化学驱提高采收率主要影响因素概要

《化学驱提高采收率主要影响因素概要》由会员分享，可在线阅读，更多相关《化学驱提高采收率主要影响因素概要（65页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。

1、 化学驱是指向注入水中加入一定量的化学剂，改变驱替流 体的性质及驱替流体与原油（岩石矿物）之间的界面性质，从 而有利于原油生产的一种采油方法。 化学驱主要包括聚合物驱、二元复合驱、三元复合驱等， 所使用的药剂为聚合物、碱、表活剂以及其它辅助化学剂。 化学驱在国内具有广阔的应用前景，二次潜力评价结果表 明，全国适合化学驱资源67亿吨，其中中石油55亿吨，中石化 12亿吨。2014年全国化学驱产量接近2000万吨，占全国原油产 量的9%左右。 前 言 化学驱在三次采油中占有重要地位 三次采油 热采化学驱气驱其它 蒸汽驱 蒸汽吞吐 热水驱 火烧油层 SAGD 聚合物驱 表活剂驱 碱驱 二元复合驱 胶

2、束-聚合物驱 三元复合驱 烃混相驱 烃非混相驱 CO2混相驱 CO2非混相驱 氮气驱 烟道气驱 酸气驱 微生物驱 碳酸水驱 主 要 内 容 化学驱下步工作思考 二 化学驱提高采收率主要影响因素 一 影响化学驱效果的主要因素 油 藏 性 质 配 方 性 能 地 面 配 注 井 网 井 距 注 采 参 数 注 入 质 量 综 合 调 整 层 系 组 合 经 济 评 价 化学驱提高采收率主要影响因素 参数聚驱标准表面活性剂驱标准化学复合驱标准二元复合驱标准 油层岩性碎屑岩 碎屑岩 碎屑岩 碎屑岩 油层厚度有效厚度1m有效厚度1m有效厚度1m1m，层系组合后厚度6-15米 地层温度 10mD 50mD

3、20mD 地层原油粘度界面张力温度油水比 矿化度 影响稳定性因素:剪切速率聚合物浓度表活剂浓度界面张力 4、配方性能 采用正交实验法确定化学体系乳化能力的各种影响因素： Marangoni对流作为由 界面张力梯度引起的界面流 动与很多界面现象密切相关 ，如泡沫排液、液滴聚并、 自发乳化等。研究 Marangoni对流及其产生的 界面现象对深入分析化学驱 提高采收率机理和驱油体系 优选具有十分重要的意义。 流动显示装置示意图 4、配方性能 建立化学驱乳化快速评价方法： KPS二元复合体系 DWS-3二元复合体系甜菜碱二元复合体系 1、油滴与甜菜碱二元复合体系溶液扰动作用弱，油滴仍然保持原有的状态

4、。 2、油滴与DWS-3二元复合体系溶液扰动作用较弱，延长时间油滴形成油膜。 3、油滴与KPS二元复合体系溶液扰动完成后油滴形成了油膜，以油膜的形式铺展在二元复合 体系的表面。 4、配方性能 二元复合体系 表活剂浓度 （%） 界面张力数 量级mN/m 界面扰动 产生Marangoni对流 时间（s） DWS-3/聚合物0.210-3轻微扰动150 0.310-3轻微扰动110 0.510-3轻微扰动60 KPS/聚合物0.210-1剧烈扰动20 0.310-1剧烈扰动11 0.510-1剧烈扰动2 甜菜碱/聚合物0.210-2有扰动 0.310-2有扰动 0.510-2有扰动 油水接触界面变化

5、实验结果表 二元复合体系能否产生Marangoni对流（乳化）及其剧烈程度与界面张 力大小没有直接的相关性，但是Marangoni对流越强的二元复合体系对应乳 化能力越强，因此可以通过Marangoni对流实验对二元复合体系的乳化能力 进行评价。 4、配方性能 阶 段评价方法评价指标 项目论证阶段有无 对比法 项目自身层面 利润、投入产出比、增量内部收益率、增量财务净现 值、投资回报率、增量静态投资回收期、经济极限产 量、经济极限成本、经济极限油价、极限药剂用量 地区公司层面 节约勘探投资、新增储量效益贡献率、增产规模效益 增产规模效益贡献率、产业链效益贡献率 集团公司层面 钻井业务的协同效益

