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提高采收率技術(shù)

2021/6/101提高采收率技術(shù)

2021/6/101課程主要內(nèi)容第一部分水驅(qū)油采收率分析第二部分化學(xué)驅(qū)理論及礦場(chǎng)應(yīng)用

第三部分調(diào)剖堵水與弱凝膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)的研究及礦場(chǎng)應(yīng)用第四部分氣體混相驅(qū)技術(shù)第五部分稠油熱采技術(shù)2021/6/102課程主要內(nèi)容第一部分水驅(qū)油采收率分析2021/6/102緒論Introduction2021/6/103緒論2021/6/103東部已開發(fā)的老油田大多進(jìn)入高含水階段,未開發(fā)的油田多為低滲透、特稠油、超稠油,開采環(huán)境日趨惡劣,開采成本越來越高。老油田經(jīng)過長(zhǎng)期注水開發(fā)(大慶1959年,勝利1964年),現(xiàn)在已經(jīng)進(jìn)入高含水期,目前勝利綜合含水達(dá)到89.8%。老油田注水開發(fā)的效率越來越低,如勝利油田年產(chǎn)量為2625萬噸(7.19萬噸/日),日注水61.07萬立方米,采1噸原油需注水8.49立方米。西部資源勘探程度不高,加之區(qū)域遠(yuǎn)離消費(fèi)市場(chǎng),短期內(nèi)很難做到石油探明儲(chǔ)量與產(chǎn)量的大幅度增長(zhǎng)。因此,需要繼續(xù)做好用提高采收率技術(shù)穩(wěn)定東部這篇大文章。中國(guó)提高采收率技術(shù)的必要性2021/6/104東部已開發(fā)的老油田大多進(jìn)入高含水階段,未開發(fā)的油田多為低滲透EOR分類化學(xué)驅(qū)包括:聚合物驅(qū),表面活性劑驅(qū),堿水驅(qū),及其二元、三元復(fù)合驅(qū)。氣體混相驅(qū)

包括:干氣驅(qū),富氣驅(qū),CO2驅(qū),煙道氣驅(qū)。熱力采油

包括:蒸汽吞吐,蒸汽驅(qū),火燒油層,SAGD法。油田穩(wěn)油控水技術(shù)包括調(diào)剖堵水、深部調(diào)驅(qū)技術(shù)。2021/6/105EOR分類化學(xué)驅(qū)2021/6/105中國(guó)各EOR方法所占的比例1—熱采方法(60%)2—化學(xué)驅(qū)(37%)3—混相氣驅(qū)(3%)2021/6/106中國(guó)各EOR方法所占的比例1—熱采方法(60%)2021/第一部分

水驅(qū)油采收率分析2021/6/107第一部分2021/6/107Es:宏觀波及效率(SweepEfficiency) ED:微觀驅(qū)油效率(DisplacementEfficiency)水驅(qū)油采收率=達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限時(shí)的采出油量÷地質(zhì)儲(chǔ)量,它由下式確定: 水驅(qū)油采收率水驅(qū)油采收率一般為30%—50%。2021/6/108Es:宏觀波及效率(SweepEfficiency)

表示注入的工作液在井網(wǎng)控制的油層區(qū)域內(nèi)的波及程度,包括面積波及和垂向波及。在井網(wǎng)控制的范圍內(nèi),從注入井到生產(chǎn)井油區(qū)不能被注入水完全波及到,水波及體積占該油層體積的百分比,稱為波及效率,即:注入水波及不到的地方形成剩余油。§1水驅(qū)油波及效率2021/6/109表示注入的工作液在井網(wǎng)控制的油層區(qū)域內(nèi)的波及程度,包在水波及區(qū)內(nèi)長(zhǎng)期注水,最終形成不流動(dòng)的小油滴,這些油滴成為殘余油。在宏觀水波及到的油層范圍內(nèi),微觀上仍然存在未能洗滌的殘余油。ED:表示注入工作液在波及區(qū)內(nèi)清洗原油的程度?!?水波及區(qū)內(nèi)的驅(qū)油效率2021/6/1010在水波及區(qū)內(nèi)長(zhǎng)期注水,最終形成不流動(dòng)的小油滴,這些油殘余油的類型參考:郭尚平院士的專著《物理化學(xué)滲流微觀機(jī)理》,科學(xué)出版社,1990孤島狀柱狀環(huán)狀油膜簇狀油塊盲狀2021/6/1011殘余油的類型參考:郭尚平院士的專著《物理化學(xué)滲流微第二部分化學(xué)驅(qū)理論及礦場(chǎng)應(yīng)用

專題一:化學(xué)驅(qū)(新)技術(shù)及基本驅(qū)油機(jī)理2021/6/1012第二部分2021/6/1012第一章聚合物驅(qū)PolymerFlooding2021/6/1013第一章聚合物驅(qū)2021/6/1013§1驅(qū)油用聚合物及其水溶液性質(zhì)驅(qū)油用聚合物(Polymer)——部分水解聚丙烯酰胺(PartiallyHydrolyzedPolyacrylamide,HPAM)

由聚丙烯酰胺Polyacrylamide(PAM)在NaOH作用下部分水解得到。是一種長(zhǎng)鏈高分子,通常使用粉劑,分子量一般為1000×104—2000×104,價(jià)格1.5-2萬元/噸。使用HPAM,而不是PAM,(a)為了聚合物驅(qū)替溶液增粘性的需要。(b)由于PAM在礦物表面被強(qiáng)烈吸附,使用HPAM可減少驅(qū)油過程中的吸附損失。2021/6/1014§1驅(qū)油用聚合物及其水溶液性質(zhì)驅(qū)油用聚合物(Polyme聚合物溶液的粘度單位:毫帕·秒(mPa.s)。使用Brookfield粘度計(jì)測(cè)量,一般驅(qū)油用聚合物溶液粘度需幾十mPa.s。例如,大慶油田要求40mPa.s,勝利部分油藏要求19mPa.s。聚合物溶液表觀粘度(p)是流體層間內(nèi)摩擦力的量度。2021/6/1015聚合物溶液的粘度單位:毫帕·秒(mPa.s)。使用B§2聚合物驅(qū)油機(jī)理從注入井到生產(chǎn)井:rV

ef(因?yàn)榫酆衔锶芤涸谟蛯訔l件下大多呈現(xiàn)假塑性),并且由于聚合物分子在孔隙介質(zhì)中的滯留,聚合物溶液流動(dòng)時(shí)的滲透率由Kw降低為KfM指進(jìn)退化(VD/Vf=M)驅(qū)油前緣穩(wěn)定ES。

隨著聚合物驅(qū)的進(jìn)行(r),聚合物溶液具有自動(dòng)穩(wěn)定驅(qū)替前緣的能力。2021/6/1016§2聚合物驅(qū)油機(jī)理從注入井到生產(chǎn)井:rV第二章表面活性劑驅(qū)SurfactantFlooding2021/6/1017第二章表面活性劑驅(qū)2021/6/1017§1驅(qū)油用表面活性劑EOR一般使用陰離子型表活劑(穩(wěn)定性好、吸附量小、成本低),少量使用非離子型(耐高礦化度,活性稍差),一般不使用陽離子型(因?yàn)榈貙又形綋p失大)。2021/6/1018§1驅(qū)油用表面活性劑EOR一般使用陰離子型表活劑§2微乳液性質(zhì)微乳液是由油(hydrocarbon)+水(water)+活性劑(surfactant)+助表面活性劑(co-surfactant)+鹽(electrolytes)按一定比例組成的高度分散的低張力體系。2021/6/1019§2微乳液性質(zhì)微乳液是由油(hydrocarbo混相驅(qū)(In-SituMiscibleFlooding):指油層任何位置,排驅(qū)流體與被排驅(qū)流體一經(jīng)接觸,便立即互溶混相的排驅(qū)過程。非混相驅(qū)(In-SituImmiscibleFlooding):排驅(qū)流體與被排驅(qū)流體以任何比例混合都不能互溶混相的排驅(qū)過程。部分混相驅(qū)(PartialMiscibleFlooding):注入一定量的單相活性體系,段塞前緣因被地層流體稀釋成為非混相區(qū),而后緣為混相區(qū)的排驅(qū)過程。§3微乳液驅(qū)油機(jī)理Micro-mechanismofMicroemulsionFlooding2021/6/1020混相驅(qū)(In-SituMiscibleFlooding問題:?jiǎn)蜗嗷钚泽w系或微乳液(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,A段塞被后續(xù)水(W)排驅(qū),分析段塞前、后緣流體組成變化。一.部分混相驅(qū)(PartialMiscibleFlooding)后續(xù)水WAE前緣后緣2021/6/1021問題:一.部分混相驅(qū)(PartialMiscibleFl段塞前緣A+EB,混相B+EC(O+M1),非混相C+ED(O+M2),非混相E’EBCDEAWOSM1E’M22021/6/1022段塞前緣A+EB,混相B+EC(O+M1),非混相C如果活性體系A(chǔ)與油水體系E混合生成下相微乳液(水外相),該水外相結(jié)構(gòu)不能與oil混溶,視為非混相驅(qū)。兩相流動(dòng)區(qū)水不流動(dòng)區(qū)二.就地非混相排驅(qū)油不流動(dòng)區(qū)WOSEAHighInterfacialTension(高張力體系)LowInterfacialTension(低張力體系)2021/6/1023如果活性體系A(chǔ)與油水體系E混合生成下相微乳液(水外1.高張力體系(HighIFT)問題:活性體系(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后組成變化及驅(qū)油機(jī)理。

