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1、大庆油田高级技能人才培训中心2008年8月,聚合物驱油技术,目 录,一、前言二、喇南聚合物驱油工业性矿场试验三、喇嘛甸油田二类油层聚合物驱油试验四、喇嘛甸油田高浓度聚合物驱油试验,一、前 言,一次采油技术：依靠天然能量，靠弹性驱，油井自喷生产,采收率一般只有15-25%；二次采油技术：依靠人工注水能量，水驱开发，采收率 一般为40-50%；三次采油技术：亦称强化开采（EOR）技术,当二次采油末期油田含水上升到经济极限,再用注水以外的新技术进行开采,主要是向油层注入化学剂、气体溶剂、热流溶剂等。,三次采油技术：1）热力采油技术：蒸气吞吐、蒸气驱、热水驱、火烧油 层；2）气体混相驱(或非混相驱)采
2、油技术:烃类(液化烃、富气烃、贫气烃）驱油、二氧化碳驱油、惰性气体（氮气）驱油；3）微生物采油技术：微生物吞吐、微生物驱油、微生物封堵大孔道；,一、前 言,三次采油技术：4）化学驱采油技术：聚合物驱油、表面活性剂驱油、表活剂吞吐、碱驱油、二元驱（表活剂聚合物）、三元驱（表活剂碱聚合物）、三元泡沫驱（表活剂碱聚合物天然气）。聚驱提高采收率：一类油层10%以上；二类油层8%；三元驱提高采收率：一类油层20%左右。,一、前 言,1996-2004年大庆油田产油量构成,大庆油田不同阶段重大技术产量构成曲线,含水下降(%),聚合物驱的效果,聚合物驱驱油机理 1,本体粘度使聚合物在油层中存在阻力系数和残余
3、阻力系数,是驱替水驱未波及残余油和簇状残余油的主要原因;2,界面粘度使聚合物溶液在多孔介质中的粘滞力增加,是驱替膜状、孤岛状残余油的主要机理;3,拉伸粘度使聚合物溶液存在粘弹性,是驱替盲状残余油的主要原因,三次采油从1992年在胜利油田开始实施，河南油田于1994年开始实施，1998年开始明显见效。1999年三采的年增油量达到116万吨以上，到2004年达到170万吨。累计增油935万吨。,类高温高盐油藏聚合物三次采油技术取得突破,1 胜利油田聚驱试验1.1 胜利孤岛油田中一区馆3聚合物驱（1）油藏基本特征中一区馆3聚合物驱试验区位于孤岛油田主体部位的顶部,试验区含油面积0.562km2，地质
4、储量165104t。馆3层系构造平缓,南高北低,岩性以粉细砂岩为主,孔隙度33%,空气渗透率1.52.5m2,泥质胶结为主,泥质含量9.5%15.0%,胶结疏松,油井出砂严重,油层渗透率变异系数为0.54。地下原油黏度为46.3mPas，油层温度67。油层水矿化度50006000mg/L。,（2）工艺参数总用量为450PVmg/L，三段塞注入，即0.06PV 2000mg/L+0.2PV 1500mg/L+0.04PV750mg/L，清水配制母液，污水稀释注入。聚合物为PAM，分子量1500万。（3）处理效果显著的降水增油效果。综合含水由注聚前的90.2%最大下降至71.0%；日产油由注聚前的
5、128t/d最高上升到351t/d。提高采收率12%。注聚11个月后,油井陆续见效,日产油量上升,含水下降。见效率100%,每吨聚合物增油120.1t。,1.2胜利孤岛油田中二南中聚合物驱（1）油藏基本特征含油面积1.8km2，地质储量1185104t，油层温度70.5，地层水矿化度5797mg/L，地下原油粘度85mPas。注聚前水驱采出程度38%，综合含水已高达95%。（2）工艺参数二段塞注入方式，前置段塞为0.05PV聚合物溶液，浓度为2200mg/L，主段塞为0.27PV聚合物溶液，浓度为1700mg/L，溶液配制采用清水配制母液、污水稀释注入。（3）处理效果综合含水由注聚前的95.0
6、%下降到80.9%,下降了14.1%，日产油由注聚前的413t/d上升到1091t/d，增加了678t/d。提高采收率7.7%。,1.3胜利孤岛油田中一区Ng4聚合物驱（1）油藏基本特征Ng4为曲河流相，岩性以粉细砂岩为主，各沉积时间单元岩性自下而上由粗变细，具有明显的正韵律特征。其渗透率在平面上变化具有方向性和区域性，变异系数0.638，注入水沿高渗透层窜流，注水开发效果差。中一区Ng4南北被断层切割，东西分别与中二区和西区自然连接。（2）工艺参数注入方式为清水配制母液，清水稀释注入。采用二段塞注入方式，注聚井第一段塞注入0.066PV，浓度1700mg/L，粘度56.5mpa.s；第二段塞
