低渗透油田驱油/调剖体系的调驱机理及现场应用技术研究

摘要

低渗透油藏由于孔隙度低，孔喉小导致渗透率低，另外由于地质构造运动中岩石发生脆性断裂而出现的天然裂缝和开发初期人工压裂造成人工裂缝，造成非均质性强且裂缝分布复杂。因为这些裂缝，注入水沿着裂缝产生窜流，主向生产油井见水过快，含水率快速上升，甚至暴性水淹；注入水的波及体积较小，基质中大量剩余油不能有效动用，因此低渗透油藏渗透率低和裂缝的存在，同时地层水矿化度高（最高150000mg/L）使得低渗透油藏的提高采收率面临的难题之一。本文首先依据低渗透油藏低渗透、微裂缝发育和矿化度高特点研究了低渗透油藏调驱和表面活性剂驱油机理，给出了低渗透油藏调驱剂和驱油剂的研究方向，并依据研究方向研发优选出了纳微米凝胶颗粒和双子两亲表面活性剂驱油化学体系，最后通过三维物理模型优化设计纳微米凝胶颗粒和双子表面活性剂驱油体系的现场应用工艺，形成一套提高低渗透油藏采收率的新技术。 分别在模拟低渗透油藏的的一维单管岩心、二维双管岩心及可视模型中研究对比了常用的可动凝胶和纳微米凝胶颗粒的驱替实验中，结果发现，纳微米凝胶颗粒通过深部运移和物理聚集封堵，是最适合低渗透裂缝发育油藏的深部调驱剂。 先以丙烯酸十八酯(ODA)为疏水单体，与丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酸（AA）通过自由基共聚法制得耐盐的长脂链改性疏水缔合聚丙烯酰胺 (PAMBA)。研究了参与应因素的影响，确定了合理的聚合反应条件，同时对红外光谱(FT-IR)，X射线衍射(XRD)，透射电镜(TEM)、对聚合物性能进行了表征。研究发现，当ODA单体质量分数(占总单体质量)为0.6%、AMPS质量分数为20%、AA质量分数为10%、引发剂KPS质量分数为0.3%条件下，合成的长脂肪链聚丙烯酰胺最好。然后利用PAMBA、乌洛托品和间二甲苯按一定比例在60℃水溶液中反应8小时形成凝胶后，利用胶体磨磨成粒径3um-500um的水分散相的纳微米凝胶颗粒。和油田现场应用的聚合物微球比，水分散相的纳微米凝胶颗粒具有更好的流变性，耐盐性，耐温性能，成本更低。 系统评价了表面活性剂对特低渗透油藏的驱油性能，初步确定了低渗透油藏表面活性剂提高采收率的驱油机理。随着注入量的增加，超低界面张力和乳化性能起不同的主导作用：注入量小于0-0.6PV时，超低界面张力使注入压力下降，提高驱油效率，起主导作用；注入量大于0.6PV时，由于表面活性剂的乳化性能的微观高粘度提高了低渗透非均质油藏的微观波及体积，表面活性剂注入压力逐渐上升,乳化性能起主导作用，最终驱油效率和乳化能力和具有对应关系。 以脂肪胺、氯代磺酸盐、氯代烷烃为原料合成了具有双甜菜碱结构的双子表面活性剂，并将其与烷醇酰胺、烷基苯磺酸钠三种表面活性剂一起复配，形成的双子表面活性剂体系在加入量为0.3%～0.6%、温度40℃～70℃、矿化度100000mg/L实验条件下，与长庆靖安油田原油的油水界面张力达到超低的10-4mN/m--10-5 mN/m数量级，而且乳化性能良好，可以满足长庆三叠系油藏的需要。 在模拟低渗透微裂缝发育油藏的大型三维岩心中分别对比了单一纳微米凝胶颗粒、单一双子表面活性剂、纳微米凝胶颗粒+双子表面活性剂复合体系和先注纳微米凝胶颗粒后注双子表面活性剂分段注入四种注入工艺模式的驱油效率发现：分段注入体系驱油效率最好，其基本注入工艺参数为：0.3PV的0.5%(商品浓度)纳微米凝胶颗粒+0.2PV的0.5%（商品浓度）双子表面活性剂，提高驱油效率达34.2%；注入速度：随地质配注。2012-2013年该技术在长庆低渗透油田试验区开展了9注38采的现场应用，增油2.8万吨，试验区预测采收率6.3%，应用效果良好。