WAE2021/6/10241.高張力體系(HighIFT)問題:WAE20WOSEA油不流動(dòng)區(qū)IFT高時(shí),油不流動(dòng)區(qū)大:2021/6/1025WOSEA油不流動(dòng)區(qū)IFT高時(shí),油不流動(dòng)區(qū)大:2021/6/驅(qū)油機(jī)理油被增溶排驅(qū),不能形成富集油帶(低效)2021/6/1026驅(qū)油機(jī)理油被增溶排驅(qū),不能形成富集油帶(低效)2021/6/2.低張力體系(LowIFT)問題:活性體系(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后組成變化及驅(qū)油機(jī)理。

WAE2021/6/10272.低張力體系(LowIFT)問題:WAE202WOSEA油不流動(dòng)區(qū)小IFT低時(shí),油不流動(dòng)區(qū)?。?021/6/1028WOSEA油不流動(dòng)區(qū)小IFT低時(shí),油不流動(dòng)區(qū)?。?021/6驅(qū)油機(jī)理油相能單獨(dú)流動(dòng),可形成富集油帶(高效)。界面張力是決定殘余油流動(dòng)、聚集的關(guān)鍵因素!2021/6/1029驅(qū)油機(jī)理油相能單獨(dú)流動(dòng),可形成富集油帶(高效)。20HighInterfacialTension(高張力體系)LowInterfacialTension(低張力體系)三.就地混相排驅(qū)A+E生成上相微乳液(油外相結(jié)構(gòu)),該結(jié)構(gòu)能與油混溶,可視為混相驅(qū)。WOS油不流動(dòng)區(qū)兩相流動(dòng)區(qū)水不流動(dòng)區(qū)EA2021/6/1030HighInterfacialTension(高張力體系1.高張力體系(HighIFT)問題:活性體系(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后組成變化及驅(qū)油機(jī)理。

WAE2021/6/10311.高張力體系(HighIFT)問題:WAE20EWOSA油相不流動(dòng)區(qū)IFT高時(shí),油不流動(dòng)區(qū)大:2021/6/1032EWOSA油相不IFT高時(shí),油不流動(dòng)區(qū)大:2021/6/10驅(qū)油機(jī)理含油相(上相微乳液)能單獨(dú)參與流動(dòng),能形成富集油帶,只不過含油飽和度很低。2021/6/1033驅(qū)油機(jī)理含油相(上相微乳液)能單獨(dú)參與流動(dòng),能形成富2.低張力體系(LowIFT)問題:活性體系(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后組成變化及驅(qū)油機(jī)理。

WAE2021/6/10342.低張力體系(LowIFT)問題:WAE202AEWOS油相不流動(dòng)區(qū)IFT低時(shí),油不流動(dòng)區(qū)?。?021/6/1035AEWOS油相不IFT低時(shí),油不流動(dòng)區(qū)小:2021/6/10驅(qū)油機(jī)理含油相(上相微乳液)能單獨(dú)參與流動(dòng),能形成富集油帶。2021/6/1036驅(qū)油機(jī)理含油相(上相微乳液)能單獨(dú)參與流動(dòng),能形成富集§3活性水驅(qū)活性水驅(qū)是以濃度小于CMC的表面活性劑水溶液作為驅(qū)動(dòng)介質(zhì)的驅(qū)油方法。采用非離子型表活劑效果好:可減少吸附損失,對(duì)地層水中高價(jià)陽離子(Ca2+、Mg2+)不敏感。將非離子型和陰離子型表活劑復(fù)合使用效果更好。發(fā)揮前者的乳化作用和后者的潤(rùn)濕、分散作用。2021/6/1037§3活性水驅(qū)活性水驅(qū)是以濃度小于CMC的表面活性劑水溶液主要驅(qū)油機(jī)理降低油水界面張力,使殘余油變成可動(dòng)油。(主要機(jī)理)改變地層表面的潤(rùn)濕性,如親油→親水。增加原油在水中的分散,形成O/W乳狀液,油滴被活性水夾帶而被采出。改變?cè)偷牧髯冃?,高粘原油,非牛頓液體性質(zhì),活性劑進(jìn)入油中,降低極限動(dòng)剪切應(yīng)力。2021/6/1038主要驅(qū)油機(jī)理降低油水界面張力,使殘余油變成可動(dòng)油。(主要機(jī)理第三章堿水驅(qū)AlkalineFlooding2021/6/1039第三章堿水驅(qū)2021/6/1039§1驅(qū)油用堿劑氫氧化鈉(NaOH):濃度0.5%-5%,50℃下的溶解度146g/100g。碳酸鈉(Na2CO3):弱堿性,50℃下的溶解度32.2g/100g。氫氧化銨(NH4OH):水中離解為離子,遇空氣易爆炸。磷酸鈉(Na3PO4):能改善潤(rùn)濕性。硅酸鈉:具有極強(qiáng)的堿性反應(yīng),常用氫氧化鈉(NaOH)和碳酸鈉(Na2CO3),選用的依據(jù)主要取決于原油的酸值和地層水質(zhì)。2021/6/1040§1驅(qū)油用堿劑氫氧化鈉(NaOH):濃度0.5%-5%,5堿與原油中的一些酸性物質(zhì)反應(yīng),生成表面活性物質(zhì),降低油水界面張力。原油性質(zhì)對(duì)堿水驅(qū)降低界面張力十分關(guān)鍵,因此在進(jìn)行方法篩選時(shí)要求對(duì)原油與堿作用的活躍程度進(jìn)行評(píng)價(jià)?!?堿水驅(qū)機(jī)理1.降低相間界面張力2021/6/1041堿與原油中的一些酸性物質(zhì)反應(yīng),生成表幾乎所有的堿水驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究中都能觀察到原油的乳化現(xiàn)象。有時(shí)它是一種穩(wěn)定的、細(xì)分散的乳狀液,有時(shí)則是粗分散、很快被破壞的乳狀液。堿水驅(qū)可以形成水包油型乳狀液,也可以形成油包水型乳狀液。2.乳化作用2021/6/1042幾乎所有的堿水驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究中都能觀察到原油的乳化現(xiàn)象。有時(shí)它是3.引起“原油—巖石—水”體系潤(rùn)濕性的變化儲(chǔ)集巖石的潤(rùn)濕性決定著其內(nèi)殘余油的分布特點(diǎn),在優(yōu)先水濕的地層中,殘余油被滯留在大孔隙變狹窄的地方,那里的驅(qū)替壓力梯度低于毛管壓力梯度。在優(yōu)先油濕的儲(chǔ)層中,原油沿巖石表面呈薄膜狀分布。2021/6/10433.引起“原油—巖石—水”體系潤(rùn)濕性的變化儲(chǔ)集巖石的第四章復(fù)合驅(qū)2021/6/1044第四章復(fù)合驅(qū)2021/6/1044由兩種或兩種以上的化學(xué)劑混合使用,利用它們之間的協(xié)同效應(yīng)的驅(qū)油方法。既提高波及效率,又可提高驅(qū)油效率,從而大幅度提高采收率。如:泡沫驅(qū):表面活性劑+水+氣相二元復(fù)合驅(qū):P+S,P+A三元復(fù)合驅(qū):A+S+P(ASP)多元復(fù)合驅(qū):A+S+P+Foam(ASPF)復(fù)合驅(qū)簡(jiǎn)介2021/6/1045由兩種或兩種以上的化學(xué)劑混合使用,利用它們之間的協(xié)同第二部分化學(xué)驅(qū)理論及礦場(chǎng)應(yīng)用專題二:驅(qū)油(新)體系的研制及室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)2021/6/1046第二部分2021/6/1046第一章聚合物驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)2021/6/1047第一章2021/6/1047當(dāng)前驅(qū)油用聚合物HPAM存在的問題——因此,研制抗溫、抗鹽、耐剪切的新型聚合物是目前化學(xué)驅(qū)領(lǐng)域的研究熱點(diǎn)??果}性差抗溫性差抗剪切性差耐堿性差化學(xué)用量大2021/6/1048當(dāng)前驅(qū)油用聚合物HPAM存在的問題——因此,研制抗溫、抗疏水締合聚合物NAPs主劑是由丙烯酰胺、丙烯基單體、陽離子疏水單體在新型氧化還原條件下聚合而成。疏水締合聚合物(HydrophobicallyAssociatingPolymers):通過疏水締合作用,使分子間和分子內(nèi)產(chǎn)生締合結(jié)構(gòu),提高耐鹽性能。一.驅(qū)油用新型締合聚合物2021/6/1049疏水締合聚合物NAPs主劑是由丙烯酰胺、丙烯基單體、梳型締合聚合物星型締合聚合物2021/6/1050梳型締合聚合物星型締合聚合物202二.聚合物驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)常規(guī)性能評(píng)價(jià)特殊性能評(píng)價(jià)注入性能評(píng)價(jià)驅(qū)油效果評(píng)價(jià)2021/6/1051二.聚合物驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)常規(guī)性能評(píng)價(jià)2021/6/1051第二章