7、注入0.2067PV，浓度1300mg/L，粘度35.1mpa.s。（3）处理效果含水大幅度下降，由注聚前的94.4%下降到86.5%，下降了7.9%；到2000年8月，已累积增产原油54.55l04t。,1.4胜利孤东油田七区（1）油藏基本特征油层单一，非均质性严重，油层属河流相正韵律沉积，渗透率变异系数0.525。油层平均孔隙度34%，有效渗透率136110-3m2。地层温度68，地下原油粘度为41.25mPa.s。（2）工艺参数注入聚合物干粉5779t，溶液344104m3，占0.314PV，平均注入速度0.12PV/a，平均有效注入浓度1512mg/L。（3）处理效果综合含水由95.3
8、%，最低下降到89.7%，下降了5.6%；日产油由249t升到575t，日增产原油326t。提高采收率5.75%。,2 大港油田聚驱矿场试验2.1 大港油田港西五区一断块（1）油藏基本特征区块含油面积3.5km2，原油地质储量为573l04t，水驱可采储量235l04t。该区岩性为砂岩，地层水的矿化度6500mg/L，油藏温度为52，油层的渗透率变异系数为0.78。（2）工艺参数 聚合物驱油剂分子量在15002000万范围之内，聚合物段塞(前缘、主体、后尾)前缘部分应用高分子量聚合物EORPAM-4，主体和后尾部分应用质优价廉的聚合物SW-130。聚合物驱控制面积0.46km2，控制地质储量1
9、06l04t。,（3）处理效果受益油井28口，已有13口油井收到了明显的效果，累计增油34652t。受益井日产油由注聚合物前的137t上升到注聚合物后的172t，含水由91.2%下降到87.0。采收率提高了4.76%，可采储量增加了15.42l04t。采油速度由注聚合物前的4.5%上升到6.8%。,2.2 大港油田港西三区二断块油层（1）油藏基本特征断块油层平均厚度11.8m，平均孔隙度31%，有效渗透率412l0-3m2，原始地层压力10.65MPa，地层温度52.9，地层原油粘度19.lmPaS，地层水总矿化度7286mg/L。该断块属于高渗透率、中等粘度的多层层状油藏。油层纵向渗透率变异
10、系数为0.780.83。（2）工艺参数聚合物溶液分三级段塞注入:前缘段塞浓度为1000mg/L，占总液量的26.2%;主体段塞浓度为500-1000mg/L，占总液量的45.6%;后尾段塞浓度为1000mg/L，占总液量的28.2%。AT-530聚合物。（3）处理效果截至2001年6月，平均月增油250lt，累积增油21.8l04t，已提高采收率10.34%。,3.河南油田聚合物驱试验,4 江汉油田八面河面十二区聚驱矿场试验（1）油藏基本特征平均油层厚度6.5m，油层温度6570，空气渗透率为75910-3m2，层间非均质系数为2.432.77，渗透率变异系数为0.81.49。地面原油密度为0
11、.9372g/cm3，地下原油粘度21.1mPa.s，地层水矿化度25767.4mg/L。（2）工艺参数主体段塞于1998年11月10日正式投注，三口注聚井12-4-7、12-6-G33、12-8-G9分别按40 m3/d、60 m3/d、75 m3/d。到2000年8月18日停止注聚，历时679天，累计注入聚合物溶液10.4104m3，折合聚合物干粉121.6t；注入期间聚合物平均浓度1169 mg/L，粘度110.91 mPa.s，注入地层孔隙体积0.31PV。,二、喇南聚合物驱油工业性矿场试验 根据大庆油田“八五”期间推广应用聚合物驱油规划部署，1993年选定喇嘛甸油田南块开始进行工业性
12、聚合物驱油矿场试验。,北北块,北西块,北东块,南中块东部,南中块西部,喇南,葡I1-2油层是喇嘛甸油田的一类油层，有效渗透率0.4m2以上，岩石颗粒较粗，粒度中值0.13-0.21mm；孔隙中值在0.1mm左右。,喇嘛甸油田地质储量8.1亿吨，其中油层厚度大于4米的主力油层葡I1-2层地质储量近5亿吨，聚驱前油层含水已高达90%以上，预计水驱最终采出程度也只能达到40%，油层中仍存在大量剩余油分散在不同部位，为了把这一部分剩余油挖潜出来，先对葡I1-2油层开展注聚合物采油。,试验目的：研究多段多韵律非均质厚油层采用不同井网井距及注入不同分子量聚合物的驱油效果。1994年6月2日开始注入聚合物，