6、、业务协同效益贡献率、社会效 益贡献率 项目运行阶段 跟踪 对比法 吨剂增油、万元药剂增油、利润总额、阶段投入产出比、增量阶段投 入产出比 项目峻工后 前后 对比法 增量内部收益率、增量财务净现值、增量静态投资回收期、投入产出 比、利润总额、净利润，产量符合率、利润符合率 化学驱项目全生命周期经济评价指标体系 经济评价分为三个阶段：项目论证阶段、项目运行阶段、项目峻工后 5、经济评价 吨当量聚增油 吨油化学剂成本 吨油水驱成本 投资回报率 内部收益率 项目成功与否的最终评价包括以下几个方面： 5、经济评价 化学驱全过程划分为五个阶段，即：未见效阶段、含水下降阶段、低含 水稳定阶段、含水回升阶段

7、和后续水驱阶段，各阶段动态特点如下： 第一阶段：未见效阶段，此阶段包括空白水驱及注剂未见效阶段，注入化 学剂溶液量为00.05PV，油井尚未见效，含水继续上，化学剂溶液主要 进入大中孔道，改善了非均质油层的吸水剖面和不利的油水流度比，注入 压力急剧上升。 第二阶段：含水下降阶段，此阶段注入压力继续上升，油井含水快速下降 ，高渗透层油墙逐步形成，低渗透层吸液量开始增加，产油量增加，持续 时间在0.050.20PV，累积产油占整个阶段 17左右。见效时间的早晚 主要受油层河道砂比例、层间渗透率级差、注聚前采出程度和初含水的影 响。 6、化学驱试验综合调整 化学驱试验阶段划分 第三阶段：低含水稳定阶

8、段，在注入化学剂0.200.40PV 时，处于低含水稳定阶段。 此阶段产油量达到峰值，含水达到最低点，生产井产液量下降、产剂浓度开始上升， 注入压力上升速度减缓，吸水剖面开始发生返转，低渗透油层吸液量开始下降。此阶 段累积产油量最高，占整个阶段 39左右。注剂区块含水下降幅度的大小主要受河道 砂比例、渗透率变异系数、采出程度、注剂初含水、边角井比例、合采井比例和深度 调剖比例等因素的影响。 第四阶段：含水回升阶段，注入化学剂溶液 0.40PV 至注剂结束，该阶段含水回升， 产油量下降，此时产剂浓度和注入压力在高水平上稳定。此阶段累积产油占整个阶段 33左右。注剂区块经过低值期后含水开始回升，而

9、含水开始回升的时间与油层厚度 、河道砂比例及油层的非均质性等有关。油层厚度大，河道砂比例大，有接替层，低 值期时间长，含水开始回升的晚，否则含水开始回升早。 第五阶段：后续水驱阶段，此阶段含水继续回升，注入压力下降，注入水从高渗透层 突破，采剂浓度急剧下降，产液能力有所回升。该阶段累积产油占整个阶段11左右 。 6、化学驱试验综合调整 6、化学驱试验综合调整 初步统计大庆油田试验区各阶段产油占整个化学驱的比例，含水下降阶段占 15.86-18.40%，平均16.86；低含水稳定阶段占34.97-42.38%，平均38.84%；含水 回升阶段占29.39-37.29%，平均32.67%；后续水驱

10、阶段占 10.23-14.7%，平均 11.63%。 6、化学驱试验综合调整 辽河油田锦16块二元驱阶段划分 含水 缓慢 下降 含水 快速 下降 含水 稳定 含水 上升 注采平衡 异常井及时处理 措施井实施 地层压力平衡 综 合 调 整 生产制度调整 6、化学驱试验综合调整 为了降低化学剂采出浓度、促进见效，化学驱过程中需 要进行分区域、分井组个性化调整： 分层：对具备分注条件，层间矛盾突出的注入井实施分注 调剖：注入层单一，底部突进严重的井组实施调剖 增注：对注入困难的实施压裂、解堵 调速：为平衡注采关系进行调整方案 提浓：对存在高渗层、注入压力低井区上提浓度 注 入 井 油 井 压裂：为扩

11、大试验效果，对低值期采油井压裂 堵水：对层间差异大的采油井堵压结合 调参：放大生产压差上调参，控制合理沉没度调参 6、化学驱试验综合调整 综 合 含 水 （%） 三元驱中心井含水变化曲线 PV数 不同开发阶段综合措施调整对策表 开发阶段 前置聚驱 (0-0.05PV) 含水下降期 (0.05-0.20PV) 含水稳定期 (0.20-0.40PV) 含水回升期 (0.40PV- ) 针对问题 1、层内差异大 2、压力及注采不均衡 1、注采不平衡 2、剖面不均匀 3、注采能力下降 1、注采困难 2、平面矛盾加大 1、采聚浓度高 2、井间提高采收率差异大 3、部分井见效程度低 、含水回升快 主要调整