ASP復(fù)合驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)2021/6/1052第二章2021/6/1052表面活性劑的來源和價(jià)格是決定ASP復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)應(yīng)用的制約條件表面活性劑石油磺酸鹽需要實(shí)現(xiàn)國(guó)產(chǎn)化。降低界面張力的能力需要達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)。需要有良好的配伍性。表面活性劑的高成本限制了ASP復(fù)合驅(qū)的礦場(chǎng)應(yīng)用。2021/6/1053表面活性劑的來源和價(jià)格表面活性劑石油磺酸鹽需要實(shí)現(xiàn)國(guó)產(chǎn)化。2ASP體系粘濃關(guān)系在油層溫度和水質(zhì)礦化度條件下,保持表面活性劑和堿濃度不變,測(cè)定不同聚合物濃度下的ASP體系粘度。HPAM濃度,mg/L120014001600180020002200粘度,mPa.s13.917.822.127.931.640.5體系配方:大慶聚合物HPAM+0.3%TDS+1.2%NaOH實(shí)驗(yàn)條件:45℃,大慶污水2021/6/1054ASP體系粘濃關(guān)系在油層溫度和水質(zhì)礦化度條件下,保持新型締合聚合物+0.3%TDS+1.2%NaOHNAPs濃度,mg/L20040060080010001200粘度,mPa.s3.49.520.041.565.4>100NAPs濃度mg/L192385577769962粘度mPa.s5.113.230.365.8>100新型締合聚合物+0.3%ORS41+1.2%NaOH2021/6/1055新型締合聚合物+0.3%TDS+1.2%NaOHNAPs要使ASP溶液體系的粘度達(dá)到40mPa.s,大慶HPAM需2200mg/L,而NAPs僅需800mg/L左右。可見,在ASP驅(qū)中,用新型締合聚合物代替聚丙烯酰胺,體系粘度完全可以達(dá)到應(yīng)有效果,且用量大大減少。2021/6/1056要使ASP溶液體系的粘度達(dá)到40mPa.s,大慶HPASP體系粘堿關(guān)系新型聚合物濃度Cp=1000mg/l,大慶油層污水,45℃,耐堿性優(yōu)良,且具有一定的堿增粘性。在油層溫度和礦化度條件下,測(cè)定一定ASP體系粘度隨堿濃度的變化關(guān)系,評(píng)價(jià)體系的耐堿性能。2021/6/1057ASP體系粘堿關(guān)系新型聚合物濃度Cp=1000mg/粘度—表面活性劑濃度關(guān)系ORS41濃度,ppm02550751002003001000mg/L聚合物+表活劑17.2/19.5(8h)10.3/11.2(8h)29.5/31.5(8h)22.6/25.4(8h)12.2/14.9(8h)15.6/17.6(8h)19.1/20.3(8h)在油層溫度和礦化度條件下,測(cè)定ASP體系粘度隨表面活性劑濃度的變化關(guān)系,評(píng)價(jià)體系與表面活性劑的相互作用關(guān)系。45℃,大慶污水:2021/6/1058粘度—表面活性劑濃度關(guān)系ORS41濃度,ppm0255075

聚合物濃度mg/L時(shí)間,天192385577769962CDCDCDCDCD04.15.15.813.211.330.316.265.831.3>10074.26.45.117.412.152.815.3>10028.9>100266.15.17.117.319.758.324.2>100/>100增加百分率48.8022.431.074.392.449.4///ASP體系老化穩(wěn)定性2021/6/1059CDCDCDCDCD04.15.15.813.211.33ASP體系界面張力聚合物濃度,mg/L200400600801000NAPs體系IFT

mN/m2.13610-21.91510-21.86410-22.10610-21.83910-2大慶HPAM體系IFT

mN/m2.55910-21.98710-22.52410-22.25810-22.11310-2對(duì)ASP體系來說,界面張力評(píng)價(jià)結(jié)果表明,NAPs的略低于大慶HPAM的。聚合物濃度對(duì)ASP(塔底油表活劑)體系與大慶原油界面張力的影響:2021/6/1060ASP體系界面張力聚合物濃度,mg/L20040060080ASP體系的配伍性聚合物濃度1923855777699621天√√√√√2天√√√√√5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√表A聚合物濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響單位:mg/L2021/6/1061ASP體系的配伍性聚合物濃度1923855777699621表BNaOH濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響注:體系0.3%ORS41+769mg/L,(地層模擬水,45℃)NaOH濃度,%0.30.60.91.21.51天√√√√√2天√√√√√5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√2021/6/1062表BNaOH濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響NaOH濃度,表C表面活性劑ORS41濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響Cp均為769mg/L,NaOH濃度1.2%,(地層模擬水,45℃)ORS41濃度,%0.30.60.91.21.51天√√√√√2天√√√√√觀5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√2021/6/1063表C表面活性劑ORS41濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響ORS阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)巖芯號(hào)φ

(%)水測(cè)滲透率

(10-3μm2)注入速度

(m/d)阻力系數(shù)殘余阻力系數(shù)56-227.84310193.9611.314.8956-328.7787883.9913.834.94新型締合聚合物有較高的殘余阻力系數(shù)2021/6/1064阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)巖芯號(hào)φ

(%)水測(cè)滲透率

(10-3ASP體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)巖芯號(hào)孔隙體積cm3孔隙度%含油飽和度

%水驅(qū)采收率%(OOIP)ASP提高

采收率

%(OOIP)人造56-113.5628.63575.9651.4623.69人造56-413.6428.60068.9148.9421.28人造36-3-312.7135.5770.8155.5626.67*人造39-3-110.2728.3371.0852.0523.29*天然1947.30617.7654.7545.0022.50新型締合聚合物ASP體系可比水驅(qū)提高采收率20%OOIP以上,與大慶部分水解聚丙烯酰胺ASP驅(qū)油體系的驅(qū)油效果相當(dāng)。2021/6/1065ASP體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)巖芯號(hào)孔隙體積孔隙度含油飽和度

%水?dāng)U散彌散系數(shù)請(qǐng)參考:化學(xué)驅(qū)過程中的擴(kuò)散彌散機(jī)理研究[J].石油勘探與開發(fā),2000,27(3):40~432021/6/1066擴(kuò)散彌散系數(shù)請(qǐng)參考:2021/6/1066第二部分化學(xué)驅(qū)理論及礦場(chǎng)應(yīng)用

