狮子沟高矿化度油藏复合深部调驱技术研究

发布时间：2018-04-22 10:12

  本文选题：高矿化度油藏 + 复合调驱　； 参考：《西南石油大学》2015年硕士论文

【摘要】：狮子沟N1油藏温度为50℃,地层水矿化度为23×104mg/L,属于高矿化度油藏。油藏的平均孔隙度为15.12%,平均渗透率为33.1×10-3μm2,具有中孔低渗的特征。由于油藏非均质性强,在注水开发过程中水窜严重,导致水驱波及效率较低。由于油藏地层水矿化度高,一般调驱剂由于抗盐性能差难以发挥明显作用,进一步加大了控水稳油的难度。本文在充分调研国内外高矿化度油藏深部调驱实验和应用情况的基础上,采用了适合该油藏的控水稳油技术——“抗盐弱凝胶/孔喉尺度微球”复合深部调驱技术。弱凝胶是一种理想的深部调驱剂,能封堵高渗层,使得后续流体转向,并可在驱替作用下向地层深部运移,达到驱油的效果。针对一般弱凝胶难以适应高矿化度油藏环境的问题,本文通过药剂筛选及其浓度优选,研制出适应目标油藏高矿化度环境的弱凝胶体系。孔喉尺度微球具有优良的抗盐性能。在弱凝胶封堵高渗通道的基础上,微球在细小孔隙中发挥作用。通过堆积和膨胀作用,微球对孔喉产生封堵,并在压力作用下发生弹性变形通过孔喉,在下一处继续产生封堵,以此起到逐级调驱和使流体深部转向的作用。 本文通过实验,研制出适用于狮子沟N1油藏高矿化度环境下的弱凝胶体系,其配方为：聚合物KYPAM-6(1700mg/L)+复合交联剂(150-200mg/L)+除氧剂(100mg/L)。其中,复合交联剂由有机铬与酚醛按1：1用量组成,酚醛由药剂甲醛和间苯二酚按一定比例所配制。该弱凝胶具有良好的抗盐性、抗温性、抗剪切性和长期稳定性,能很好的适应油藏环境。通过岩心流动实验评价,其提高采收率为10.2%,吸水剖面改善率为82.3%。实验表明,微球SD-320的粒径尺寸与油藏岩石孔喉尺寸相匹配,且具有良好的吸水膨胀性、抗盐性、抗温性和长期稳定性。在油藏温度50℃下,微球膨胀30d后,在淡水中的膨胀倍数为5.08,在地层水中的膨胀倍数为1.03。微球在地层水中膨胀60d后,仍具有较好的稳定性。岩心流动实验评价结果表明,微球在低渗区域调驱作用明显,在高渗区域调驱作用较差。 配伍性评价实验研究表明,两种体系在弱凝胶成胶前混合,两者的性能会在一定程度上相互影响。而在弱凝胶成胶后混合,两者的性能不会受到影响,配伍性良好。在此基础上,通过对比实验优选出了复合调驱体系的注入顺序为“先弱凝胶、后微球”,弱凝胶注入段塞尺寸为0.3PV,微球注入段塞尺寸为0.3PV。其中,微球的段塞浓度为3000mg/L。实验表明,多轮次注入复合体系的调驱效果优于单轮次注入的效果。本文还对复合体系的调驱机理进行探讨分析,弱凝胶和微球通过发挥协同作用取得较好的调驱效果。本文的研究成果对于改善狮子沟N1油藏的注水开发效果具有重要意义。
[Abstract]:The temperature of the N1 reservoir in Shizigou is 50 鈩，

本文编号：1786751