2-D智能纳米黑卡在低渗透油藏中的驱油性能评价*

针对低渗透油藏渗透性差、孔喉狭小和岩层致密等特点,研制了片状2-D智能纳米黑卡驱油体系。研究了2-D智能纳米黑卡的微观结构、润湿性、界面性质、稳定性、乳化降黏性,通过一维岩心驱替实验考察了岩心渗透率、纳米黑卡浓度以及原油黏度对2-D智能纳米黑卡溶液驱油效果的影响。研究结果表明,纳米黑卡尺寸约为60 nm×80 nm×1.2 nm,其与油水界面形成"面-面"接触,界面作用极强。纳米黑卡比表面积大,能在水相中均匀分散,可发挥润湿反转、乳化降黏、降低界面张力、降压增注等多重功效。岩心驱替实验结果表明,岩心渗透率、纳米黑卡浓度和原油黏度对驱油效果均有影响。在岩心渗透率为25×10^-3μm^2、纳米黑卡加量为0.005%和原油黏度为25 mPa·s时,2-D智能纳米黑卡溶液的驱油效果较好,原油采收率增幅为18.10%。片状2-D智能纳米黑卡可充分发挥"智能找油"功能,适用于低渗透油藏提高驱油效率。图10表2参28。     

活性SiO2纳米粉体改善油田注水技术研究

报道了用活性纳米SiO2粉体水基分散液改善注水井吸水能力的新技术并讨论了增注减压机理:在砂岩孔隙表面吸附,使表面由亲水变为亲油,提高水相相对渗透率,降低油相相对渗透率。所选活性纳米粉体为市售品,先使表面吸附一种阳离子表面活性剂,表面电荷由负变正,再吸附阴离子表面活性剂,制成强憎水性的活性纳米SiO2粉体。将这种表面改性粉体分散在2.0%的某种表面活性剂水溶液中,制成水基分散液。岩心驱替结果表明,0.2%的纳米SiO2粉体水基分散液改善岩心渗透率的效果,基本上可以达到0.2%的乙醇、柴油分散液的效果;当纳米粉体在水基分散液中的浓度为0.10%～0.25%时,驱替后、驱替前岩心渗透率比Ki/K0>1,最佳浓度为0.10%,这时Ki/K0=1.39。注入纳米粉体水基分散液前用预处理液处理含油岩心,可大大提高用3%NH4Cl溶液测定的岩心渗透率比Ki/K0,12%盐酸 8%NaOH溶液预处理效果最好,其次是8%NaOH溶液,12%盐酸再次之。介绍了用纳米SiO2粉体水基分散液处理中原文东油田6口注水井的增注减压效果。该技术特别适用于中渗油藏。图3表2参3。     

基于Janus SiO_2/PS纳米颗粒的乳液相行为及流变性

从微观状态和流变性能方面对克拉玛依油田81#联合站原油与Janus SiO_2/PS纳米颗粒水分散体系在不同质量分数(C_S)及不同水油体积比(R_WO)条件下形成乳液的相行为进行了研究。固定C_S=0.100%,当R_WO≤7/3时,Janus SiO_2/PS纳米颗粒水分散体系与原油形成稳定的油包水乳液,乳液液滴粒径和黏度都随水油体积比升高而增大;当R_WO7/3时,油水混合液分为上、下两相,上部为油包水乳液,下部以水为主,乳液黏度随水油体积比升高而降低。固定R_WO=7/3,当0.080%≤C_S≤0.300%时,油水完全混相,乳液黏度超过原油黏度的60倍,并且在高剪切速率时剪切变稀;当C_S0.080%或C_S0.300%时,油水混合液分为两相,并且黏度随分水体积增加而降低。固定R_WO=4/6,当0.001%≤C_S≤0.500%时,油水完全混相,乳液黏度为55~75 m Pa·s,并在剪切速率为3.00~70.00 s~(-1)时剪切增稠。以上结果表明,Janus SiO_2/PS纳米颗粒水分散体系使原油在较高含水条件下形成稳定高黏的油包水乳液,并且在一定水油体积比范围内含水越高乳液黏度越高。这个研究结果为非均质油藏扩大波及体积提供了新思路。     