13、试验一区截止到1998年6月末已完成聚合物溶液的注入工作，转入后续水驱。试验二区截止到1999年5月完成聚合物溶液的注入工作，转入后续水驱。,试验区基本情况,试验 方案设计,含水,（%）,一、二区中心井含水与聚合物用量关系曲线,试验效果显著 含水最大下降幅度达24.4个百分点,240PVmg/L,-24.4%,360PVmg/L,-19.7%,试验取得以下结论:一是喇嘛甸油田多段多韵律非均质严重的葡I1-2油层，采用聚合物驱油可以取得较好的效果，采收率可比水驱提高10-13个百分点；二是高分子量聚合物与低分子量聚合物相比具有油层工作粘度大、聚合物滞留量大、残余阻力系数大等优点，有利于提高聚驱采
14、收率；三是注前含油饱和度高低直接影响聚合物驱油效果；四是合采井聚合物见效后受水驱层系干扰，效果不能充分发挥；,五是原注水井改为油井，在完善井组条件下，可以取得一定的增油效果，但见效时间滞后，含水下降幅度小，增油效果差；六是聚合物驱采用300米直对行列井网，可达到0.12PV的注入速度，投资比212米五点法井网少、采收率提高幅度小；七是212米五点法面积井网在注入速度0.17PV和注聚浓度1000 mg/L 条件下，聚合物驱油全过程为6年，前3年增油量占总增油量的80%；八是从注聚到含水98%，聚合物驱油全过程累积注入驱替液1.0PV，比水驱累积节省注水量0.9PV左右。,三、喇嘛甸油田二类油层
15、聚合物驱油试验喇嘛甸油田二类油层是指大面积分布的中低渗透层萨1-3、萨1-3、萨4-7，有效渗透率在0.2-0.3m2，岩石颗粒较细，粒度中值0.09-0.16mm；孔隙中值在0.06mm。,试验目的：1、在充分利用一类厚油层的聚驱井网的基础上，研究适合二类油层聚合物驱的井网和井距；2、研究二类油层聚合物合理的注入参数，如注入速度、注入聚合物的分子量、注入浓度等；3、研究二类油层聚合物驱提高采收率的幅度，并进行经济效益评价。,5-332,6-333,5-341,5-342,5-351,6-P34,6-P343,6-J3555,6-3536,6-3415,6-P342,6-P351,6-P352
16、,7-3535,7-P35,7-3435,7-342,7-351,7-352,6-P3455,6-P3435,6-更P3555,6-P3415,6-P3425,6-P3515,6-P3525,1.4,234,484,13.1,12,11,7,试验面积（Km2）,地质储量(104t）,孔隙体积（104m3）,有效厚度（m）,采出井（口）,注入井（口）,中心井（口）,采油井,注聚井,水驱平衡井,7-36,喇南上返试验区井位图,萨4-10油层沉积相带图,葡I1-2油层沉积相带图,属曲流河沉积砂体砂体宽度300400m有效渗透率0.20.3m2砂体钻遇率50%一类连通率44.5%,属大型砂质辫状河沉积
17、砂体宽度800m有效渗透率0.40.5m2砂体钻遇率72%一类连通率77.8%,二类油层发育特征,试验区注聚以来油水井措施调整工作量,二类油层注聚以来，油水井共措施53井次，方案调整80井次，为二类油聚驱取得好效果奠定了基础。,二类油层注聚措施调整工作量大,试验区在注聚过程中，由于纵向上油层的非均质性，注入剖面出现不均衡、层间吸水差异较大的问题，采取分层注聚后，有效减缓层间矛盾。,分层是减缓二类油层 层间矛盾的有效途径,层位,渗透率,6-P351,厚度,2.9,0.460,4.2,0.400,0.460,5.6,0.340,萨4-7,萨4-7,萨8-10,相对吸水量（）,32.6,吸水强度相差
18、1.5倍,67.4,分层前,分层后,相对吸水量（）,6-P351井分层后吸水剖面变化情况,57.2,42.8,试验区注聚以来，共对9口注入井实施分层注聚，分注率达81.7%。分层后中低渗透层相对吸水量提高了23.5个百分点，提高了差油层吸水能力。,分层前后吸水状况变化情况,相对吸水量,（）,5.4,18.1,压裂是提高二类油层动用程度的重要措施,由于二类油层性质、连通状况均较差，注聚后注采能力大幅度下降，压裂成为改善二类油层聚驱效果的重要措施手段。试验区注聚以来，根据生产能力及含水变化，注采井实施压裂10井次，占总井数的55.6%。,一是改善了注入状况,注入量（m3/d）,注入压力（MPa）,
