3型,地层水总矿化度为13 454 mg/L,孔隙度在3.06%~46.8%之间,平均为29.58%;渗透率在0.6~16423×10-3μm2之间,平均为674.47×10-3μm2,主力砂体的变异系数主要集中0.7左右。

结合港西三区油藏,针对均质和非均质模型分别设计了7种注入方式的室内流动实验。为体现聚合物/表活剂二元驱较好的提高采收率方面的优势,同时确定了二元驱作为港西三区最佳注入方式,为更高效,更经济地开发油藏提供了重要的指导作用。

1 实验材料和方法

1.1 材料

聚合物:2.5×108万分子量的聚合物HPAM(北京恒聚化工集团);表活剂:DWS-3(大港油田采油工艺研究院);注入水和地层水:注入水6 726 mg/L、地层水13 454 mg/L(大港油田港西三区);油砂:油井洗井返排油砂(大港油田港西三区);港西三区地下原油。

1.2 仪器

100DX型双计量泵:TELEDYNE美国ISCO公司,压强量程为(0~20 000)PSi,精确流速为±0.5%;活塞容器ZR—3:海安发达石油仪器科技有限公司,400 m L/70 MPa;热鼓风干燥箱:上海市实验仪器总厂,(0~300)℃;电子天平:常州市宏衡电子仪器厂,YP300001,最大量程为30 000 g,精度为0.1 g,尺寸为(260×300)mm;单相电容运转电动机:天津市中环天虹微电机有限公司;搅拌机。

1.3 方法和步骤

1.3.1 化学剂配制

(1)表活剂配制:将DWS—3表活剂加入现场注入水中,配制质量分数为0.2%的表活剂溶液。

(2)聚合物配制:将聚合物HPAM加入现场注入水中,在搅拌机下搅拌3 h,配制1 800 mg/L聚合物HPAM溶液。

(3)二元驱配制:将DWS—3表活剂加入现场注入水中,配制质量分数为0.2%的表活剂溶液;将聚合物HPAM加入质量分数为0.2%的表活剂溶液中,在搅拌机下搅拌3 h,配制1 800 mg/L聚合物HPAM溶液;形成质量分数0.2%表活剂DWS-3+1 800 mg/L聚合物HPAM二元驱。

1.3.2 模拟油的配制

将港西三区原油用煤油进行稀释,稀释到53℃时模拟油黏度为28.2 m Pa·s。

1.3.3 模型制作

(1)均质模型。

(1)将港西三区油井洗井返排油砂粉碎后用苯/乙醇清洗干净、放入80℃热鼓风干燥箱中烘干24h。(2)将烘干后的粒度相同的油砂在相同的压实程度的条件下,填充到(4.5×1.5×30)cm3胶结模型中,在电子天平上称干重。(3)将模型中在单相电容运转电动机作用下抽真空24 h,然后采用现场地层水饱和模型中的油砂12 h。(4)称量模型的湿重,计算孔隙体积。(5)利用注入水测定初始渗透率,选取集中在1 000×10-3μm2的7个模型。

(2)非均质模型。

(1)按照均质模型的制作方法,分别制作出水测渗透率200×10-3μm2、1 000×10-3μm2、1 800×10-3μm2三种的均值模型,每种7个。(2)取1个200×10-3μm2、1个1 000×10-3μm2、1个1 800×10-3μm2组成三层的结构,层层间以点粘形式结合,结构外部采用树脂胶结。(3)得到7个尺寸为(4.5×4.5×30)cm3的模型,渗透率变异系数为0.65。

1.3.4 流动实验

(1)在53℃(港西三区油藏温度)烘箱中,将流动实验的设备连接好,如图1所示。

(2)对模型饱和模拟油,测定出水量,当试管中水的体积在3 h内基本不再增加,认为饱和油完全,计算原始含油饱和度So(含油的孔隙体积与总孔隙体积之比为含油饱和度)和束缚水饱和度Sw,并在53℃下放置12进行老化。

(3)注入水以2.0 m/D(港西三区平均水驱速度)速度进行水驱油,测定不同时刻含水率、注入压力、采收率。直到含水率达到98%时(港西三区产出液综合含水率),停止水驱,计算最终水驱油采收率。

(4)以不同的注入方式注入含相同用量的聚合物和表活剂的化学剂,且注入0.3孔隙体积倍数(PV),注入速度为2.0 m/D,测定不同时刻含水率、注入压力、采收率。待化学剂注入完后,继续水驱,然后计算化学剂驱后的最终采收率。分组如表1所示。

(5)将测定出的含水率、注入压力、采收率等数据,绘制出曲线。

2 实验分析与讨论

含水率、注入压力、采收率是油井动态分析的重要指标。含水率上升过快,注入液直接从注入井沿固定流通渠道流出采油井,无法扩大波及体积;注入压力太低,注入液提高波及体积的能力较弱,不能调节流度比,注入压力过高,注入困难,达不到配注要求;采收率是描述油量的采出程度,当其值较小,说明注入液驱油效果不佳。

针对港西三区油藏,以室内实验为主,研究了聚合物、表活剂以不同的注入方式注入时,对含水率、注入压力、采收率的影响。进而确定了港西三区油藏最佳的注入方式。

2.1 均质模型

由图2看出:均值模型中,水驱阶段,含水率开始突增;以不同注入方式注入化学剂后,含水率下降;继续水驱,含水率又上升至较高值。结合表2可得,聚合物/表活剂二元驱注入后,含水率降低幅度最大,为37.51%;表活剂驱最小,为3.3%;聚合物驱为25.0%;聚合物、表活剂分注的注入方式差别较大,主要集中在20%左右。

