新型IPNG颗粒表面活性剂组合调驱技术室内研究.ppt

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,二、IPNG的合成,主 要 内 容,一、研究目的及意义,三、IPNG颗粒在多孔介质中的运移规律,四、IPNG颗粒/表活剂组合调驱实验,五、结论,第一部分 研究目的及意义,研究目的,克服现有调驱体系的弱点，真正实现长期注水开发油田深部调驱。,研究意义,我国大多数注水开发油田都已经进入高含水期，调剖堵水措施效果有下降趋势，进一步提高水驱采收率难度越来越大。,IPNG颗粒是一种低强度、高变形能力和高韧性的产品，具有良好的注入性和运移能力，能真正起到油藏深部流体转向的作用。颗粒在地层中所起的作用是动态调剖，意味着少量调驱剂通过运移可以起到大剂量处理的效果，因而是一项低廉高效的提高采收率技术。,IPNG颗粒能与表面活性剂等驱油体系联合使用，既扩大波及体积，又提高驱油效率。,第二部分 IPNG的合成,原料的选择,PVA分子链上带有大量的羟基(-OH)基团，羟基的极性很强，羟基上的氢与电负性很强的氧原子相连，氢氧键是高度极化的，一个羟基上带有部分正电荷的氢，可以与另一个羟基上带有部分负电荷的氧相互吸引而形成氢键。氢还能与氟、氮等形成氢键。,PVA,的结构与性质,第二部分 IPNG的合成,原料的相容性,文献报道：,25.8 29.1(J/cm3)1/2,PAM和PAA的溶度参数可由下式求得：,基团,E,coh,/(J/cm,3,),1/2,/mol),-CH,2,-,4940,CH-,3430,-COOH,27630,C=O,17370,-NH,2,12560,经计算,：,26.50(J/cm3)1/2,，,28.74(J/cm3)1/2。,符合“相似相容”的原则。理论上PAM和 PAA与PVA是相容性较好的高分子，可以较好地进行共混。,第二部分 IPNG的合成,合成实验,AM,AA,引发剂,交联剂,PVA,水,加,热,溶,解,交联剂,PVA溶液,PVA,凝胶,聚合交联,加热,IPN,凝胶,将PVA配制成一定浓度的水溶液，60下将含有交联剂和引发剂的单体AM、AA与PVA溶液混合。然后加入PVA交联剂，使PVA交联形成网络结构。最后，再将其置于一定温度的恒温箱进行引发聚合反应，使均匀分散在PVA交联网络中的AM、AA形成交联网络结构。这样便可制得具有互穿网络结构的水凝胶。,第三部分 IPNG颗粒在多孔介质中的运移规律,实验方法,分别选择粒径为20目、40目、60目、80目、100目的石英砂按相同的方式填充，让填砂管接近于均质模型。测量渗透率和孔隙度，计算平均孔喉直径。向岩心中以相同的注入速率连续注入一定粒径的质量浓度为0.1%的IPNG颗粒溶液，观察各测压点压力随注入量的变化关系。,第三部分 IPNG颗粒在多孔介质中的运移规律,实验结果及分析,AB段,BE段,岩心,编号,砂粒粒径,/m,砂粒粒径/m,渗透率/m2,孔隙体积/cm,3,孔隙度/%,有效孔隙直径/m,1#,2000,1500,1000,900,64.95,205.93,42.74,83.68,2#,2000,1500,1000,450,50.97,203.33,42.20,74.60,3#,2000,1500,1000,300,31.36,202.41,42.01,58.65,4#,2000,1500,1000,200,20.90,200.73,41.66,48.08,5#,2000,1500,1000,150,15.53,197.30,40.95,41.80,岩心1#,岩心2#,岩心3#,岩心4#,岩心5#,颗粒1*,4.2,4.7,6.0,7.3,8.4,颗粒2*,3.2,3.6,4.6,5.6,6.5,颗粒3*,2.3,2.6,3.3,4.0,4.2,颗粒4*,1.8,2.1,2.6,3.2,3.7,第三部分 