12、 措施 1、调整注入参数 2、高浓度聚合物调剖 1、注采参数调整 2、注入井分层 3、注采井解堵 1、注采井压裂 2、方案调整及分注 1、深度调剖及注入参数调整 2、分层调整 3、采出井调小参数或堵水 目标 调整剖面动用 改善压力场 改善剖面动用 促进见效 提高产液水平 延长低含水稳定期 防止剖面反转 、控制低效循环 提高技术经济效果 12.76 /0.1PV 稳定 0.414PV 7.94 /0.1PV 0.48PV0.27PV0.19PV0.1PV 快速 下降 快速 上升 缓慢 回升 6、化学驱试验综合调整 渗 透 率 变 化 图 注水初期注水中期 注水后期 （1）针对水流优势通道发育、注

13、入水推进速度快，注入压力低等问题，及 时开展了整体深部调驱。 调驱前调驱前调驱后调驱后 u单井注入压力由2.6提高到6.5MPa u井间差异由8MPa降至2.2MPa u吸水厚度比例由62%提高到78% u平均推进速度由12.5m/d降到7.6m/d 控制聚合物的产出 6、化学驱试验综合调整 （2）适时调整聚合物浓度，控制采出液中聚合物浓度 通过对井组实施增浓，平均注入浓度由1600ppm上升至2200ppm左右 ，使采出液聚合物浓度得到了有效控制。 6、化学驱试验综合调整 u实施增注增浓、解堵、分注等调控措施，有效改善了注采状况 14口井见到明显效果，日 产油由48.3吨上升至89.2吨，

14、上升了40.9吨。含水从93.6%降 到92.3%，下降1.3%。 u实施液量调整、补层、侧钻等措施26井次，保证了油井生产能力 边部井实施提液引效10口， 有效8口，日产液从451方提高到 703方，日产油从28.9吨上升到 43.1吨，上升了14.2吨。 451 日产液 703 28.9 43.1 日产油 93.6 含水 92.3 48.3 89.2 日产油 （3）及时动态调控，不断改善开发效果 6、化学驱试验综合调整 主 要 内 容 化学驱下步工作思考 二 化学驱提高采收率主要影响因素 一 1、化学驱的发展方向 （1）低碱、弱碱、无碱化；（2）中低渗油藏化学驱；（3）中粘原油 油藏化学驱

15、；（4）高温油藏化学驱；（5）薄差层化学驱。 2、化学驱扩大波及体积与提高驱油效率的关系 与化学驱配方设计紧密相关，聚合物、表活剂、碱的用量及其在提高采 收率中发挥的作用，降低化学剂的成本。 3、乳化在化学驱中的作用 要实现化学驱提高采收率的最大化，必须加强体系的乳化能力研究。二 元驱油体系粘度、界面张力与三元体系相差不大，提高采收率幅度相差5%左 右，主要在乳化、洗油能力差别，如果二元体系乳化、洗油能力与三元体系 相近，提高采收率幅度应该相差不大。 化学驱下步工作思考 4、中低渗透油藏化学驱提高采收率技术研究 化学驱油体系的注入性、渗流能力较差，选择合适的聚合物分子量、浓 度；中低渗透油藏比

16、表面较大，化学剂的吸附量大，配方设计时应考虑吸附 问题；中低渗透油藏化学驱的试验周期更长。 5、低成本高效表活剂的合成及工业化 无碱化学驱用表活剂的成本较高，使用浓度偏低，降低表活剂的成本可 以增大表活剂的用量，保证化学驱的效果。 6、化学驱的环境保护 5月1日新的环保法实施后对化学驱提出更高的要求，所使用的化学剂必 须适应新环保法，建立完善化学剂检测、监测方法，在注入过程中不能存在 跑冒滴漏等问题，对采出液的处理要求也更加严格。 化学驱下步工作思考 化学驱下步工作思考 7、低油价下化学驱降低成本问题 化学驱中2/3甚至更多的投资在钻井、地面建设，尤其是地面建设的投 资比较大，并且是集中投资，是降低投资成本的主要方向；化学剂成本降低 主要是对段塞和配方浓度进行优化，降低化学剂的投资成本。 油藏是基础 配方是关键 调整是保障 效益是目标 体 会 敬请各位领导专家批评指正！ 谢谢大家！