專題三:聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)與效果評(píng)價(jià)2021/6/1067第二部分2021/6/1067聚合物驅(qū)原方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)2021/6/1068聚合物驅(qū)原方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)2021/6/10682021/6/10692021/6/1069第三部分

深部調(diào)驅(qū)技術(shù)與調(diào)剖堵水技術(shù)的研究及礦場(chǎng)應(yīng)用2021/6/1070第三部分2021/6/1070第一章弱凝膠和CD膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)2021/6/1071第一章2021/6/1071膠態(tài)分散凝膠體系(ColloidalDispersionGels):由低濃度的聚合物/交聯(lián)劑(聚合物濃度通常在300-800mg/L之間)形成的、以分子內(nèi)交聯(lián)為主分子間交聯(lián)為輔的、具有非三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的弱交聯(lián)體系。弱凝膠(weakgel):由低濃度的聚合物/交聯(lián)劑(聚合物濃度通常在800-1200mg/L之間)形成的、以分子間交聯(lián)為主分子內(nèi)交聯(lián)為輔的、具有非三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的弱交聯(lián)體系。我們通常將上述弱交聯(lián)體系統(tǒng)稱為弱凝膠。這樣的弱交聯(lián)體系在后續(xù)注入水的驅(qū)動(dòng)下會(huì)緩慢的“整體”向前“漂移”,從而具有深部調(diào)剖和驅(qū)油的雙重作用。主要體系類型:HPAM/Cr3+體系、HPAM/檸檬酸鋁體系和HPAM/有機(jī)酚醛體系。關(guān)于深部調(diào)驅(qū)技術(shù)2021/6/1072膠態(tài)分散凝膠體系(ColloidalDispersion第二章調(diào)剖堵水技術(shù)2021/6/1073第二章2021/6/1073一.水竄流機(jī)理(Mechanismofwatercrossflow)假設(shè)高滲透層已水淹,低滲透層油水前緣呈活塞式推進(jìn)到某位置Lw。水PA’PA油0

L低高PA1A2LwLo2021/6/1074一.水竄流機(jī)理(MechanismofwatercroKl油水前緣處的壓力PA高于同一垂直剖面上Kh(水區(qū))壓力PA’,注入Kl的水在前緣附近向Kh竄流,注入水無效的通過Kh,波及效率低。水PA’PA油0

L低高PA1A2LwLo2021/6/1075Kl油水前緣處的壓力PA高于同一垂直剖面上Kh(水區(qū))二.調(diào)剖與堵水方法(ProfileModificationandWaterShut-off)調(diào)剖:從注水井實(shí)施,堵水:從生產(chǎn)井實(shí)施。凝膠類堵水調(diào)剖劑:聚合物+交聯(lián)劑→凝膠。有鉻離子體系,鋁離子體系,酚醛體系等。就地聚合(共聚)類堵水調(diào)剖劑:?jiǎn)误w+引發(fā)劑+交聯(lián)劑→凝膠。

體積膨脹類堵水調(diào)剖劑。固體顆粒類堵水調(diào)剖劑。無機(jī)膠結(jié)類堵水調(diào)剖劑。2021/6/1076二.調(diào)剖與堵水方法(ProfileModification第四部分氣體混相驅(qū)技術(shù)

MiscibleDisplacementProcesses2021/6/1077第四部分氣體混相驅(qū)技術(shù)

MiscibleDisplac§1基本概念非混相驅(qū)(如氣頂注氣,補(bǔ)充地層能量,屬二次采油范疇)?;煜囹?qū):注入氣體與地層原油混相,消除界面張力,改善原油流動(dòng)性的EOR方法?!绻?qū)替流體與原油間的界面張力可以完全消除(毛管數(shù)可以趨于無限大),則殘余油飽和度可以降至最低值。2021/6/1078§1基本概念非混相驅(qū)(如氣頂注氣,補(bǔ)充地層能量,屬二次采一次接觸混相驅(qū)(first-contactmiscible,FCM):排驅(qū)氣體與地層原油以任何比例混合時(shí)便可立即達(dá)到完全互溶混相的排驅(qū)過程。如LPG。多次接觸混相驅(qū)(multiple-contactmiscible,MCM):排驅(qū)氣體在地層中推進(jìn)時(shí),多次與地層原油接觸后才能達(dá)到混相的排驅(qū)過程。包括:蒸發(fā)式多次接觸混相驅(qū)和凝析式多次接觸混相驅(qū)?;煜囹?qū)的種類2021/6/1079一次接觸混相驅(qū)(first-contactmiscible蒸發(fā)式多次接觸混相驅(qū):注入氣從原油中抽提輕質(zhì)和中間烴類組分,改變注入氣的組成(加富氣相),最終使其與原油混相。如CO2混相驅(qū),高壓干氣驅(qū),氮?dú)怛?qū),煙道氣驅(qū)。凝析式多次接觸混相驅(qū):注入氣中的輕質(zhì)和中間烴類組分凝析到原油中,改變?cè)偷慕M成(加富原油),最終使其與注入氣混相。如富氣驅(qū)。2021/6/1080蒸發(fā)式多次接觸混相驅(qū):注入氣從原油中抽提輕質(zhì)和中間烴類組分,§2混相驅(qū)機(jī)理凝析式多次接觸混相驅(qū)機(jī)理蒸發(fā)式多次接觸混相驅(qū)機(jī)理2021/6/1081§2混相驅(qū)機(jī)理凝析式多次接觸混相驅(qū)機(jī)理2021/6/108油藏流體A(T,P)RichGas一.凝析式多次接觸混相驅(qū)機(jī)理在油藏流體組成為A的地層中注入富氣G(或P),分析段塞前緣和注入端孔隙中流體組成變化。2021/6/1082油藏流體A(T,P)RichGas一.凝析式多次接觸混相注入端油藏原油不斷被注入氣體中的中等分子量烴C2-6加富,直到它(油)能夠與注入氣體混相的過程稱為凝析式多次接觸混相驅(qū)。混相發(fā)生在注入端。2021/6/1083注入端油藏原油不斷被注入氣體中的中等分子量烴C2-6段塞前緣的注入氣沿程不斷加富原油,隨著氣相中的C2-6不斷凝析到原油中,注入氣逐漸失去加富原油的能力。2021/6/1084段塞前緣的注入氣沿程不斷加富原油,隨著氣相中的C2-在油藏流體組成為A(或B)的地層中注入氣體G,分析段塞前緣和注入端孔隙中流體組成變化。二.蒸發(fā)式多次接觸混相驅(qū)機(jī)理Oil(T,P)CO2(CH4)2021/6/1085在油藏流體組成為A(或B)的地層中注入氣體G,分析P,TCO2C7+C2-6K油藏流體A油藏流體B注入氣G2021/6/1086P,TCO2C7+C2-6K油藏流體A油藏流體B注入氣G2注入氣沿程不斷抽提原油中的C2-6來加富自己,當(dāng)把氣相加富到臨界點(diǎn)K時(shí),實(shí)現(xiàn)與前方原油混相排驅(qū),稱為蒸發(fā)式多次接觸混相驅(qū),混相發(fā)生在排驅(qū)前緣。2021/6/1087注入氣沿程不斷抽提原油中的C2-6來加富自己,當(dāng)把

隨著氣體的不斷注入,注入端孔隙中的原油中的C2-6不斷被抽提,直到完全失去加富氣相的能力。2021/6/1088隨著氣體的不斷注入,注入端孔隙中的原油中的C2-6不斷通常將氣體溶劑體積分為2-3個(gè)小段塞與水交替注入,這時(shí)形成多個(gè)排驅(qū)前緣。注意:氣水比應(yīng)達(dá)到合理值,避免近似氣驅(qū)或水驅(qū)。二者以等速方式注入?!鞫瓤刂啤畾饨惶孀⑷耄╓ater-alternating-gas,WAG)§3CO2驅(qū)的流度控制方法2021/6/1089通常將氣體溶劑體積分為2-3個(gè)小段塞與水交替注入,第五部分稠油熱采技術(shù)

ThermalRecoveryProcesses2021/6/1090第五部分稠油熱采技術(shù)

