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1、1,聚合物驱技术的应用与发展,2,汇 报 提 纲,一、 油田化学驱技术发展概况 （一） 油田开发概况 （二） 油田化学驱技术发展历程 二、聚合物驱技术 三、聚合物驱技术下步工作方向 四、结论与认识,（一） 油田开发概况,截至2010年底 油田已在南襄、焉耆、新疆准噶尔盆地探明16个油田（东部油区13个油田：双河、下二门、赵凹、王集、井楼、古城、杜坡、杨楼、新庄、魏岗、张店、东庄、北马庄 ；西部油区3个：宝浪、本布图、春光），探明含油面积203.23km2，地质储量31549.6104吨，已投入开发动用含油面积178.59km2，地质储量25838.16104吨，可采储量8908.19104吨，
2、采收率为34.48%。,1、 油田油区位置分布,东部油区已投入开发12个油田，其中稀油油田8个（双河、下二门、魏岗、赵凹、王集、张店、东庄、北马庄），含油面积119.19km2，动用地质储量17942.3104t，可采储量6992.5104t，采收率38.97%；稠油油田4个（井楼、古城、新庄、杨楼），含油面积28.76km2，动用地质储量4914.2104t，可采储量1012.6104t，采收率20.61%。,2、 油田东部油区位置分布,稀油油田资源利用程度达到89.36，剩余可采储量1131.27万吨。其中双河（地质储量10322.0104t，占稀油油田资源的50.6% ）、下二门、魏岗三
3、个主力油田采收率分别为45.03%、45.73%、48.51。,3、东部稀油田储量动用状况, 双河油田1977年投入开发，2010年综合含水95.6% 、采收率45.03% 水驱开发进入高含水期，呈现油产量低、采油速度低、效益差的特征 作为水驱技术的接替或改善技术，化学驱技术的应用规模越来越大,双河油田水驱开发年产油量与时间的关系,时间/年,油产量 /万吨,含水 /%,4、双河油田水驱开发动态曲线,7,（二） 油田化学驱技术发展历程,1、化学驱资源量,2、 油田化学驱油藏特点,（1）断层复杂化的油藏，含油面积小、层间性叠合差 小层的含油面积：0.14.6 km2，0.5 km2占小层数63%
4、（2）水驱采出程度高，综合含水高，剩余油分布零散 采出程度40%左右、综合含水90%以上；剩余油平面上难以连片、纵向上叠合性差 （3）储层非均质严重 层间渗透率级差1.77.4、渗透率变异系数0.710.95 层内渗透率级差5.333.2、 渗透率变异系数0.490.92 （4）油层温度（50105）范围广， 70以上三采地质储量占68.9% （5）地下原油粘度（1.5140 mPa.s）变化大 小于10 mPa.s三采地质储量占87.8%、小于5 mPa.s三采地质储量占44.1% （6）油藏边水水域广、影响大,3、 油田化学驱技术发展历程 三次采油方法筛选与潜力评价阶段（19811985,
5、 “六五”） 聚合物驱可行性研究阶段（19861990, “七五”） 高温聚合物先导试验阶段（19911995, “八五”国家攻关） 类储量聚合物驱工业化应用阶段（19962000, “九五”） 开展类储量聚合物驱研究和先导试验。（20012005, “十五”） 类储量聚驱工业化应用，类储量二次聚驱；与类储量复合驱先导试验，类储量低度交联驱先导试验。（20062010, “十一五”） 室内研究单井注入反排多井组先导试验工业化（试验）应用 室内研究与先导试验：72高温油藏，切入点高 工业化应用：先易后难， 类储量、类储量、类以上储量 高温油藏厚油层聚合物驱技术： 1996年度中石油科技进步一等奖
