高温高盐油藏二元复合驱技术验收

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1、高温高盐油藏二元复合驱技术编写：陈锋江建林审核：林伟民审定：中原油田分公司2005年2月75目录前　言２第一部分合同研究内容及达到的指标３一、研究内容３二、研究达到的指标５第二部分研究完成的主要内容５一、完成了表面活性剂及聚合物的筛选５二、进行了二元复合驱油体系的性能评价６三、完成了二元复合驱先导试验区的选择地质研究６四、完成了矿场先导试验方案设计及现场实施６五、建立了产出液中黄原胶及表面活性剂的检测方法７第三部分主要研究工作及取得的成果７一、二元复合驱体系研究７（一）、表面活性剂体系研究８（二）、高温高盐条件下聚合物的筛选１５（三）、二元复合驱油

2、体系的评价２１（四）、SDC/DSB-XC二元复合驱体系性能评价小结30二、产出液中黄原胶及表面活性剂的检测方法3175（一）、产出液中的黄原胶的分析31（二）、产出液中天然羧酸盐阴离子表面活性剂的分析34（三）、产出液对现有水处理的影响39三、二元复合驱先导试验区的选择及地质研究39（一）、先导试验区的选择39（二）试验区地质研究39四、二元复合驱矿场先导性试验45(一)、方案设计45(二)、注入程序、注入方式、段塞大小及化学剂浓度大小的优化设计47（三）、数值模拟结果的岩芯物理模拟实验的验证48（四）、效果预测49（五）、配注工艺技术研究50（

3、六）、实施情况52（七）、认识和结论53五、WPS/WA+XC体系及MJ2+AP-P5体系的研究54（一）、WPS/WA+黄胞胶体系54（二）、MJ2+AP-P5体系6175前　言中原油田油藏具有高温、高盐、高钙镁离子的特点，油层温度大多大于80℃，地层水矿化度高，一般超过10×104mg/L，钙镁离子含量在5000～6000mg/L,开展二元复合驱具有较大的难度。近年来，随着科学技术的发展，化学驱提高石油采收率技术取得了重大突破，出现了许多耐温抗盐型驱油剂，为高温高盐油藏实施复合驱油技术提供了有利条件。几年来中原油田在室内和现场进行了一系列的二元

4、复合驱方面的基础性研究工作，取得了一些经验。2001年正式将《高温高盐二元复合驱技术研究》列为中国石化股份公司科研开发项目。根据项目的研究要求，成立了由油田化学、采油工程、油藏工程等专业人员共同组成的课题组对二元复合驱技术进行了专题研究，项目研究取得了阶段性的成果。75第一部分合同研究内容及达到的指标一、研究内容1、二元复合驱体系的研究及评价(1)耐温耐盐表面活性剂的筛选(2)耐温耐盐聚合物的筛选(3)确定二元复合驱油体系配方(4)表面活性剂的性能评价;(5)聚合物的性能评价;(6)复合驱体系的性能评价;2、先导性试验区的选择及油藏研究(1)根据二

5、元复合驱技术适用条件优先先导性试验区块；(2)进行先导性试验区油藏地质研究①先导性试验区构造研究；②先导性试验区储层评价；③先导性试验区油藏三维精细地质模型研究；④先导性试验区储层动态模型研究；⑤先导性试验区的剩余油分布规律研究。3、方案设计与现场实施（1）油藏精细描述；（2）确定最佳的配方体系；（3）确定注入工艺；75（1）设计工工艺流程及现场实施。4、监测及效果评价（1）产出液中驱油用化学剂的定量监测分析技术研究，建立聚合物及主要表面活性剂的分析方法；（2）评价产出液对现有水处理工艺的影响；二、研究达到的指标1、所筛选的二元复合驱体系耐温达到9

6、0℃，耐地层水矿化度16×104mg/L（其中Ca2+、Mg2+总量3000mg/L）；2、温度90℃，矿化度16×104mg/L，聚合物浓度1500mg/L的条件下，老化时间180天，聚合物的粘度保持率大于50%；3、温度90℃，矿化度16×104mg/L，Ca2+、Mg2+浓度3000mg/L时，体系与原油界面张力达到10-2mN/m；4、物理模拟驱油实验提高采收率15%以上；5、现场实验区提高采收率10%。75第二部分研究完成的主要内容一、完成了表面活性剂及聚合物的筛选通过对室内研究的天然混合羧酸盐SDC及二十多种工业化表面活性剂和聚合物的优

7、选和复配，先后研究出了三种二元复合驱体系：2001年下半年至2003年上半年研究出表面活性剂SDC-M/DSB+黄胞胶体系及表面活性剂WPS/WA+黄胞胶体系、2003年下半年开始研究出表面活性剂MJ2+缔合聚合物AP-P5体系。复合驱油体系的性能均能满足油藏的要求。二、进行了二元复合驱油体系的性能评价完成了对三种体系中表面活性剂、聚合物及复配后体系的性能评价。对三种体系的性能进行了综合评价。三、完成了二元复合驱先导试验区的选择地质研究根据筛选出的二元复合驱体系适应条件，确定胡状集油田胡5-15井区S3中1-2层系作为先导性试验区。并对试验区进行了

8、地质构造、沉积相、储层动态及评价、剩余油分布规律及试验区三维地质模型研究。四、完成了矿场先导试验方案设计及现场实施对试验区