ThermalRecoveryP稠油,也稱重油或高粘度原油。我國(guó)稠油資源的分布很廣,儲(chǔ)量豐富,陸上稠油、瀝青資源約占石油總資源量的20%以上。目前,已在12個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)了70多個(gè)稠油油田。稠油在油層中的粘度高,流動(dòng)阻力大,因而用常規(guī)一次采油、二次采油以及前述的化學(xué)驅(qū)、混相驅(qū)等EOR技術(shù),難以經(jīng)濟(jì)有效開采。由于稠油的粘滯性對(duì)溫度非常敏感,因而熱力采油成為強(qiáng)化開采稠油的理想方法。2021/6/1091稠油,也稱重油或高粘度原油。2021/6/1091§1稠油特性注:*指油層條件下的粘度;其它指油層溫度下的脫氣油粘度。

稠油分類主要指標(biāo)輔助指標(biāo)開發(fā)方式名稱類別粘度mPa.s相對(duì)密度g/cm3(20℃)

普通稠油Ⅰ50*(或)100-10000>0.9200注水和熱采亞類Ⅰ-150*-150*>0.9200可以先注水Ⅰ-2150*-10000>0.9200熱采特稠油Ⅱ10000-50000>0.9500熱采超稠油(天然瀝青)Ⅲ>50000>0.9800熱采——粘度最高可達(dá)100萬mPa.s以上,呈半液體半固體狀態(tài)。2021/6/1092§1稠油特性注:*指油層條件下的粘度;其它指§2注熱載體的選擇選擇原則:載熱能力強(qiáng),價(jià)格便宜且來源廣,流動(dòng)性能好。選擇依據(jù):從物質(zhì)的熱力學(xué)性質(zhì)分析?!x擇濕飽和蒸汽(300℃左右)作為理想的熱載體。2021/6/1093§2注熱載體的選擇選擇原則:——選擇濕飽和蒸汽(300℃一.地面熱損失煙道氣所攜帶的熱量散失到大氣中,占燃料產(chǎn)生熱值的20%左右。地面注蒸汽管線熱損失,占3-5%左右?!?注蒸汽過程中的熱損失2021/6/1094一.地面熱損失煙道氣所攜帶的熱量散失到大氣中,占燃料產(chǎn)生熱值二.井筒熱損失井筒熱損失是不穩(wěn)定傳熱過程,作為準(zhǔn)穩(wěn)定狀態(tài)處理。圖8-7井筒傳熱熱阻典型組成示意圖2021/6/1095二.井筒熱損失井筒熱損失是不穩(wěn)定傳熱過程,作為準(zhǔn)穩(wěn)定儲(chǔ)層的總?cè)莘e熱容(Totalheatcapacities)為:式中,M是容積熱容,kJ/m3·℃φ是以小數(shù)表示的孔隙度,ρ是密度,kg/m3S是飽和度,C是比熱,kJ/kg·℃下標(biāo)o、w、r、R分別表示油、水、巖石與含流體的儲(chǔ)層?!?油層注蒸汽加熱

(ReservoirHeatingbySteamInjection)2021/6/1096儲(chǔ)層的總?cè)莘e熱容(Totalheatcapacities§5蒸汽吞吐(PuffandHuff,SteamStimulation,CyclicSteamInjection)注氣階段,從生產(chǎn)井注2-6周的蒸汽,關(guān)井階段,“燜井”(Soak)2-7天,回采階段,自噴→下泵生產(chǎn)。

一般可進(jìn)行多次吞吐作業(yè)循環(huán)。2021/6/1097§5蒸汽吞吐注氣階段,從生產(chǎn)井注2-6周的蒸汽,2021/§6蒸汽驅(qū)

(SteamDrive)一般在蒸汽吞吐幾輪以后,進(jìn)行蒸汽驅(qū),可進(jìn)一步提高采收率20-30%。該方法消耗的熱能多、汽竄嚴(yán)重、投資大、技術(shù)復(fù)雜程度高、風(fēng)險(xiǎn)大。2021/6/1098§6蒸汽驅(qū)

(SteamDrive)一般在蒸汽吞吐幾輪§7火燒油層(In-situcombustion)蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)方法在實(shí)施過程中有大量的熱量由于傳導(dǎo)、對(duì)流和輻射而損失?;馃蛯樱↖n-situcombustion)向儲(chǔ)層中注入空氣供氧,下入加熱器加熱空氣,點(diǎn)燃原油,加熱油層,從而提高采收率。2021/6/1099§7火燒油層蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)方法在實(shí)施過程中有大量的熱量提高采收率技術(shù)

2021/6/10100提高采收率技術(shù)

2021/6/101課程主要內(nèi)容第一部分水驅(qū)油采收率分析第二部分化學(xué)驅(qū)理論及礦場(chǎng)應(yīng)用

第三部分調(diào)剖堵水與弱凝膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)的研究及礦場(chǎng)應(yīng)用第四部分氣體混相驅(qū)技術(shù)第五部分稠油熱采技術(shù)2021/6/10101課程主要內(nèi)容第一部分水驅(qū)油采收率分析2021/6/102緒論Introduction2021/6/10102緒論2021/6/103東部已開發(fā)的老油田大多進(jìn)入高含水階段,未開發(fā)的油田多為低滲透、特稠油、超稠油,開采環(huán)境日趨惡劣,開采成本越來越高。老油田經(jīng)過長(zhǎng)期注水開發(fā)(大慶1959年,勝利1964年),現(xiàn)在已經(jīng)進(jìn)入高含水期,目前勝利綜合含水達(dá)到89.8%。老油田注水開發(fā)的效率越來越低,如勝利油田年產(chǎn)量為2625萬噸(7.19萬噸/日),日注水61.07萬立方米,采1噸原油需注水8.49立方米。西部資源勘探程度不高,加之區(qū)域遠(yuǎn)離消費(fèi)市場(chǎng),短期內(nèi)很難做到石油探明儲(chǔ)量與產(chǎn)量的大幅度增長(zhǎng)。因此,需要繼續(xù)做好用提高采收率技術(shù)穩(wěn)定東部這篇大文章。中國(guó)提高采收率技術(shù)的必要性2021/6/10103東部已開發(fā)的老油田大多進(jìn)入高含水階段,未開發(fā)的油田多為低滲透EOR分類化學(xué)驅(qū)包括:聚合物驅(qū),表面活性劑驅(qū),堿水驅(qū),及其二元、三元復(fù)合驅(qū)。氣體混相驅(qū)

包括:干氣驅(qū),富氣驅(qū),CO2驅(qū),煙道氣驅(qū)。熱力采油

包括:蒸汽吞吐,蒸汽驅(qū),火燒油層,SAGD法。油田穩(wěn)油控水技術(shù)包括調(diào)剖堵水、深部調(diào)驅(qū)技術(shù)。2021/6/10104EOR分類化學(xué)驅(qū)2021/6/105中國(guó)各EOR方法所占的比例1—熱采方法(60%)2—化學(xué)驅(qū)(37%)3—混相氣驅(qū)(3%)2021/6/10105中國(guó)各EOR方法所占的比例1—熱采方法(60%)2021/第一部分

水驅(qū)油采收率分析2021/6/10106第一部分2021/6/107Es:宏觀波及效率(SweepEfficiency) ED:微觀驅(qū)油效率(DisplacementEfficiency)水驅(qū)油采收率=達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限時(shí)的采出油量÷地質(zhì)儲(chǔ)量,它由下式確定: 水驅(qū)油采收率水驅(qū)油采收率一般為30%—50%。2021/6/10107Es:宏觀波及效率(SweepEfficiency)

表示注入的工作液在井網(wǎng)控制的油層區(qū)域內(nèi)的波及程度,包括面積波及和垂向波及。在井網(wǎng)控制的范圍內(nèi),從注入井到生產(chǎn)井油區(qū)不能被注入水完全波及到,水波及體積占該油層體積的百分比,稱為波及效率,即:注入水波及不到的地方形成剩余油?!?水驅(qū)油波及效率2021/6/10108表示注入的工作液在井網(wǎng)控制的油層區(qū)域內(nèi)的波及程度,包在水波及區(qū)內(nèi)長(zhǎng)期注水,最終形成不流動(dòng)的小油滴,這些油滴成為殘余油。在宏觀水波及到的油層范圍內(nèi),微觀上仍然存在未能洗滌的殘余油。ED:表示注入工作液在波及區(qū)內(nèi)清洗原油的程度?!?水波及區(qū)內(nèi)的驅(qū)油效率2021/6/10109在水波及區(qū)內(nèi)長(zhǎng)期注水,最終形成不流動(dòng)的小油滴,這些油殘余油的類型參考:郭尚平院士的專著《物理化學(xué)滲流微觀機(jī)理》,科學(xué)出版社,1990孤島狀柱狀環(huán)狀油膜簇狀油塊盲狀2021/6/10110殘余油的類型參考:郭尚平院士的專著《物理化學(xué)滲流微第二部分化學(xué)驅(qū)理論及礦場(chǎng)應(yīng)用