由图3看出:均值模型中,水驱阶段,注入压力快速下降;以不同注入方式注入化学剂后,只有表活剂驱,压力基本无变化,其他注入压力突然上升;继续水驱,注入压力慢慢下降。结合表2可得,聚合物驱的注入压力最大,为0.91 m Pa;表活剂驱最小,为0.14 m Pa;二元驱为0.74 m Pa;聚合物、表活剂分注的注入方式主要处于(0.49~0.79)m Pa。

由图4看出:均值模型中,水驱阶段,采收率缓慢上升;以不同注入方式注入化学剂后,采收率开始突升;继续水驱,采收率慢慢处于一个稳定值。结合表2可得,二元驱提高采收率幅度最大,为18.1%;表活剂驱最小,为3.2%;聚合物驱为11.2%;聚合物、表活剂分注的注入方式处于13%左右。

均质模型中,综合考虑含水率、注入压力、采收率,相对于其他的注入方式,聚合物/表活剂二元驱注入方式驱油效果最好。

2.2 非均质模型

由图5看出:非均质模型,水驱阶段,含水率突增;以不同注入方式注入化学剂后,含水率下降;继续水驱,含水率又上升至较高值。结合表2可得,聚合物/表活剂二元驱注入后,含水率的降低幅度最大,为44.12%,表活剂驱最小,为4.35%,聚合物驱为11.45%;聚合物、表活剂分注的注入方式处于15%~33%。

由图6看出:非均质模型,水驱阶段,注入压力下降;以不同注入方式注入化学剂后,只有表活剂驱,注入压力无明显变化;继续水驱,然后慢慢下降。结合表2可得,聚合物+表活剂分别注入和聚合物+表活剂分别交替二次的注入方式产生的注入压力最大,为0.56 MPa;表活剂驱最小,为0.11 MPa;二元驱为0.44 MPa;其他注入方式处于(0.4~0.51)MPa。

由图7看出:非均质模型中,水驱阶段,采收率缓慢上升;以不同注入方式注入化学剂后,采收率突升;继续水驱,采收率慢慢处于一个稳定值。结合表2可得,聚合物/表活剂二元驱提高采收率的幅度最大,为21.93%,表活剂驱最小,为2.1%,聚合物驱为15.2%;聚合物、表活剂分注的注入方式处于15.70%~19.22%。

非均质模型,综合考虑含水率、注入压力、采收率,相对于其他的注入方式,聚合物/表活剂二元驱注入方式驱油效果最好。

2.3 均质模型与非均质模型对比

在均质模型和非均质模型中,含水率、注入压力、采收率随注入液量的变化曲线基本一致,但不同的化学剂以不同的注入方式注入后,提高采收率幅度有一定的差别。变化趋势一致主要原因为:注入化学剂后,液体体系的黏度升高、油水界面张力降低、压力上升,推进前缘变得均匀,有利于在前缘形成油墙,在渗流的过程中油墙有利于孔道中残余油的启动、运移,从而达到了提高了采收率效果。聚合物/表活剂二元驱效果最好;聚合物、表活剂分注的注入方式效果次之;聚合物驱效果一般;表活剂驱效果最差。存在差别的主要原因为:二元驱将聚合物扩大波及体积和表活剂低界面张力作用同时地结合起来,协同效果明显;聚合物、表活剂分注的注入方式能一定程度上结合聚合物和表活剂的优势作用,但协同效果要弱于二元驱;聚合物驱虽有较大波及体积能力,但注入压力较高;表活剂驱降低界面张力的能力较强,但波及体积较弱,仅仅是沿着原来水驱通道运移。

由表2看出:只有聚合物+表活剂驱和聚合物驱,均质模型含水率下降幅度大于非均质模型;其他注入方式,非均质模型含水率下降幅度大于均质模型;其中二元驱差值为6.61%。只有聚合物+表活剂交替注入的注入方式,均质模型的注入压力小于非均质模型;其他注入方式,非均质模型的注入压力小于均质模型;其中二元驱差值为0.3 MPa。由图8和表2看出:只有表活剂驱,均值模型的采收率幅度大于非均质模型;其他注入方式,非均质模型采收率幅度大于均质模型;其中二元驱差值为3.83%。

两种模型存在明显差距。表活剂驱的黏度较小,其在两种模型中扩大波及体积的能力都小,基本仍然沿原来高渗透层运移,没有进入低渗透层,所以两种模型中差异很小;其他的注入方式都含有聚合物,其黏度较大,在非均质模型中更能较好地发挥其扩大波及体积的作用,不但能够进入中高渗透层,还能进入低渗透层,而低渗透层在水驱的过程中采出程度较低,启动低渗透层的油对提高采收率具有较大的贡献。

聚合物/表活剂二元驱在非均质模型中更能充分发挥其提高采收率的效果。

2.4 确定现场注入方式

聚合物/表活剂二元驱在均质模型中,其提高采收率幅度为18.1%,高于其他注入方式;在非均质模型中,为21.93%,高于其他注入方式;其在非均质模型高于非均质模型3.83%。

结合港西三区油藏的特点,并综合考虑实验中含水率、注入压力、采收率等因素,建议港西三区油藏首选聚合物/表活剂二元驱为最佳注入方式,其次采用先注聚合物、再注入表活剂的注入方式。

3 结论

(1)在均质模型和非均质模型中,与其他注入方式相比,聚合物/表活剂二元驱提高采收率的幅度最大,具有较大的提高采收率潜力。

(2)聚合物/表活剂二元驱在非均质模型中提高采收率幅度大于均质模型,因此二元驱更适合具有一定非均质性的油藏。

(3)先注聚合物,再注表活剂的注入方式提高采收率幅度稍微小于聚合物/表活剂二元驱,但其降低注入压力的效果要优于前者。