化学驱提高采收率主要影响因素

1、化学驱提高采收率主要影响因素 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%前前 言言化学驱在三次采油中占有重要地位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

2、碱驱二元复合驱胶束-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主 要要 内内 容容化学驱下步工作思考化学驱下步工作思考二二化学驱提高采收率主要影响因素化学驱提高采收率主要影响因素一一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75；若使用耐温聚合物，温度范围可以放宽 80 75；若使

3、用耐温聚合物，温度范围可以放宽 30-85；使用耐温聚合物，温度范围可以适当放宽 油层非均质性渗透率变异系数0.4-0.8范围渗透率变异系数0.6 渗透率变异系数在0.4-0.8范围渗透率变异系数0.4-0.9原油密度0.9g/cm 3 0.9g/cm 3 0.9g/cm 30.9g/cm 3总含盐量地层水含盐量10000mg/L地层水含盐量10000mg/L地层水含盐量10000mg/L地层水含盐量50mD 10mD 50mD20mD地层原油粘度100cp 50cp 100cp 表面活性剂浓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

4、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 KPS二元复合体系二元复合体系 DWS-3 DWS-3二元复合体系二元复合体系甜菜碱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。2、油滴与DWS-3二元复合体系溶液扰动作用较弱较弱，延长时间油滴形成油膜。3、油滴与K

5、PS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1500.310-3轻微扰动1100.510-3轻微扰动60KPS/聚合物0.210-1剧烈扰动200.310-1剧烈扰动110.510-1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

6、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、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

7、、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

8、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

9、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，

10、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

11、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

12、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0.414PV7.94/0.1PV0.4

13、8PV0.27PV0.19PV0.1PV快速下降快速上升缓慢回升6、化学驱试验综合调整渗渗透透率率变变化化图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。u单井注入压力由2.6提高到6.5MPau井间差异由8MPa降至2.2MPau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

14、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，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。451451日产液日产液70370328.928.943.143.1日产油日产油93.693.6含水含水92.392.348.348.389.289.2日产油日产油（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主 要要 内内

15、容容化学驱下步工作思考化学驱下步工作思考二二化学驱提高采收率主要影响因素化学驱提高采收率主要影响因素一一1、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；（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