IPNG颗粒在多孔介质中的运移规律,实验结果及分析,颗粒溶液编号,岩心1#,岩心2#,岩心3#,岩心4#,岩心5#,运移,情况,B点,压力,运移,情况,B点,压力,运移,情况,B点,压力,运移,情况,B点,压力,运移,情况,B点,压力,1*,破碎,通过,4.17,破碎,通过,6.86,破碎,通过,8.28,堵塞,30,堵塞,30,2*,顺利,通过,1.99,顺利,通过,2.53,破碎,通过,5.71,破碎,通过,6.98,堵塞,30,3*,顺利,通过,1.18,顺利,通过,1.42,顺利,通过,2.37,顺利,通过,3.04,破碎,通过,7.03,4*,顺利,通过,0.54,顺利,通过,0.69,顺利,通过,1.12,顺利,通过,1.68,顺利,通过,2.26,第三部分 IPNG颗粒在多孔介质中的运移规律,实验结果及分析,（1）,顺利通过,模式：颗粒粒径/孔喉在1.84.0范围内。在凝胶颗粒粒径普遍都大于孔隙喉道直径的情况下，颗粒能顺利通过孔喉基于两方面原因：一是溶胀后凝胶颗粒是一种粘弹体，其变形能力较强，可以通过变形通过孔喉；二是凝胶颗粒在较大的压力作用下可以发生脱水现象，使凝胶颗粒体积收缩，然后通过变形的方式通过孔喉。,（2）,破碎通过,模式：颗粒粒径/孔喉在4.26.0范围内。当凝胶颗粒直径比孔喉直径大很多时，凝胶颗粒将无法通过变形或脱水收缩的方式通过喉道，因为凝胶颗粒的变形能力是有一定的限度的，此时凝胶颗粒将在压力作用下发生破坏，破碎成更小颗粒(仍大于孔喉)，这些小颗粒在后续液的驱替作用下继续向前运移。,第三部分 IPNG颗粒在多孔介质中的运移规律,实验结果及分析,（3）,堵塞喉道,模式：颗粒粒径/孔喉在6.28.4范围内。当凝胶颗粒直径比孔喉直径大太多时，颗粒即使发生破碎也无法通过喉道，只能在喉道收缩处发生堵塞。,粒径,/,孔喉,4,时，颗粒能够通过变形或卸水收缩的方式顺利通过孔隙喉道；,4,粒径,/,孔喉,6,时，颗粒只能通过破碎变成更小的颗粒后才能通过孔隙喉道；,粒径,/,孔喉,6,时，颗粒不能以任何方式通过孔隙喉道，只能在孔喉处产生堵塞。,实验结果总结,第四部分 IPNG颗粒/表面活性剂组合调驱实验,组合调驱的概念,组合调驱技术是近几年才发展起来的一种提高原油采收率技术。它在注入前段塞调整油层吸水剖面的基础上，注入后续高效驱油段塞启动残余油，达到既“调”又“驱”的双重作用。,吸水剖面的改善可扩大后续段塞的波及体积，后续段塞中高效驱油体系又可大大降低残余油饱和度，提高驱油效率。两种作用机理结合在一起不仅弥补了单一调剖和单一驱油中提高原油采收率机理上的不足，也从经济技术角度最大程度减小了投资作业风险，为高效经济地开发油田提供了可行的方案。,第四部分 IPNG颗粒/表面活性剂组合调驱实验,单岩心驱油实验,实验方法,方案编号,具体内容,N,1,先注入1PV的0.1%凝胶颗粒液，后注入1PV的0.1%表活剂溶液,N,2,先注入2PV的0.1%凝胶颗粒液，后注入1PV的0.1%表活剂溶液,N,3,先注入3PV的0.1%凝胶颗粒液，后注入1PV的0.1%表活剂溶液,N,4,先注入1PV的0.1%凝胶颗粒液，后注入2PV的0.1%表活剂溶液,N,5,先注入1PV的0.1%凝胶颗粒液，后注入3PV的0.1%表活剂溶液,第四部分 IPNG颗粒/表面活性剂组合调驱实验,方案号,N,1,N,2,N,3,N,4,N,5,渗透率，m,2,30.43,26.82,18.39,28.47,23.55,孔隙度，%,41.03,47.12,39.10,45.96,43.43,原始含油饱和度，%,69.79,71.16,70.19,74.32,71.31,水驱采收率，%,65.55,66.86,69.39,70.31,68.63,颗粒驱提高采收率，%,4.36,8.22,9.58,8.92,3.17,活剂驱提高采收率，%,11.21,12.12,15.11,23.48,15.58,总采收率，%,81.12,87.20,94.08,99.71,87.38,采收率增幅，%,15.57,20.34,24.69,32.40,18.75,IPNG颗粒也具有一定的驱油作用，能够提高水驱后的采收率。凝胶颗粒的驱油效果主要受颗粒/孔喉匹配关系的支配。