水溶性自扩散降粘体系提高水驱稠油开发效果技术.ppt

* * * 体系用量对降粘效果的影响：200mg/L即可实现高效降粘。 * * * * * * * 10月初，井组中7－27井因抽油杆断脱作业（同时冲砂检泵）影响井组效果统计。该井10月15日下午3：00断，16日开始作业，10月20日下午3：00开井 * 水溶性自扩散降粘体系 提高水驱稠油开发效果技术 稠油开采研究所 2011年1月 汇报内容 二.室内研究 三.现场应用 四.结论与认识 一.前言 胜利油田水驱普通稠油主要分布在陈家庄油田、孤岛油田、孤东油田、滨南油田、王庄油田和罗家垦西地区等，目前已进入高含水期，但采出程度较低仅为15.9％。 孤东 孤岛 尚店 东辛复杂断块 陈家庄 罗家－垦西 胜利主要水驱普通稠油油田位置图 一.前言 探明各类稠油储量 14.86×108t 热采储量5.26×108t 占35.4% 水驱开发9.6×108t 占64.6% 水驱稠油主要矛盾 　　研制出了具有降粘和调剖双重作用的水溶性自扩散降粘体系，形成了化学法强化水驱技术（CPE技术）。 油井含水高 采出程度低 原油粘度高 水油流度比大 油层非均质严重 水驱波及体积小 水驱洗油效率低 一.前言 综合含水90.1% 采出程度19.14% 水驱 含水90% 转热采 孤岛中二中Ng5含水曲线 采出程度18.8% 汇报内容 二.室内研究 三.现场应用 四.结论与认识 一.前言 浓度（mg/L） 体系 空白 0.4~0.5 200 1.16 400 1.89 500 3.45 600 4.91 1000 6.34 1500 12.81 2000 46.00 2500 78.23 3000 243 5000 587.1 50℃时体系水溶液粘度（mPa·s） 温度对600mg/L体系水溶液粘度的影响 1.自扩散降粘体系水溶液粘度测定 600mg/L时，体系水溶液粘度比空白时提高了5~10倍 当温度达到90℃，体系粘度保持率为50℃时的43% 二.室内研究 以陈庄陈9-27井口产出液分离水配制不同浓度的自扩散体系水溶液，用AntonPaar MCR101流变仪测定了其粘度。 　　水溶性自扩散降粘体系浓度为400mg/L时，可使粘度为9280～74240mPa·s的不同区块原油降至为176～290mPa·s。 2.体系降粘效果评价（ 50℃条件下） 体系浓度mg/L 油样粘度 /mPa·s GD903-8 GD15X0 单56-9-15 陈375 0 9280 12000 62572 74240 200 195 186 436 298 400 176 175 281 290 600 - 172 264 240 1000 160 167 243 235 1200 - 157 231 - 2000 - - 209 205 水溶性自扩散降粘体系浓度对降粘效果的影响 二.室内研究 油样 矿化度 mg/L 温度 ℃ 解聚体系浓度 mg/L 油样粘度，mPa·s 降粘率 % 加药前 加药后 GD903-8 5749 50 400 9280 176 98.10 陈375 8125 50 600 74240 452 99.39 陈373-3 9217 50 400 29312 207 99.29 营8-X62 13200 50 400 6747 172 97.45 草27平2 6328 50 600 74300 398 99.46 AD11 220000 60 800 82000 402 99.51 TK1056 187500 50 800 98000 516 99.47 水相矿化度≤22×104mg/L时，矿化度对降粘效果没有影响。 3.矿化度对降粘效果的影响 矿化度对降粘效果的影响 二.室内研究 GD903-8驱油效果（60℃） 陈31-X73驱油效果（60℃） 驱替方式 陈31-X73 （60℃） GD903-8 （60℃） 陈11-35 (70℃) 水 28.02 21.09 38.30 600mg/L 49.50 31.30 57.00 600mg/L+N2 60.54 52.94 不同驱替方式的驱替效率 体系可以提高驱替效率10%以上 陈11-35驱油效果（70℃） 600mg/L水溶性自扩散体系驱+N2 600mg/L水溶性自扩散体系驱 水驱 二.室内研究 3.体系对驱替效率的影响 600mg/L水溶性自扩散体系驱+N2 600mg/L水溶性自扩散体系驱 水驱 体系水溶液AFM分析 DPI技术分析 动态显微分析 水溶性自扩散降粘体系与稠油接触后，通过扩散与渗透作用，药剂分子吸附于原油表面，并有部分原油溶于体系当中，使药剂水溶液与稠油具有“互溶特性”，增加油水界面粘滞力。 自扩散降粘体系对界面扩张粘度的影响 二.室内研究