纳米流体驱提高原油采收率的三维孔隙尺度模拟

基于不同渗透率岩心的三维微观模型,采用流体体积法对纳米流体驱油进行数值模拟;利用实验测得的含SiO2纳米颗粒的悬浮液界面张力、接触角和黏度,针对质量分数为0～1%、具有不同粒径的SiO2纳米颗粒的水基悬浮液,研究了纳米颗粒质量分数和粒径、驱替液流速、原油黏度和岩心渗透率对纳米流体驱油效率的影响。研究表明:采收率随着颗粒质量分数的增加而增加,纳米颗粒质量分数增加到0.5%时,与水驱相比采收率可提高约19 个百分点;纳米流体驱油采收率随着纳米颗粒粒径的减小而增加;在毛管数接近临界值的注入模式下使用纳米流体驱油对高黏低渗储集层提高采收率最为有效,且提高采收率幅度随着驱替速度的增加而减小;原油黏度越大,岩石渗透率越小,纳米流体驱油提高采收率的效果越明显。图16表2参37     

可视化通道内的CO_2乳液驱替实验研究

分别采用十二烷基硫酸钠和自制表面活性剂聚乙酸乙烯酯-b-聚乙烯吡咯烷酮(PVAc_(15)-b-PVP_(18))构建CO_2/水乳液(C/W乳液),研究了两种表面活性剂构建和稳定C/W乳液的能力,并在可视化驱替装置中进行模拟油的驱替实验,从模拟油采收率和波及效率两方面研究了乳液的驱替性能。实验结果表明,在10 MPa时,PVAc_(15)-b-PVP_(18)构建的C/W乳液能稳定24 h以上,具有较高的表观黏度,模拟油采收率最高可达80%左右。随着CO_2体积分数增加,C/W乳液的表观黏度上升,但乳液稳定性有所下降。水驱与CO_2驱易出现指进现象,导致波及效率低下,而C/W乳液驱替稳定,在通过支路时,出现明显的绕流现象,使得波及效率显著增大。     

稠油采出水制备纳米颗粒及其泡沫驱油研究

针对油田采出液难处理、纳米颗粒制备成本高的问题,采用鲁克沁稠油采出液合成菱-球混合形纳米碳酸钙颗粒,通过泡沫稳定性实验及岩心驱替实验,研究纳米碳酸钙颗粒的稳泡性能及该泡沫体系的驱油效果。结果表明:合成的纳米碳酸钙颗粒可有效增强泡沫稳定性;当纳米颗粒质量分数为0.2%、体系矿化度为5 000 mg/L、温度为80 ℃时,纳米颗粒发泡体积为530 mL,析液半衰期达528 s;泡沫体系具有良好的耐盐、耐温及抗吸附性能;水驱油藏(含水率为达80%)转泡沫驱,纳米颗粒泡沫可形成3 MPa左右的稳定驱替压差,采出率由39.84%增至80.16%。利用油田采出液稳定合成出纳米碳酸钙颗粒,可作为泡沫稳定剂提高泡沫稳定性,并用于矿场驱替试验改善泡沫驱油效果。     