6、 聚合物驱油技术：1998年度国家科技进步一等奖,4、化学驱的应用规模,室内研究 先导试验,类储量聚合物驱工业化,类储量聚合物驱工业化 类储量二次聚驱,与类储量复合驱 类储量低度交联驱 先导试验, 油田化学驱工业化应用18个区块：聚合物驱16个区块、复合驱2个区块； 其中10口注入井以下6区块(34%) ， 15口注入井以下12区块(68%) 动用地质储量6297.7104t，2010年化学驱产量50.2万吨；注入井265口、采油井455口 先导试验2个区块：聚驱后油藏二元复合驱、95油藏交联聚合物驱 化学驱技术已成为老油田开发稳产或延缓产量递减的主体技术之一,聚合物驱16个区块，动用地质储量
7、5551.0104t，注入井217口、采油井405口 聚合物驱提高采收率5.54个百分点、吨聚合物增油60.2t、累积增油153.4104t 聚合物驱区块产油量占东部油区稀油产量的41.9% ，占整个油田油产量的21.3%,聚合物驱应用规模,油田聚合物驱现场应用年增油量,13,二、聚合物驱技术 （一）科学控制聚合物驱的流度比 （二）聚合物溶液粘度影响因素的评价 （三）高浓度大段塞技术 （四）聚合物驱井网调整技术 （五）聚合物驱方案优化 （六）聚合物驱动态分析与跟踪调整 （七）聚合物驱全过程调剖技术 （八）聚合物驱转后续水驱技术,聚合物驱的机理： 改善流度比； 粘弹性驱油； 大PV注入 M =
8、w/o =( Kw/w)/(Ko / o) = o Kw / w Ko 假设 Kw Ko，则上式可近似为： M o / w 当 M1 时，驱替为类活塞推进 此时 w o HPAM溶液粘度大于或与地下原油粘度相当时、M1 时， HPAM溶液都具有非常好的驱油效果。,1、 科学控制聚合物驱的流度比, 10 mPas油田：流度比基本都小于1, 58123 mPas油田：流度比小于4,流度比、流度比下降倍数 地下原油粘度与流度比的关系、流度比小于1？ 最佳驱替的地下原油粘度：20、50、100、150 mPas 可驱替的地下原油粘度：20、50、100、150、200 、 500、1000 mPas
9、能否动用？B125块 653 mPas,流度比：原油粘度/聚合物溶液粘度；流度比下降倍数：水驱流度比/聚驱流度比,原油粘度10 mPa.s时提高采收率与流度比的关系,原油粘度600 mPa.s时提高采收率与流度比的关系,原油粘度100 mPa.s时提高采收率与流度比的关系,原油粘度3 mPa.s时提高采收率与流度比的关系,大幅度提高采收率控制的流度比的条件：两条斜率线的交点、提高采收率6%,大幅度提高采收率控制的流度比的条件： 两条斜率线的交点、提高采收率6%, 原油粘度 10 mPas油田：流度比0.5 原油粘度1030 mPas 油田：流度比1 原油粘度40150 mPas油田：流度比2,
10、 原油粘度 10 mPas油田：流度比0.5 原油粘度1050 mPas 油田：流度比1 原油粘度50150 mPas油田：流度比2,流度比的核心是聚合物溶液的粘度：影响因素研究,21,（二）聚合物溶液粘度影响因素的评价 1、聚合物产品商检 2、聚合物分子量 3、聚合物水解度 4、聚合物浓度 5、配制水类型与水质 6、聚合物的耐温抗盐性能 7、渗流特征与驱油机理 8、地面混配与注入工艺 9、射孔技术 10、地层渗流过程影响粘度的因素 11、聚合物溶液粘度全过程损失分析,22,1、聚合物产品商检,80油藏条件,23,剪切粘度保留率、静吸附粘度保留率、界面复合粘弹模量、界面弹性模量,50油藏条件,
