青海油田尕斯N1–N21超高盐油藏复合驱提高采收率技术

贾志伟 程长坤 朱秀雨 濮兰天 韩宇 扈福堂

贾志伟, 程长坤, 朱秀雨, 濮兰天, 韩宇, 扈福堂. 青海油田尕斯N1–N21超高盐油藏复合驱提高采收率技术[J]. 石油钻探技术, 2021, 49(5): 81-87. doi: 10.11911/syztjs.2021121
引用本文: 贾志伟, 程长坤, 朱秀雨, 濮兰天, 韩宇, 扈福堂. 青海油田尕斯N1–N21超高盐油藏复合驱提高采收率技术[J]. 石油钻探技术, 2021, 49(5): 81-87. doi: 10.11911/syztjs.2021121
JIA Zhiwei, CHENG Changkun, ZHU Xiuyu, PU Lantian, HAN Yu, HU Futang. Oil Recovery Enhancement by Composite Flooding Technology for Gasi N1–N21 Ultra-High-Salinity Reservoir in Qinghai Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(5): 81-87. doi: 10.11911/syztjs.2021121
Citation: JIA Zhiwei, CHENG Changkun, ZHU Xiuyu, PU Lantian, HAN Yu, HU Futang. Oil Recovery Enhancement by Composite Flooding Technology for Gasi N1–N21 Ultra-High-Salinity Reservoir in Qinghai Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(5): 81-87. doi: 10.11911/syztjs.2021121

青海油田尕斯N1–N21超高盐油藏复合驱提高采收率技术

doi: 10.11911/syztjs.2021121
基金项目: 中国石油重大科技专项“柴达木盆地老油区精细调整及提高采收率关键技术研究”(编号:2016E-0104)部分研究内容
详细信息
    作者简介:

    贾志伟(1985—),男,山东德州人,2007年毕业于西南石油大学石油工程专业,2014年获西南石油大学石油与天然气工程专业硕士学位,工程师,主要从事提高采收率方面的研究工作。E-mail:81703438@qq.com。

  • 中图分类号: TE357.46+3

Oil Recovery Enhancement by Composite Flooding Technology for Gasi N1–N21 Ultra-High-Salinity Reservoir in Qinghai Oilfield

  • 摘要: 青海油田尕斯N1–N21油藏的地层水矿化度和钙镁离子含量超高,进行凝胶与表面活性剂复合驱,常规凝胶易脱水破胶,长期稳定性差,同时常规表面活性剂易与地层水中的钙镁离子发生反应产生沉淀。针对前一问题,合成了适用于尕斯N1–N21油藏的抗高盐有机凝胶,配方为0.3%~0.4%聚合物+0.2%~0.3%交联剂+0.1%~0.2%稳定剂,该体系在68 ℃条件下初凝时间大于70 h,成胶后凝胶黏度大于1.0×104 mPa∙s;优选了抗高盐表面活性剂QH-1,评价了界面张力和驱油效果,发现质量分数0.4%的QH-1溶液可提高采收率18.72%。室内试验结果表明,交替注入抗高盐有机凝胶和QH-1能有效遏制水的无效循环,提高中低渗区域的驱油效率,优化的“凝胶+QH-1”复合驱可提高采收率27.6%以上。该复合驱在尕斯N1–N21油藏9口注水井进行了应用,应用后对应油井的平均含水率由80%降至70%,增产油量2.41×104 t。研究结果表明,“凝胶+QH-1”复合驱提高采收率技术对青海油田尕斯N1–N21超高盐油藏增油降水具有很好的效果,具有推广价值。
  • 图  1  抗高盐有机凝胶中聚合物的合成反应式

    Figure  1.  Synthesis reaction formula for polymer in high-salinity-resistant organogels

    图  2  油水界面张力随表面活性剂质量分数变化的曲线

    Figure  2.  Change of oil-water interfacial tension with the mass fraction of surfactants

    图  3  抗高盐有机凝胶注入压力与注入量的关系曲线

    Figure  3.  Relationship between injection pressure and injection volume of high-salinity-resistant organogels

    图  4  实施区块生产曲线

    Figure  4.  Production curve of the test block

    图  5  跃7540更2向井与周边油井的注采连通关系

    Figure  5.  Injection and production connections among Well Y7540G2 and surrounding oil wells

    表  1  抗高盐有机凝胶68 ℃下的性能

    Table  1.   Performance of high-salinity-resistant organogels at 68 ℃

    聚合物
    质量分数,%
    交联剂
    质量分数,%
    稳定剂
    质量分数,%
    表观黏度/
    (mPa∙s)
    初凝时间/h
    0.20.10.051 500180
    0.20.102 500150
    0.30.203 200130
    0.30.10.054 000125
    0.20.108 200100
    0.30.2010 300 80
    0.40.10.058 400105
    0.20.1011 200 90
    0.30.2013 000 75
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    表  2  抗高盐有机凝胶封堵性能试验结果

    Table  2.   Test results of plugging performance of high-salinity-resistant organogels

    凝胶渗透率/mD压力梯度/(MPa∙m–1
    注入凝胶水驱
    1 3913.203.84
    1 050 0.682.86
    5 103 0.304.14
    2 4204.485.02
    1 120 1.206.67
    5 260 0.488.31
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    表  3  抗高盐有机凝胶转向效果试验结果

    Table  3.   Test results of steering effect of high-salinity-resistant organogels

    凝胶渗透率/mD含油饱和度,%采收率,%
    水驱注凝胶
    135662.8 5.621.7
    98766.532.257.0
    4 981 71.245.155.7
    239863.6 6.123.0
    1 056 67.133.159.4
    5 138 73.448.359.6
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    表  4  耐高盐表面活性剂QH-1岩心驱油的试验结果

    Table  4.   Core displacement test results of high-salinity-resistant surfactant QH-1

    岩心渗透率/
    mD
    QH-1质量
    分数,%
    水驱采收
    率,%
    QH-1驱采
    收率,%
    3650.125.50 6.12
    3420.227.6812.47
    3810.326.7215.11
    3570.425.5518.72
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    表  5  “凝胶+QH-1”复合驱岩心驱替试验结果

    Table  5.   Core displacement test results of "Gel +QH-1" composite flooding

    凝胶与QH-1组合形式渗透率/mD含油饱和度,%采收率,%
    水驱“凝胶+ QH-1”复合驱
    0.10 PV凝胶+0.20 PV表面活性剂46364.330.558.1
    1 635 67.536.566.8
    0.10 PV凝胶0.25 PV表面活性剂56862.129.759.2
    1 890 70.437.568.7
    0.10 PV凝胶+0.30 PV表面活性剂32461.328.561.2
    1 500 72.135.269.5
     注:1)凝胶配方为0.4%耐高盐聚合物+0.2%交联剂+0.1%稳定剂;表面活性剂为0.3%QH-1。
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出版历程
  • 收稿日期:  2020-12-14
  • 修回日期:  2021-08-18
  • 网络出版日期:  2021-09-16
  • 刊出日期:  2021-10-18

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