乳液型聚合凝胶调驱体系性能评价

为了提高海上油田的驱油效率、满足海上平台作业要求,通过测定乳液型聚合物溶液和凝胶体系的黏度随时间的变化,得到适合海上油田深部调驱的乳液型聚合物凝胶体系;通过长度为1 m的填砂模型封堵实验和均质岩心驱油实验,研究乳液型聚合物凝胶的封堵性和驱油效果。结果表明,乳液型聚合物的稳定性较好,溶液放置31 d后的黏度保留率为71.15%。由两种酚醛类交联剂和乳液型聚合物组成的聚合物凝胶成胶时间为8 d,成胶黏度为911 mPa·s,稳定性良好。水驱和聚合物驱注入速率为5 m/d时,填砂模型封堵效果相对较好,沿程封堵率均超过90%。岩心驱油实验中,渗透率5000×10~(-3)μm~2岩心的采出程度增幅比渗透率为1000×10~(-3)μm~2和3000×10~(-3)μm~2的岩心高12.46%和3.83%,聚合物凝胶体系可以进入油藏深部实现高渗条件下的深部调驱,改善水驱效果。图4表4参19     

泡沫驱油核磁共振实验及泡沫动态稳定性评价

将核磁共振技术与传统岩心驱替实验相结合形成一种泡沫驱油核磁共振实验方法,在此基础上建立了评价泡沫在岩心中驱油时动态稳定性的新方法,研究了泡沫体系S-2(主要成分为十二烷基硫酸钠)和S-NP-2(主要成分为十二烷基硫酸钠和二氧化硅纳米颗粒)在直接泡沫驱和水驱后泡沫驱下的驱油特征以及泡沫的动态稳定性。研究表明,通过核磁共振图像和T2(横向弛豫时间)谱可以直观反映泡沫的驱油特征;水驱后进一步使用泡沫体系S-2和S-NP-2驱替后的驱油效率提高幅度分别为18.05%和25.68%,最终驱油效率分别达到63.72%和67.50%,高于直接使用泡沫驱替时的驱油效率;同一泡沫体系在水驱后泡沫驱的方式中比在直接泡沫驱的方式中稳定性更好,相同驱替方式下泡沫体系S-NP-2比泡沫体系S-2更稳定。     

微乳液降低水锁伤害实验研究

提出将微乳液体系用于解除低渗储层的水锁伤害。根据60℃下SDBS/正丁醇/白油/盐水(1%NaCl)"鱼状"相图选择了可以形成中相微乳液的4个配比,分别进行了界面张力、黏度和岩心驱替实验。4个配比的微乳液与水相的界面张力最低达0.03 mN/m。经过处理之后过剩的油相黏度相比原油下降了54.85%到16.13%,形成的中相微乳液黏度与原油相比下降范围为98.11%到97.12%。用氮气驱替时,处理后的低渗岩心在0.1 MPa驱替压力下渗透率由0.37×10-3μm2提高到2.78×10-3μm2,提高了7.51倍;利用煤油驱替时,处理后的低渗岩心的返排压差降低率达到了81.6%。实验结果表明,微乳液能够有效减轻低渗透油气藏储层的水锁伤害,促进滤液的返排。     

贝雷岩心孔隙结构特点及其驱替特征

选取渗透率约为0.3μm~2和0.8μm~2的天然岩心、人造岩心和贝雷岩心进行压汞实验,绘制了3种岩心的毛管力曲线,对比分析了不同类型岩心的孔隙和喉道特点。使用不同界面张力等级的复合体系在3种岩心中进行了驱油实验,分析了3种岩心的驱替特征。研究结果表明:人造岩心孔隙分布集中、结构单一,增加驱替体系黏度就能取得较好的驱油效果,无法充分体现界面张力对驱油效果的影响;贝雷岩心和天然岩心无论从孔隙结构上还是驱替特征上都具有极大的相似性,但由于同一地区天然岩心黏土含量不同等原因,用天然岩心进行驱油实验存在实验结果重复性差、平行实验对比难的问题。因此,用贝雷岩心进行驱油所得到的实验结果既具有良好的重复性,又能反映出不同性质驱油体系的驱替特征。     