專題一:化學(xué)驅(qū)(新)技術(shù)及基本驅(qū)油機(jī)理2021/6/10111第二部分2021/6/1012第一章聚合物驅(qū)PolymerFlooding2021/6/10112第一章聚合物驅(qū)2021/6/1013§1驅(qū)油用聚合物及其水溶液性質(zhì)驅(qū)油用聚合物(Polymer)——部分水解聚丙烯酰胺(PartiallyHydrolyzedPolyacrylamide,HPAM)

由聚丙烯酰胺Polyacrylamide(PAM)在NaOH作用下部分水解得到。是一種長(zhǎng)鏈高分子,通常使用粉劑,分子量一般為1000×104—2000×104,價(jià)格1.5-2萬元/噸。使用HPAM,而不是PAM,(a)為了聚合物驅(qū)替溶液增粘性的需要。(b)由于PAM在礦物表面被強(qiáng)烈吸附,使用HPAM可減少驅(qū)油過程中的吸附損失。2021/6/10113§1驅(qū)油用聚合物及其水溶液性質(zhì)驅(qū)油用聚合物(Polyme聚合物溶液的粘度單位:毫帕·秒(mPa.s)。使用Brookfield粘度計(jì)測(cè)量,一般驅(qū)油用聚合物溶液粘度需幾十mPa.s。例如,大慶油田要求40mPa.s,勝利部分油藏要求19mPa.s。聚合物溶液表觀粘度(p)是流體層間內(nèi)摩擦力的量度。2021/6/10114聚合物溶液的粘度單位:毫帕·秒(mPa.s)。使用B§2聚合物驅(qū)油機(jī)理從注入井到生產(chǎn)井:rV

ef(因?yàn)榫酆衔锶芤涸谟蛯訔l件下大多呈現(xiàn)假塑性),并且由于聚合物分子在孔隙介質(zhì)中的滯留,聚合物溶液流動(dòng)時(shí)的滲透率由Kw降低為KfM指進(jìn)退化(VD/Vf=M)驅(qū)油前緣穩(wěn)定ES。

隨著聚合物驅(qū)的進(jìn)行(r),聚合物溶液具有自動(dòng)穩(wěn)定驅(qū)替前緣的能力。2021/6/10115§2聚合物驅(qū)油機(jī)理從注入井到生產(chǎn)井:rV第二章表面活性劑驅(qū)SurfactantFlooding2021/6/10116第二章表面活性劑驅(qū)2021/6/1017§1驅(qū)油用表面活性劑EOR一般使用陰離子型表活劑(穩(wěn)定性好、吸附量小、成本低),少量使用非離子型(耐高礦化度,活性稍差),一般不使用陽離子型(因?yàn)榈貙又形綋p失大)。2021/6/10117§1驅(qū)油用表面活性劑EOR一般使用陰離子型表活劑§2微乳液性質(zhì)微乳液是由油(hydrocarbon)+水(water)+活性劑(surfactant)+助表面活性劑(co-surfactant)+鹽(electrolytes)按一定比例組成的高度分散的低張力體系。2021/6/10118§2微乳液性質(zhì)微乳液是由油(hydrocarbo混相驅(qū)(In-SituMiscibleFlooding):指油層任何位置,排驅(qū)流體與被排驅(qū)流體一經(jīng)接觸,便立即互溶混相的排驅(qū)過程。非混相驅(qū)(In-SituImmiscibleFlooding):排驅(qū)流體與被排驅(qū)流體以任何比例混合都不能互溶混相的排驅(qū)過程。部分混相驅(qū)(PartialMiscibleFlooding):注入一定量的單相活性體系,段塞前緣因被地層流體稀釋成為非混相區(qū),而后緣為混相區(qū)的排驅(qū)過程?!?微乳液驅(qū)油機(jī)理Micro-mechanismofMicroemulsionFlooding2021/6/10119混相驅(qū)(In-SituMiscibleFlooding問題:?jiǎn)蜗嗷钚泽w系或微乳液(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,A段塞被后續(xù)水(W)排驅(qū),分析段塞前、后緣流體組成變化。一.部分混相驅(qū)(PartialMiscibleFlooding)后續(xù)水WAE前緣后緣2021/6/10120問題:一.部分混相驅(qū)(PartialMiscibleFl段塞前緣A+EB,混相B+EC(O+M1),非混相C+ED(O+M2),非混相E’EBCDEAWOSM1E’M22021/6/10121段塞前緣A+EB,混相B+EC(O+M1),非混相C如果活性體系A(chǔ)與油水體系E混合生成下相微乳液(水外相),該水外相結(jié)構(gòu)不能與oil混溶,視為非混相驅(qū)。兩相流動(dòng)區(qū)水不流動(dòng)區(qū)二.就地非混相排驅(qū)油不流動(dòng)區(qū)WOSEAHighInterfacialTension(高張力體系)LowInterfacialTension(低張力體系)2021/6/10122如果活性體系A(chǔ)與油水體系E混合生成下相微乳液(水外1.高張力體系(HighIFT)問題:活性體系(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后組成變化及驅(qū)油機(jī)理。

WAE2021/6/101231.高張力體系(HighIFT)問題:WAE20WOSEA油不流動(dòng)區(qū)IFT高時(shí),油不流動(dòng)區(qū)大:2021/6/10124WOSEA油不流動(dòng)區(qū)IFT高時(shí),油不流動(dòng)區(qū)大:2021/6/驅(qū)油機(jī)理油被增溶排驅(qū),不能形成富集油帶(低效)2021/6/10125驅(qū)油機(jī)理油被增溶排驅(qū),不能形成富集油帶(低效)2021/6/2.低張力體系(LowIFT)問題:活性體系(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后組成變化及驅(qū)油機(jī)理。

WAE2021/6/101262.低張力體系(LowIFT)問題:WAE202WOSEA油不流動(dòng)區(qū)小IFT低時(shí),油不流動(dòng)區(qū)小:2021/6/10127WOSEA油不流動(dòng)區(qū)小IFT低時(shí),油不流動(dòng)區(qū)?。?021/6驅(qū)油機(jī)理油相能單獨(dú)流動(dòng),可形成富集油帶(高效)。界面張力是決定殘余油流動(dòng)、聚集的關(guān)鍵因素!2021/6/10128驅(qū)油機(jī)理油相能單獨(dú)流動(dòng),可形成富集油帶(高效)。20HighInterfacialTension(高張力體系)LowInterfacialTension(低張力體系)三.就地混相排驅(qū)A+E生成上相微乳液(油外相結(jié)構(gòu)),該結(jié)構(gòu)能與油混溶,可視為混相驅(qū)。WOS油不流動(dòng)區(qū)兩相流動(dòng)區(qū)水不流動(dòng)區(qū)EA2021/6/10129HighInterfacialTension(高張力體系1.高張力體系(HighIFT)問題:活性體系(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后組成變化及驅(qū)油機(jī)理。

WAE2021/6/101301.高張力體系(HighIFT)問題:WAE20EWOSA油相不流動(dòng)區(qū)IFT高時(shí),油不流動(dòng)區(qū)大:2021/6/10131EWOSA油相不IFT高時(shí),油不流動(dòng)區(qū)大:2021/6/10驅(qū)油機(jī)理含油相(上相微乳液)能單獨(dú)參與流動(dòng),能形成富集油帶,只不過含油飽和度很低。2021/6/10132驅(qū)油機(jī)理含油相(上相微乳液)能單獨(dú)參與流動(dòng),能形成富2.低張力體系(LowIFT)問題:活性體系(A)段塞排驅(qū)地層油水體系E,分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后組成變化及驅(qū)油機(jī)理。