19、注入浓度（mg/L）,注入粘度（mPa.S）,7-3535井注入曲线,压裂,+20,-1.7,二是提高差油层动用程度,6-P3425,含 水（%）,含 水（%）,含 水（%）,6-P3525,6-P3435,-4.5,49.5,-3.5,64.0,-3.8,77.1,80.9,油井压裂后含水下降,904,1081,957,氯离子含量,（mg/L),6,886,824,氯离子含量,（mg/L),压裂井氯离子变化曲线,氯离子含量,（mg/L),778,时间,940,+162,1078,6-P3425,6-P3435,6-P3525,+124,+254,采出液中氯离子含量增加100-250mg/L，
20、增加了新的出油层段。,三是增油效果显著，经济效益明显,二类油层压裂增油效果统计表,试验区含水下降幅度大，增油效果显著,上返试验区中心井综合开采曲线（7口井）,日产液（t）,日产油（t）,含 水（%）,时间,采聚浓度（mg/L）,22,+33,最低点,见效前,见效后,97.6,73.4,-24.2,85.9,87.1,钻控影响,上返试验区中心井数模与实际对比,含水,（%）,87.5%,采收率大幅度提高,累积增油12.49104t阶段提高采收率12.0个百分点比数模最终提高采收率高1.3个百分点,提高采收率,（百分点）,1、二类油层平面、层间油层性质差异较大，注聚中 应实现聚合物分子量及浓度的个性
21、化匹配；,4、二类油层注聚提高采收率能达到12个百分点以上；,3、分层分质、压裂是提高二类油层动用程度的有效 措施；,2、高粘低速是二类油层聚驱的有效注入方式；,5、试验区经济效益显著，具有广阔的推广前景。,试验取得的结论,不同阶段采用高浓度聚合物驱均能改善驱油效果,不同时期转注高浓度聚合物驱采收率与PV数关系曲线,一、室内实验情况,四、喇嘛甸油田高浓度聚合物驱油试验,1000mg/L,1800mg/L,2500mg/L,剪切速度（rpm),中分聚合物降解率与剪切速度关系曲线,1000mg/L,1800mg/L,2500mg/L,中分聚合物降解率与剪切时间关系曲线,剪切时间（min),实验条件
22、：剪切1 min,实验条件：剪切速度4000 rpm,高浓度聚合物抗剪切能力强,高浓度聚合物粘弹性好,不同聚合物剪切速率与剪切粘度曲线,不同浓度聚合物的剪切速率与剪切粘度曲线,不同聚合物剪切速率与法向应力差曲线,不同浓度聚合物的剪切速率与法向应力差曲线,高浓度聚合物体系抗稀释性强,2500万1000mg/L聚合物稀释曲线,2500万2500mg/L聚合物稀释曲线,时间（nim）,浓度（mg/L）,时间（nim）,不同浓度聚合物阻力系数与残余阻力系数结果表,高浓度聚合物的阻力系数、残余阻力系数大,聚合物注入段塞优化岩芯驱油实验结果,优化段塞组合可进一步提高采收率,实验条件：总用量均为2020PV
23、mg/L，采用4.54.530（cm）的环氧树脂胶结的两维纵向非均质正韵律人造岩心，变异系数0.72，饱和模型用水为人工合成盐水，矿化度为6778mg/L，配制聚合物用水为人工合成盐水，矿化度为508mg/L，岩心驱替用水为人工合成盐水，矿化度为3700mg/L。,高浓度聚合物段塞突破时间较晚,为研究高浓度聚驱采聚浓度的变化规律，开展了高浓度聚驱见聚时间影响因素数值模拟研究。,注采井距：250 m有效厚度：2 m油层渗透率：1000 md孔隙度：0.26初始含水饱和度：0.49(纵向上一个层）,生产情况年注入速度：0.13 PV注聚合物体积量：0.65 PV首先注入0.65 PV聚合物，然后转
24、入后续水驱。,高浓度无弹性,条件：高浓度、无弹性,条件：低浓度、无弹性,聚合物溶液粘性大小对见聚时间的影响,聚合物溶液的粘性对见聚时间的影响不大,高浓度无弹性,条件：高浓度、无弹性,条件：高浓度、低弹性,聚合物溶液弹性大小对见聚时间的影响,聚合物溶液的弹性越大，见聚时间越晚,条件：高浓度、高弹性,聚合物溶液弹性大小对见聚时间的影响,条件：高浓度、低弹性,不同分子量聚合物高浓度体系 与油层匹配性研究,阻力系数,不同聚合物分子量阻力系数变化曲线,水测渗透率,残余阻力系数,水测渗透率,水测渗透率：0.3m2左右,注入孔隙体积(PV),2500万分子量聚合物注入压力变化曲线,水测渗透率：0.5m2左右