纳米驱油技术理论与实践

根据“尺寸足够小、强憎水强亲油、分散油聚并”3 大特性的纳米智能驱油剂战略设计,针对低渗透油藏“注 不进,采不出”的技术瓶颈,提出“纳米水和纳米油”创新设想,以SiO2纳米颗粒为载体,通过在同一纳米颗粒上实 现多功能集成,研制出具有破坏/减弱水分子强氢键缔合作用的第一代纳米驱油剂iNanoW1.0。通过分子动力学 模拟和毛细作用分析实验,分析了水中加入的介质对减弱/破坏水分子间氢键作用力的影响;通过低场核磁分析 实验和岩心驱替实验,比较了iNanoW1.0 驱和普通水驱的注入性能与驱替效果,并在长庆姬源油田进行了现场 应用。结果表明,iNanoW1.0 通过破坏水分子动态网络结构,使普通水变成“纳米水”。与普通水驱相比, iNanoW1.0 驱的注入性与驱替效果均较好,注入启动压力梯度降低、特/超低渗透油藏普通水驱不可及波及体积 增加。长庆超低渗现场先导试验总体呈现增液、增油、降递减的特点。长庆油田超低渗油藏首次通过注水提高 了采收率,发展了低渗透油藏水驱开发理论。图6表3 参13     

纳米驱油剂在增注驱油中的作用*

为分析纳米驱油剂在低渗储层增注驱油中的作用,评价了以硅烷偶联剂改性的纳米SiO₂为主要成分的纳米驱油剂的基本性能,通过枣湾区块长6储层天然岩心和微观模型驱替实验研究了纳米驱油剂的流动特征和驱油特征。结果表明,纳米驱油剂中的纳米颗粒粒径较小,具有较低的油水界面张力、良好的亲水性及一定的静态吸附能力。30℃下,0.1%纳米驱油剂的油水界面张力为0.784 mN/m,在亲水和亲油载玻片上的润湿接触角分别为22.5°和16.2°,在长6岩心表面的平均静态吸附量为0.0033 mL/g。纳米驱油剂可以驱替常规水驱波及不到的圈闭在小孔隙中的残余油,且能剥离吸附在孔隙表面的油,对片状集中分布残余油的驱替效果好于网状分散分布的残余油。在微观模型和天然岩心中注入1 PV 0.1%纳米驱油剂后,水驱渗透率分别提高55.2%~56.7%和34.3%~55.4%,驱油效率分别提高10.9%~21.6%和6.1%~10.1%,增注驱油效果较好。     

不同水油黏度比下乳化对稠油复合驱的影响

化学复合驱是稠油提高采收率的关键技术之一,当前复合体系研发中越发强调乳化降黏机理,形成了高效乳化体系,但是强乳化产生的驱油增量尚不清楚,难以判断乳化对驱油的实际贡献。利用性能显著不同的1#（超低界面张力复合体系）、2#（乳化复合体系）、3#（兼顾超低界面张力和乳化的双效复合体系）体系,开展了系列的界面张力、乳化性能和不同水油黏度比下的驱油对比研究。结果表明,2#乳化复合体系和3#双效复合体系较1#超低界面张力复合体系更能稳定稠油乳状液。乳化对稠油复合驱的贡献因水油黏度比的不同而存在差异：水油黏度比小于0.200时,3#双效复合体系较1#超低界面张力复合体系采收率增幅高3.6%～6.7%,乳化能够增强体系驱油能力;当水油黏度比大于等于0.200时,3种复合体系驱油效果相近,乳化的影响显著减小,甚至可以忽略。泡沫复合驱较二 元复合驱采收率增幅显著提高,且其可将稠油驱替对复合体系乳化性能要求的水油黏度比界限从0.200减小到0.150。对于稠油复合驱,应依据水油黏度比的差异,确定对复合体系性能的要求。     