WAE2021/6/101332.低張力體系(LowIFT)問題:WAE202AEWOS油相不流動(dòng)區(qū)IFT低時(shí),油不流動(dòng)區(qū)?。?021/6/10134AEWOS油相不IFT低時(shí),油不流動(dòng)區(qū)?。?021/6/10驅(qū)油機(jī)理含油相(上相微乳液)能單獨(dú)參與流動(dòng),能形成富集油帶。2021/6/10135驅(qū)油機(jī)理含油相(上相微乳液)能單獨(dú)參與流動(dòng),能形成富集§3活性水驅(qū)活性水驅(qū)是以濃度小于CMC的表面活性劑水溶液作為驅(qū)動(dòng)介質(zhì)的驅(qū)油方法。采用非離子型表活劑效果好:可減少吸附損失,對(duì)地層水中高價(jià)陽離子(Ca2+、Mg2+)不敏感。將非離子型和陰離子型表活劑復(fù)合使用效果更好。發(fā)揮前者的乳化作用和后者的潤(rùn)濕、分散作用。2021/6/10136§3活性水驅(qū)活性水驅(qū)是以濃度小于CMC的表面活性劑水溶液主要驅(qū)油機(jī)理降低油水界面張力,使殘余油變成可動(dòng)油。(主要機(jī)理)改變地層表面的潤(rùn)濕性,如親油→親水。增加原油在水中的分散,形成O/W乳狀液,油滴被活性水夾帶而被采出。改變?cè)偷牧髯冃裕哒吃?,非牛頓液體性質(zhì),活性劑進(jìn)入油中,降低極限動(dòng)剪切應(yīng)力。2021/6/10137主要驅(qū)油機(jī)理降低油水界面張力,使殘余油變成可動(dòng)油。(主要機(jī)理第三章堿水驅(qū)AlkalineFlooding2021/6/10138第三章堿水驅(qū)2021/6/1039§1驅(qū)油用堿劑氫氧化鈉(NaOH):濃度0.5%-5%,50℃下的溶解度146g/100g。碳酸鈉(Na2CO3):弱堿性,50℃下的溶解度32.2g/100g。氫氧化銨(NH4OH):水中離解為離子,遇空氣易爆炸。磷酸鈉(Na3PO4):能改善潤(rùn)濕性。硅酸鈉:具有極強(qiáng)的堿性反應(yīng),常用氫氧化鈉(NaOH)和碳酸鈉(Na2CO3),選用的依據(jù)主要取決于原油的酸值和地層水質(zhì)。2021/6/10139§1驅(qū)油用堿劑氫氧化鈉(NaOH):濃度0.5%-5%,5堿與原油中的一些酸性物質(zhì)反應(yīng),生成表面活性物質(zhì),降低油水界面張力。原油性質(zhì)對(duì)堿水驅(qū)降低界面張力十分關(guān)鍵,因此在進(jìn)行方法篩選時(shí)要求對(duì)原油與堿作用的活躍程度進(jìn)行評(píng)價(jià)?!?堿水驅(qū)機(jī)理1.降低相間界面張力2021/6/10140堿與原油中的一些酸性物質(zhì)反應(yīng),生成表幾乎所有的堿水驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究中都能觀察到原油的乳化現(xiàn)象。有時(shí)它是一種穩(wěn)定的、細(xì)分散的乳狀液,有時(shí)則是粗分散、很快被破壞的乳狀液。堿水驅(qū)可以形成水包油型乳狀液,也可以形成油包水型乳狀液。2.乳化作用2021/6/10141幾乎所有的堿水驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究中都能觀察到原油的乳化現(xiàn)象。有時(shí)它是3.引起“原油—巖石—水”體系潤(rùn)濕性的變化儲(chǔ)集巖石的潤(rùn)濕性決定著其內(nèi)殘余油的分布特點(diǎn),在優(yōu)先水濕的地層中,殘余油被滯留在大孔隙變狹窄的地方,那里的驅(qū)替壓力梯度低于毛管壓力梯度。在優(yōu)先油濕的儲(chǔ)層中,原油沿巖石表面呈薄膜狀分布。2021/6/101423.引起“原油—巖石—水”體系潤(rùn)濕性的變化儲(chǔ)集巖石的第四章復(fù)合驅(qū)2021/6/10143第四章復(fù)合驅(qū)2021/6/1044由兩種或兩種以上的化學(xué)劑混合使用,利用它們之間的協(xié)同效應(yīng)的驅(qū)油方法。既提高波及效率,又可提高驅(qū)油效率,從而大幅度提高采收率。如:泡沫驅(qū):表面活性劑+水+氣相二元復(fù)合驅(qū):P+S,P+A三元復(fù)合驅(qū):A+S+P(ASP)多元復(fù)合驅(qū):A+S+P+Foam(ASPF)復(fù)合驅(qū)簡(jiǎn)介2021/6/10144由兩種或兩種以上的化學(xué)劑混合使用,利用它們之間的協(xié)同第二部分化學(xué)驅(qū)理論及礦場(chǎng)應(yīng)用專題二:驅(qū)油(新)體系的研制及室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)2021/6/10145第二部分2021/6/1046第一章聚合物驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)2021/6/10146第一章2021/6/1047當(dāng)前驅(qū)油用聚合物HPAM存在的問題——因此,研制抗溫、抗鹽、耐剪切的新型聚合物是目前化學(xué)驅(qū)領(lǐng)域的研究熱點(diǎn)。抗鹽性差抗溫性差抗剪切性差耐堿性差化學(xué)用量大2021/6/10147當(dāng)前驅(qū)油用聚合物HPAM存在的問題——因此,研制抗溫、抗疏水締合聚合物NAPs主劑是由丙烯酰胺、丙烯基單體、陽離子疏水單體在新型氧化還原條件下聚合而成。疏水締合聚合物(HydrophobicallyAssociatingPolymers):通過疏水締合作用,使分子間和分子內(nèi)產(chǎn)生締合結(jié)構(gòu),提高耐鹽性能。一.驅(qū)油用新型締合聚合物2021/6/10148疏水締合聚合物NAPs主劑是由丙烯酰胺、丙烯基單體、梳型締合聚合物星型締合聚合物2021/6/10149梳型締合聚合物星型締合聚合物202二.聚合物驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)常規(guī)性能評(píng)價(jià)特殊性能評(píng)價(jià)注入性能評(píng)價(jià)驅(qū)油效果評(píng)價(jià)2021/6/10150二.聚合物驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)常規(guī)性能評(píng)價(jià)2021/6/1051第二章

ASP復(fù)合驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)技術(shù)2021/6/10151第二章2021/6/1052表面活性劑的來源和價(jià)格是決定ASP復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)應(yīng)用的制約條件表面活性劑石油磺酸鹽需要實(shí)現(xiàn)國(guó)產(chǎn)化。降低界面張力的能力需要達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)。需要有良好的配伍性。表面活性劑的高成本限制了ASP復(fù)合驅(qū)的礦場(chǎng)應(yīng)用。2021/6/10152表面活性劑的來源和價(jià)格表面活性劑石油磺酸鹽需要實(shí)現(xiàn)國(guó)產(chǎn)化。2ASP體系粘濃關(guān)系在油層溫度和水質(zhì)礦化度條件下,保持表面活性劑和堿濃度不變,測(cè)定不同聚合物濃度下的ASP體系粘度。HPAM濃度,mg/L120014001600180020002200粘度,mPa.s13.917.822.127.931.640.5體系配方:大慶聚合物HPAM+0.3%TDS+1.2%NaOH實(shí)驗(yàn)條件:45℃,大慶污水2021/6/10153ASP體系粘濃關(guān)系在油層溫度和水質(zhì)礦化度條件下,保持新型締合聚合物+0.3%TDS+1.2%NaOHNAPs濃度,mg/L20040060080010001200粘度,mPa.s3.49.520.041.565.4>100NAPs濃度mg/L192385577769962粘度mPa.s5.113.230.365.8>100新型締合聚合物+0.3%ORS41+1.2%NaOH2021/6/10154新型締合聚合物+0.3%TDS+1.2%NaOHNAPs要使ASP溶液體系的粘度達(dá)到40mPa.s,大慶HPAM需2200mg/L,而NAPs僅需800mg/L左右??梢姡贏SP驅(qū)中,用新型締合聚合物代替聚丙烯酰胺,體系粘度完全可以達(dá)到應(yīng)有效果,且用量大大減少。2021/6/10155要使ASP溶液體系的粘度達(dá)到40mPa.s,大慶HPASP體系粘堿關(guān)系新型聚合物濃度Cp=1000mg/l,大慶油層污水,45℃,耐堿性優(yōu)良,且具有一定的堿增粘性。在油層溫度和礦化度條件下,測(cè)定一定ASP體系粘度隨堿濃度的變化關(guān)系,評(píng)價(jià)體系的耐堿性能。2021/6/10156ASP體系粘堿關(guān)系新型聚合物濃度Cp=1000mg/粘度—表面活性劑濃度關(guān)系ORS41濃度,ppm02550751002003001000mg/L聚合物+表活劑17.2/19.5(8h)10.3/11.2(8h)29.5/31.5(8h)22.6/25.4(8h)12.2/14.9(8h)15.6/17.6(8h)19.1/20.3(8h)在油層溫度和礦化度條件下,測(cè)定ASP體系粘度隨表面活性劑濃度的變化關(guān)系,評(píng)價(jià)體系與表面活性劑的相互作用關(guān)系。45℃,大慶污水:2021/6/10157粘度—表面活性劑濃度關(guān)系ORS41濃度,ppm0255075