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摘 要

ABSTRACT

1绪论

1.1研究背景

1.2国内外技术研究现状

1.2.1低渗透油藏表面活性剂研究现状

1.2.2低渗透油藏深部调驱技术研究现状

1.2.3驱油及调驱机理研究现状

1.3 低渗透油藏驱油/调驱体系研发存在的的问题

1.3.2. 低渗透油藏纳微米凝胶颗粒存在的问题

1.4总体研究思路及研究内容

2低渗透油藏纳微米凝胶颗粒调驱机理研究

2.1微球调驱机理

2.1.1微球的微观可视驱替实验

2.1.2微球的单砂管封堵实验

2.1.3微球双管驱油实验

2.2可动凝胶双管驱油实验结果

2.3 本章小结

3抗盐型纳微米凝胶颗粒的研发

3.1长脂肪链聚合物的合成

3.1.1实验部分

3.1.2长脂肪链聚合物合成因素的影响

3.1.3长脂肪链聚合物的结构表征

3.1.4长脂肪链聚丙烯酰胺性能评价

3.2纳微米凝胶颗粒制备

3.2.1凝胶体系配方的优化

3.2.2抗盐型纳微米凝胶颗粒的制备

3.2.3抗盐型纳微米级凝胶颗粒性能评价

3.3本章小结

4低渗透油藏表面活性剂驱油机理研究

4.1实验用表面活性剂的筛选

4.1.1表面活性剂性能评价

4.1.2筛选结果与讨论

4.2表面活性剂提高微观驱油效率实验

4.2.1. 实验仪器及材料

4.2.2方法及流程图

4.2.3表面活性剂驱油实验结果与现象

4.3表面活性剂驱对波及效率的影响

4.3.1表面活性剂驱提高波及效率的实验

4.3.2影响低渗透油藏表面活性剂波及效率的因素分析

4.4本章小结

5驱油用双子表面活性剂的研发

5.1双子表面活性剂的研发

5.1.1药品与仪器

5.1.2双子两亲表面活性剂分子结构设计

5.1.3合成路线

5.1.4反应条件对产物界面张力的影响

5.1.5配方优选

5.1.6双子两亲表面活性剂结构表征

5.2双子表面活性剂助剂的优选

5.2.1非离子表面活性助剂优选

5.2.2阴离子表面活性助剂筛选

5.2.3双子表面活性剂助剂配比比例优化

5.3 双子表面活性剂性能测试

5.3.1 实验部分

5.3.2 室内实验结果与讨论

5.4 双子表面活性剂浓度检测方法研究

5.4.1检测器的选择

5.4.2专用色谱柱的制备

5.4.3样品测试

5.4.4工作曲线的绘制

5.5本章小结

6纳微米凝胶颗粒+双子表面活性剂调驱工艺研究

6.1实验条件

6.2SWM-800型大尺寸三维模拟系统调试

6.2.1液压系统调试

6.2.2驱替系统调试

6.2.3储液系统调试

6.2.4控温系统调试

6.2.5数据采集系统调试

6.2.6平板模拟实验装置调试

6.3裂缝分布形态对调驱效果影响实验方案

6.3.1实验步骤

6.3.2数据分析

6.3.3二元段塞驱油工艺注入量优化

6.3.4表面活性剂注入浓度的优化

6.3.5 表活剂的注入参数优化

6.4本章小结

7现场试验

7.1试验区储层油藏特征

7.1.1构造发育特征

7.1.2沉积微相特征

7.1.3 储层岩石学特征

7.1.4 储层微观特征及非均质性

7.1.5 流体特征及温压系统

7.2.试验区水驱开发现状

7.2.1注水压力逐年升高

7.2.2储层非均质性强

7.2.3含水平缓上升，降递减难度加大

7.2.4裂缝见水特征明显

7.3现场试验效果

7.3.1区块整体效果明显

7.3.2井组见效率高

7.3.3有效期长

7.3.4.平面流线场变均匀

7.3.5.水井压力流线场恢复

7.3.6.纵向剖面得到改善

7.3.7典型井组分析

7.4本章小结

8结论与创新点

8.1结论

8.2创新点

致 谢

参考文献

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