凝胶颗粒驱油提高采收率的作用（增幅不到10%,）是通过提高注入压力，改变微观压力场来实现的。,凝胶处理后再进行表面活性剂驱油则可以大幅度提高采收率，组合调驱室内实验结果采收率增值最大达到了32.4%，说明组合调驱提高采收率效果显著。,单岩心驱油实验,实验结果与分析,第四部分 IPNG颗粒/表面活性剂组合调驱实验,实验编号,1组,2组,3组,填砂管号,1#,2#,3#,4#,5#,6#,渗透率,m,2,22.79,9.42,39.14,3.60,54.83,1.71,渗透率级差,2.42,10.87,32.06,原始含油饱和度，%,75.93,77.57,77.14,74.53,76.47,76.00,水驱采收率,%,49.31,22.70,44.17,0.00,56.22,0.00,组合驱后采收率，%,59.93,72.11,71.01,47.76,90.33,32.85,采收率增值，%,10.62,49.41,26.84,47.76,34.11,32.85,并联岩心驱油实验,实验方法及结果,第四部分 IPNG颗粒/表面活性剂组合调驱实验,在水驱基础上，IPNG/表活剂组合调驱能大幅度地提高低渗透层的采收率(4#填砂管从水驱的0%提高到组合调驱的47.76%)。与此相对而言，组合调驱对高渗透层的采收率提高幅度不如低渗层大。这说明IPNG能够改变后续液流的驱替方向，启动低渗层，提高后续驱替液波及体积。,IPNG颗粒注入的选择性好，注入并联岩心时，能优先进入高渗透率层，高渗透率岩心开始产液量较高，随着IPNG的注入而逐渐减少；同时，低渗透率岩心起初没有液流排出，随着后续IPNG的注入和注入压力的升高，低渗岩心也开始产液。IPNG可以自觉实现“抑制高渗，启动低渗”这一功能，从而达到平衡层内和层间的渗透率非均质性。,IPNG颗粒/表活剂组合调驱尤其适合于渗透率高、渗透率级差较大的油藏。,并联岩心驱油实验,实验结果分析,第四部分 IPNG颗粒/表面活性剂组合调驱实验,井号,组合调驱前(水驱),组合调驱,产水(ml),产油(ml),采收率(%),产水(ml),产油(ml),提高采收率(%),1#,0,0,0,77,5.5,3.5,2#,30,6.5,4.2,90,7.5,4.8,3#,69,14,9.0,96,13.0,8.4,4#,104,19,12.3,99,20.0,12.9,累计,202,39.5,25.5,362,46.0,29.7,平板模型驱油实验,实验方法与结果,第四部分 IPNG颗粒/表面活性剂组合调驱实验,注入井和4#井连通性比较好，在水驱过程中该井产水产油量均最大，是水驱过程的主力生产井；1#井由于相对而言渗透率低，与注水井连通性很差，因而在水驱过程中基本上不产液。,进行组合调驱后，4口生产井分别提高原油采收率3.5%、4.8%、8.4%、12.9%；其中1#井的产液量显著提高，达到82.5 ml。原高产井4#井在组合调驱过程中产油量仍然最高，虽然该井对应的是高渗透层，在调驱过程中IPNG颗粒溶液优先进入该层，但是凝胶颗粒进入该层后沿着水驱过程形成的主流通道前进，堵塞水流主通道，迫使后续驱替液转向，即使有少量颗粒进入含油区，也会在油中逐渐收缩，可以随着后续驱替液前进，携带油滴向生产井运移，不会将油堵住。所以凝胶颗粒进入高渗层并不会将其堵死而造成该层不产液，相反，原高渗层仍然是组合调驱过程中的主力产油层。,组合调驱的平板夹砂模型驱油实验表明，组合调驱可以大幅度提高原油采收率(提高了29.7个百分点)，其提高程度甚至比水驱采收率(25.5%)更高。,平板模型驱油实验,实验结果分析,第五部分 结论,(1)利用IPN技术合成了适合油田深部调驱的互穿网络聚合物凝胶IPNG。,(2)IPNG颗粒在多孔介质中的运移规律：粒径/孔喉小于4时，表现出顺利通过多孔介质的运移模式；粒径/孔喉比为4至6之间时，表现出破碎通过多孔介质的运移模式；粒径/孔喉比大于6时，表现堵塞多孔介质的模式。,(3)单岩心、并联岩心和平板模型实验表明IPNG颗粒/表活剂组合调驱能大幅度地提高原油采收率。,敬请批评指正,汇报结束,