25、,0,2,4,6,8,10,0,1,2,3,4,5,6,注入孔隙体积（PV）,压力,（atm),2000mg/L,2500mg/L,水测渗透率：0.3m2左右,室内研究表明，高浓度聚合物体系具有抗剪切性强，粘弹性好、阻力系数及残余阻力系数大的特点，可比常规聚合物驱多提高采收率10个百分点以上。,高浓度聚合物驱矿场试验区井位图,基础数据,6-A2205,5-P2028,5-P2128,6-22,6-P2105,6-P2100,6-P2200,6-2035,6-2135,6-P2188,6-P211,6-P2028,7-P2088,7-P203,6-P2128,7-P2128,7-P213,7-P
26、2188,7-P211,7-P2028,8-斜P21,8-22,6-2215,7-2215,8-2135,8-2035,6-P2020,6-P2025,7-P2020,7-P2025,7-P2100,8-P2005,7-P2105,6-P2120,6-P2125,7-P2120,7-A2125,7-P2200,8-P2105,7-P2288,7-P2205,8-P2205,7-21,5-P211,6-P2088,6-2015,7-2015,8-20,7-P1928,5-2215,6-P2288,6-2235,6-P2220,7-P223,8-2235,7-P2005,7-P2000,6-P19
27、28,6-P2005,5-P2020,5-P2025,6-P2000,5-P1928,5-P2120,5-P2125,5-P2220,7-P2220,7-P2225,该区块2001年2月注聚，试验前注聚体积0.32PV，用量为290PV.mg/L。,二、现场试验情况,高浓度聚合物驱试验方案：,聚 合 物：2500万分子量聚合物,注聚浓度：2500 mg/L,注入速度：0.130PV/a,聚合物用量：2000 PV.mg/L,试验区注高浓度聚合物前后吸水情况对比表,注入剖面得到明显改善,高浓度试验区中心井开采曲线(9口),试验前,月上升0.94个百分点,月上升0.15个百分点,试验后,时间,下降
28、趋势,-3.6,中心井含水下降明显,+50,+312,+204,高浓度试验区见效井分布图,图例,聚驱油水井,试验区油水井,6-2035,7-P2088,7-P203,6-P2020,7-P2020,8-P2005,6-P2088,6-2015,7-2015,8-20,7-P1928,7-P2005,7-P2000,6-P1928,6-P2005,5-P2020,5-P2025,6-P2000,5-P1928,上升井 3口 11.1%,稳定井 15口 55.6%,8-2035,6-P2025,7-P2025,6-P2205,5-P2028,5-P2128,6-22,6-P2105,6-P2100
29、,6-P2200,6-2135,6-P2188,6-P211,6-P2028,6-P2128,7-P2128,7-P213,7-P2188,7-P211,7-P2028,8-斜P21,8-22,6-2215,7-2215,8-2135,7-P2100,7-P2105,6-P2120,6-P2125,7-P2120,7-P2125,7-P2200,8-P2105,7-P2288,7-P2205,8-P2205,7-21,5-P211,5-2215,6-P2288,6-2235,6-P2220,7-P223,8-2235,5-P2120,5-P2125,5-P2220,7-P2220,7-P2225,下降井 9口 33.3%,高浓度试验区见效井综合开采曲线(9口),时间,-5.0,+64,+267,+105,试验区见效井见效前后生产数据对比表,试验区9口见效井中，含水稳定下降的有5口，含水波动下降有4口；含水下降幅度最大达35.1个百分点，含水下降持续时间最长达9个月。9见效井高浓度聚驱阶段累积核实增油4.4104t。,数模预测聚驱提高采收率可达23个百分点,含水(%),累积注入孔隙体积(PV),高浓度试验区物模预测提高采收率曲线,23,提高采收率,（）,中心区18.6%,98%,高浓度试验区采聚浓度变化曲线,采聚浓度（mg/L）,时 间,试验区采聚浓度保持稳定,