聚合物弹性微球乳液调驱实验研究

针对大多数油田存在非均质性严重、调剖效果不理想的状况，中科院理化所研制了一种暂命名为“聚合物弹性微球乳液”的新型调剖驱油剂。对这种新型用剂进行了3种岩心实验模拟研究:人造短岩心实验表明，在多孔介质中这种新型乳液具有良好的封堵性能和稳定性；人造长岩心实验表明，该调驱剂在多孔介质中呈现出良好的黏弹性和拉伸性，能够起到深部调剖作用；三管并联短岩心非均质实验表明，这种新型乳液不仅能显著地降低高渗通道的分流量，具有良好的调剖效果，还具有较好的驱油效率。对新型乳液不同浓度对驱油效率的影响也进行了研究，表明聚合物弹性微球乳液是一种具有潜力的调剖驱油剂。     

微乳液驱油技术的研究进展

针对低渗特低渗等非常规油藏注水开发存在水注不进液采不出的难题,系统论述了微乳液驱对低渗油藏 降压增注、调剖堵水、储层保护等提高采收率的驱油机理,注入油藏中微乳液黏度高于水,相比水驱能够改善油 水流度比,减小驱替液的黏性指进,微乳液与油接触也会产生超低界面张力,降低毛管阻力,改变岩石润湿性,扩 大油藏宏观波及体积。另外,微乳液在流经油藏的孔吼通道时,也会通过对原油增溶、黏弹性拖拽等协同作用, 提高油藏洗油效率。同时,也对几种对低渗油藏驱油适用性较好的微乳液（超临界CO₂微乳液、纳米微乳液、原 位乳化微乳液和微乳液泡沫）的类型和性质进行了论述。并论述了不同类型微乳液在实际现场低渗透油藏降压 增注提高采收率中的应用效果,微乳液驱能普遍使低渗油藏中注水井注入压力降压35%以上,油井的增油效果 也较好。通过该论述旨在为当前低渗透等非常规油藏应用微乳液驱油提高采收率技术提供一定的理论借鉴。     

纳米沸石咪唑酯骨架颗粒性能评价与驱油效果

为分析纳米沸石咪唑酯骨架（ZIF）颗粒作为纳米驱油剂对提高原油采收率的作用,以六水合硝酸锌、2-甲基咪唑为原料,在室温与水相条件下制备了纳米ZIF-8颗粒。对其微观结构进行了表征;将纳米ZIF-8颗粒分散在水中得到纳米流体,研究了该流体的稳定性,通过测定油水界面张力和接触角分析其提高采收率机理;最后通过岩心驱替实验评价了纳米ZIF-8驱油体系的驱油效率。结果表明,纳米ZIF-8颗粒的平均直径为65.8 nm,相态单一无杂质;当加量不高于0.03%时,纳米ZIF-8颗粒在水中的分散性良好,Zeta电位绝对值约30 mV,具有较高的稳定性。在模拟地层水和低矿化度水中添加0.03%的纳米ZIF-8颗粒,油水界面张力值分别降至4.66、3.97mN/m,比未添加时降低了75.77%、73.25%;纳米流体在岩心切片表面的接触角分别由114°、109°降至78°、73°,岩石表面润湿性转为水湿,更有利于油膜的剥离。岩心驱替实验中,用地层水驱替至无油产出后转注0.03%的纳米ZIF-8流体,在地层水和低矿化度水中的采收率分别提高8.25百分点、10.7百分点,提高采收率效果较好。     

利用数字岩心技术研究变质岩潜山裂缝油藏剩余油特征

针对传统裂缝介质岩心驱替实验存在无法观察岩心内水驱油过程及剩余油特征等问题,利用数字岩心技术将传统驱替实验数字化,得到裂缝介质岩心水驱后剩余油特征参数,分析其形成机理。结果表明：不同尺度裂缝中均有剩余油富集,小裂缝中剩余油比例约占1/2,形成的机理为不同尺度裂缝间强烈的干扰效应,导致小裂缝中剩余油未形成足够的驱替压差,从而使小裂缝中剩余油多以分散的油滴形式存在;较大裂缝中剩余油比例约占1/3,形成机理为大裂缝中驱替速度大于原油从岩石表面剥离速度,从而使较大裂缝中剩余油以油簇或油斑形式富集于大裂缝表面,长期的稳定驱替导致该类剩余油处于平衡状态。不稳定注水能打破原有流场分布,有效动用大裂缝的剩余油,表面活性剂驱能提高大裂缝中原油的驱油效率;封堵大裂缝,降低裂缝油藏的非均质程度,同时增大生产压差有利于动用较小裂缝中的剩余油。该项研究对提高裂缝油藏的开发效果具有重要意义。     

