文档介绍：长垣外围A区块调驱体系优选与评价
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摘 要:为了解决目前长垣外围油田的特高含水开发期其开采增油量增幅小的问题,普遍使用交联剂与聚合物(HPAM)
材料和仪器
实验仪器:平流泵、电子秤、恒温水箱、方形岩心夹持器、中间容器、手摇泵、恒温箱、搅拌器、岩心、六通阀、10mL移液管若干、量筒若干、管线若干、布氏黏度计、广口瓶若干。
实验材料:弱凝胶A-800 ppm, B-1 800 ppm,C-200 ppm;级差岩心100/350、200/450;三层岩心:150/300/450。
实验步骤
凝胶配置工艺:取200 mL地层水装入500 mL烧杯中,开始搅拌; g聚合物; g交联剂,缓慢加入到搅拌旋涡中,搅拌均匀; g稳定剂,缓慢加入到搅拌旋涡中,搅拌至完全溶解;将上述溶液装入密闭容器,以此模拟凝胶在地层中的实际成胶情况,放入48 ℃烘箱等待成胶。
岩心实验:模拟温度:40 ℃,所用模拟水为庆新油田提供的模拟水;用一定比例的原油和煤油混合配制模拟油。实验流程如图1。
(1)方形差异岩心饱和模拟水、饱和模拟油 将方形岩心夹持器3竖直放置,用手动泵4a为岩心夹持器提供环压2 MPa, mL/min的流量向岩心中驱入模拟水,使岩心夹持器中的方形岩心饱和模拟水。模拟油重复上述步骤,驱出液体用量筒收集,并间隔观察其驱出液是否有油水分层至出口端无水,认定模拟油完全饱和。
(2)模拟水驱替岩心
用模拟水驱替方形差異岩心,测量采出液中油水比例和水驱过程中的渗透率随驱替时间的变化,当出口端含水率至97%以上时完成水驱。
(3)优化凝胶注入及后续水驱
按照优化方式逐一对岩心注入凝胶调驱体系,待放置恒温箱至凝胶成胶对其进行再次水驱,并观察记录采出液中的含油量。
2 复合离子调驱体系参数优化
复合离子调驱体系主要由聚合物、交联剂和稳
定剂组成,其配制过程也就是这三者混合的过程。聚合物作为母液,与交联剂、稳定剂充分发生交联反应,形成不同强度的凝胶,聚合物母液浓度的高低,直接影响配制而成的凝胶强度的大小,但对于不同级差的地层来说,不一定是凝胶的强度越强,所达到的采收率越高,具体效果,需要对于具体凝胶调驱体系的参数进行实验验证[9]。
主剂浓度优化
对试验区块复合离子调驱体系的主剂浓度分别为600、1 200、 2 000 mL/L(交联剂、稳定剂浓度不变)进行优化,如表1所示优化出合理最优的主剂浓度。
从数据表中可以看出,主剂浓度为1 200 mL/L时,采收率达到最高,达到80%,因此对于试验区地层,注入复合离子凝胶调驱体系的最佳主剂浓度应确定为1 200 mL/L。
注入量优化
在上述主剂浓度优化的基础上,、、,对试验区块复合离子调驱体系进行优选,如下表2所示,优选出最优注入量[10]。
从表2数据中可以看出,不同注入量的采收率不同,,采收率均为80%。考虑到注入凝胶与采收率提高的经济效益问题,因此,。
注入方式及段塞优化
在上述两部分优化的基础上,首先优化注入方式,然后设计4种前、后段塞与主段塞的比例,优选出试验区的最优注入方式及段塞组合方式。
注入方式优化分3段注入,与30%的水交替注入,,其次注入10%×,,然后注入10%×,,最后再注入10%×。如表4所示,优选出最优的注入方式及段塞组合优化[11]。
前置段塞V1,主段塞V2,后置段塞V3,(V1+V3)/(V1+V2+V3)=5%、7%、9%、12%进行优化筛选。如下表3所示,前置段塞主剂浓度比主段塞主剂浓度高400ppm,其他交联剂、稳定剂等比增加,后置段塞主剂浓度比主段塞主剂浓度高800ppm,其他交联剂、稳定剂等比增加[12-14]。
从表4中可以看出,注入方式采用30%水交替注入时,采收率为74%,而正常注入时采收率为81%,因此应采用正常注入方式的原则,对于段塞组合优化,当前后段塞占比为12%时,采收率达到最高值,采收率为75%。
注入速度优化
、、2.