聚合物濃度mg/L時(shí)間,天192385577769962CDCDCDCDCD04.15.15.813.211.330.316.265.831.3>10074.26.45.117.412.152.815.3>10028.9>100266.15.17.117.319.758.324.2>100/>100增加百分率48.8022.431.074.392.449.4///ASP體系老化穩(wěn)定性2021/6/10158CDCDCDCDCD04.15.15.813.211.33ASP體系界面張力聚合物濃度,mg/L200400600801000NAPs體系IFT

mN/m2.13610-21.91510-21.86410-22.10610-21.83910-2大慶HPAM體系IFT

mN/m2.55910-21.98710-22.52410-22.25810-22.11310-2對(duì)ASP體系來說,界面張力評(píng)價(jià)結(jié)果表明,NAPs的略低于大慶HPAM的。聚合物濃度對(duì)ASP(塔底油表活劑)體系與大慶原油界面張力的影響:2021/6/10159ASP體系界面張力聚合物濃度,mg/L20040060080ASP體系的配伍性聚合物濃度1923855777699621天√√√√√2天√√√√√5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√表A聚合物濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響單位:mg/L2021/6/10160ASP體系的配伍性聚合物濃度1923855777699621表BNaOH濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響注:體系0.3%ORS41+769mg/L,(地層模擬水,45℃)NaOH濃度,%0.30.60.91.21.51天√√√√√2天√√√√√5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√2021/6/10161表BNaOH濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響NaOH濃度,表C表面活性劑ORS41濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響Cp均為769mg/L,NaOH濃度1.2%,(地層模擬水,45℃)ORS41濃度,%0.30.60.91.21.51天√√√√√2天√√√√√觀5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√2021/6/10162表C表面活性劑ORS41濃度對(duì)ASP體系穩(wěn)定性的影響ORS阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)巖芯號(hào)φ

(%)水測(cè)滲透率

(10-3μm2)注入速度

(m/d)阻力系數(shù)殘余阻力系數(shù)56-227.84310193.9611.314.8956-328.7787883.9913.834.94新型締合聚合物有較高的殘余阻力系數(shù)2021/6/10163阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)巖芯號(hào)φ

(%)水測(cè)滲透率

(10-3ASP體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)巖芯號(hào)孔隙體積cm3孔隙度%含油飽和度

%水驅(qū)采收率%(OOIP)ASP提高

采收率

%(OOIP)人造56-113.5628.63575.9651.4623.69人造56-413.6428.60068.9148.9421.28人造36-3-312.7135.5770.8155.5626.67*人造39-3-110.2728.3371.0852.0523.29*天然1947.30617.7654.7545.0022.50新型締合聚合物ASP體系可比水驅(qū)提高采收率20%OOIP以上,與大慶部分水解聚丙烯酰胺ASP驅(qū)油體系的驅(qū)油效果相當(dāng)。2021/6/10164ASP體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)巖芯號(hào)孔隙體積孔隙度含油飽和度

%水?dāng)U散彌散系數(shù)請(qǐng)參考:化學(xué)驅(qū)過程中的擴(kuò)散彌散機(jī)理研究[J].石油勘探與開發(fā),2000,27(3):40~432021/6/10165擴(kuò)散彌散系數(shù)請(qǐng)參考:2021/6/1066第二部分化學(xué)驅(qū)理論及礦場(chǎng)應(yīng)用

專題三:聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)與效果評(píng)價(jià)2021/6/10166第二部分2021/6/1067聚合物驅(qū)原方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)2021/6/10167聚合物驅(qū)原方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)2021/6/10682021/6/101682021/6/1069第三部分

深部調(diào)驅(qū)技術(shù)與調(diào)剖堵水技術(shù)的研究及礦場(chǎng)應(yīng)用2021/6/10169第三部分2021/6/1070第一章弱凝膠和CD膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)2021/6/10170第一章2021/6/1071膠態(tài)分散凝膠體系(ColloidalDispersionGels):由低濃度的聚合物/交聯(lián)劑(聚合物濃度通常在300-800mg/L之間)形成的、以分子內(nèi)交聯(lián)為主分子間交聯(lián)為輔的、具有非三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的弱交聯(lián)體系。弱凝膠(weakgel):由低濃度的聚合物/交聯(lián)劑(聚合物濃度通常在800-1200mg/L之間)形成的、以分子間交聯(lián)為主分子內(nèi)交聯(lián)為輔的、具有非三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的弱交聯(lián)體系。我們通常將上述弱交聯(lián)體系統(tǒng)稱為弱凝膠。這樣的弱交聯(lián)體系在后續(xù)注入水的驅(qū)動(dòng)下會(huì)緩慢的“整體”向前“漂移”,從而具有深部調(diào)剖和驅(qū)油的雙重作用。主要體系類型:HPAM/Cr3+體系、HPAM/檸檬酸鋁體系和HPAM/有機(jī)酚醛體系。關(guān)于深部調(diào)驅(qū)技術(shù)2021/6/10171膠態(tài)分散凝膠體系(ColloidalDispersion第二章調(diào)剖堵水技術(shù)2021/6/10172第二章2021/6/1073一.水竄流機(jī)理(Mechanismofwatercrossflow)假設(shè)高滲透層已水淹,低滲透層油水前緣呈活塞式推進(jìn)到某位置Lw。水PA’PA油0

L低高PA1A2LwLo2021/6/10173一.水竄流機(jī)理(MechanismofwatercroKl油水前緣處的壓力PA高于同一垂直剖面上Kh(水區(qū))壓力PA’,注入Kl的水在前緣附近向Kh竄流,注入水無效的通過Kh,波及效率低。水PA’PA油0

L低高PA1A2LwLo2021/6/10174Kl油水前緣處的壓力PA高于同一垂直剖面上Kh(水區(qū))二.調(diào)剖與堵水方法(ProfileModificationandWaterShut-off)調(diào)剖:從注水井實(shí)施,堵水:從生產(chǎn)井實(shí)施。凝膠類堵水調(diào)剖劑:聚合物+交聯(lián)劑→凝膠。有鉻離子體系,鋁離子體系,酚醛體系等。就地聚合(共聚)類堵水調(diào)剖劑:?jiǎn)误w+引發(fā)劑+交聯(lián)劑→凝膠。

體積膨脹類堵水調(diào)剖劑。固體顆粒類堵水調(diào)剖劑。無機(jī)膠結(jié)類堵水調(diào)剖劑。2021/6/10175二.調(diào)剖與堵水方法(ProfileModification第四部分氣體混相驅(qū)技術(shù)

MiscibleDisplacementProcesses2021/6/10176第四部分氣體混相驅(qū)技術(shù)

MiscibleDisplac§1基本概念非混相驅(qū)(如氣頂注氣,補(bǔ)充地層能量,屬二次采油范疇)?;煜囹?qū):注入氣體與地層原油混相,消除界面張力,改善原油流動(dòng)性的EOR方法?!绻?qū)替流體與原油間的界面張力可以完全消除(毛管數(shù)可以趨于無限大),則殘余油飽和度可以降至最低值。2021/6/10177§1基本概念非混相驅(qū)(如氣頂注氣,補(bǔ)充地層能量,屬二次采一次接觸混相驅(qū)(first-contactmiscible,FCM):排驅(qū)氣體與地層原油以任

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