11、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）： -CH2-CH-m-CH2-CH-n - | | C=O C=O | | NH2 O- Na+ HPAM的结构参数： 分子量（分子量分布） 水解度：n/(m+n) （酰胺基或羧基的分布）,聚合物类型：国产与进口共用，国产逐渐取代进口、新型逐渐取代普通 分子量、水解度,2、聚合物分子量, HPAM分子量的测量：特性粘数 Mark-Houwink方程：K M MW = / 0.0373 1.515 特性粘数：表征HPAM分子链尺寸或水动力学体积的大小，可以反映分子链在水溶液中的形态。特性粘数越大，说明HPAM在水溶液中的水动力学体积越大，HPAM分子链处于扩展状态
12、。特性粘数越低，HPAM分子链收缩程度越高。,孔柏岭等，聚丙稀酰胺的分子结构对微凝胶体系性能的影响J。石油勘探与开发，2001，28（5）：71-74。, HPAM分子量越大， 增粘能力越强 分子量越大，水动力学体积增大，渗流阻力也越高，粘度越大 在保持相同粘度值条件下，分子量越高，用量越少，矿场选用的HPAM分子量有越来越高的趋势：700 1000 1500 2000 2800 3500万,1500mg/L不同聚合物溶液,岩心孔喉半径/HPAM分子回旋半径5，不会堵塞油层,AN923： 1900万, HPAM分子量与油藏物性的匹配性,3、HPAM的水解度, HPAM的水解度与粘度关系 羧基间
13、静电斥力使HPAM分子链扩展，水解度越高静电斥力越大，粘度增大，当水解度值达到30%，粘度值达到最大值，随后随水解度增大粘度有下降趋势。,应重视水解作用对HPAM溶液性能的影响： 水解度小于30，水解作用使粘度增加；水解度大于30，水解作用使粘度下降；水解度大于45，Ca2+ Mg2+作用 产生沉淀；水解度越大，盐敏效应明显 水解反应是一个不可消除的化学过程,国产的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）性能参数,粘度测量条件：清水配制 1000mg/L HPAM,30,6r/m, HPAM水解速度和温度的关系, HPAM水解度、粘度和老化时间的关系（80 ）,三种HPAM产品（法国SNF公司）： AN
14、913：相对分子质量1720万、水解度15.0 AN923：相对分子质量1920万、水解度20.0 AN934：相对分子质量2110万、水解度31.0,温度越高，水解度速度越快，低水解度HPAM的水解过程是一个增粘过程，能提高HPAM的长期稳定性。, HPAM水解速度和粘度的关系,HPAM水解度与油藏条件的匹配关系： 50油藏条件下，HPAM的水解速度慢，达到的最高粘度所需时间较长，应选择水解度2530 70油藏条件下，HPAM的水解速度快，应选择水解度2025 80油藏条件下，HPAM的水解速度快，应选择水解度1520,低温（5060）高渗透油藏，如下二门油田，应选用相对分子质量200024
15、00万、水解度2528%的HPAM； 高温（7080）中渗透油藏，如双河油田，应选用相对分子质量16001800万、水解度1518%的HPAM（分子量2000万、水解度1721% ）。 低水解度HPAM水解过程是一个增粘过程，把水解增粘过程从地面移到地下,聚合物浓度越高，聚合物溶液的粘度、粘弹性越大 1500mg/L后聚合物溶液的粘度与粘弹性增加幅度变大 高浓度聚合物溶液： 1500mg/L 浓度确定： 满足流度比、发挥粘弹性的作用 低浓度小段塞、低浓度大段塞、高浓度小段塞、高浓度大段塞,4、聚合物溶液的浓度（高浓度）,清水配制母液、清水稀释：清水氧含量0.1mg/L 清水配制母液、污水稀释 污水配制母液、污水稀释 新鲜污水：污水配制母液、污水稀释 陈化污水：污水配制母液、污水稀释,5、配制水类型与水质（盐敏效应）,配制水常规处理： 配制水深化处理：曝氧除 S2-、Fe2+、氧含量0.5mg/L,曝氧除硫,高温、 光照 O2 - O O + S2-、Fe2+ - O S2-、