裂缝性致密油藏超临界CO2泡沫驱规律实验研究

超临界CO2泡沫可以有效降低CO2流度,提高封堵强度,抑制CO2在裂缝性致密油藏岩心中的窜流。在接近油藏条件下对8种起泡剂进行评价,优选出稳定性最好的起泡剂;研究不同气液比、裂缝开度及注入方式下超临界CO2泡沫的岩心渗流特征,分析水驱和气驱后超临界CO2泡沫驱油规律。结果表明:质量分数为0.5%时,起泡剂HY-2稳定性最好;气液比为1.0时对裂缝性致密岩心封堵效果最好,对裂缝开度在39.80~82.67μm时有较好的适应性,气液同时注入更有利于提高超临界CO2泡沫封堵效果,在水驱或气驱基础上,超临界CO2泡沫驱可使采收率提高20%以上。因此,一定条件下的超临界CO2泡沫驱对裂缝性致密油藏提高采收率有显著效果。     

陆相砂岩油藏高含水阶段驱油效率再认识

涠洲11-4N油田涠洲组油藏已进入高、特高含水开发阶段，部分油组采出程度已经接近或超过已有探井实测驱油效率，在现有驱油效率认识下，油藏可挖潜潜力较小，需进一步开展涠洲组油藏高倍水驱下驱油效率研究。针对上述开发中存在的问题，开展了注入量为200 PV下的岩心水驱油实验；设计制作了微观可视化水驱油模型，直观描述高倍水驱油过程及残余油的分布规律；结合核磁共振技术开展岩心在线驱替实验，量化大、中、小等不同尺度孔隙中的驱油效率。实验结果表明，长岩心驱油效率可达73.2%，远超原有认识下的驱油效率；当并联长岩心渗透率级差较大时，首次提出在高、低渗透岩心进口端存在伯努利效应；微观水驱油过程中，注入水沿着中、高渗透通道快速突破，模型无水采出程度仅为18.6%，200 PV水驱后，低渗透区原油得到有效启动；核磁共振在线驱替实验结果表明，中孔隙对驱油效率的贡献最大，达45.63%。     

改性羧基纳米纤维带界面及驱油性能

针对油田常用聚合物驱油剂用量高、耐盐性能差、与表面活性剂复配使用易发生色谱分离现象等问题,选取天然高分子化合物羧基纳米纤维带为原料,制备了疏水改性羧基纳米纤维带（CCNF-n）和两性-疏水改性羧基纳米纤维带（ACCNF-n）单组分稠油驱油剂,评价了疏水改性程度和两性-疏水改性对羧基纳米纤维带界面活性、乳化能力及驱油性能的影响。结果表明：疏水改性程度的增加使得羧基纳米纤维带界面活性先提升后降低,而阳离子基团的引入增强了羧基纳米纤维带与水的相互作用,使得具有相同疏水改性程度的两性-疏水改性羧基纳米纤维带界面活性相应减小。在温度为70 °C,矿化度为50 000 mg/L,质量分数为0.2%的条件下,疏水改性程度越大,纳米纤维带黏度越高,5 种疏水改性羧基纳米纤维带黏度为1.54～3.85 mPa·s,而两性-疏水改性羧基纳米纤维带在相同条件下黏度为18.46～27.31 mPa·s,耐盐性能较强。岩心驱替结果表明,两性-疏水改性羧基纳米纤维带体系能够显著提高采收率（为18.91%）。