高温高钙稠油油藏二元复合驱配方设计与应用

孤岛油田东区属于高温高钙普通稠油油藏,地层温度71℃,配注水钙镁离子230 mg/L,地面原油粘度1 500 m Pa·s~3 000 m Pa·s,目前已进入特高含水开发阶段。本文针对孤岛油田东区II类油藏温度高,钙镁离子含量高,原油粘度高的特点,通过增加石油磺酸盐(SLPS)相对分子质量、调整SLPS及非离子活性剂gd-1复配比例提高体系界面活性和抗钙能力,设计出了适合用于目的区块的高效二元驱配方,其抗钙镁能力大于500 mg/L,界面张力4.4×10-3m N/m,室内提高采收率17.4%。配方于2010年应用于孤岛东区北Ng3-4单元,矿场取得了很好的降水增油效果,已经累计增油87.7万t,提高采收率5.98%。孤岛东区二元复合驱矿场试验的成功为今后高温高钙稠油油藏大幅度提高采收率研究提供了指导。     

聚驱后油藏化学驱提高采收率技术及先导试验

以聚合物驱后油藏为研究目标,首次建立了聚合物驱后油藏化学驱进一步大幅度提高采收率的黏度比、界面张力、阻力系数和残余阻力系数等技术政策界限,并形成相应的理论图版;设计了符合技术政策界限的堵驱结合、固相和液相并存的"黏弹性颗粒驱油剂+表面活性剂+聚合物"新型化学驱油体系,即非均相复合驱油体系;优化了胜利油田第一个聚合物驱后油藏非均相复合驱的先导试验方案,矿场实施后先导试验目前已取得显著的降水增油效果,综合含水率由96.6%下降到77.0%,日产油量由17.6 t上升到84.5 t,是化学驱前的4.8倍,实际已提高采收率3.2%,预测最终提高采收率8.5%,最终采收率达63.6%。开辟了聚合物驱后油藏进一步大幅度提高采收率的新途径。     

新型非均相复合驱油方法

利用流变仪、界面张力仪、激光粒度仪、微观驱油和驱油物理模拟等装置,通过实验筛选出了驱油用黏弹性颗粒驱油剂（PPG）样品,评价了其应用性能;研究了PPG与聚合物及表面活性剂间的相互作用规律,设计了非均相复合驱油体系,评价了其在胜利油田高温高盐、聚合物驱后油藏条件下的提高采收率效果。结果表明,驱油用PPG能够在多孔介质中运移并通过在孔喉处的堆积-堵塞-压力升高-变形通过来改变已形成的优势通道,具有比聚合物更强的扩大波及能力。PPG与聚合物复配后能够增强体系的黏度与黏弹性能,因而PPG与表面活性剂和聚合物组成的非均相复合驱油体系具有比聚合物驱更强的扩大波及体积能力和与复合驱相似的洗油能力。在双管模型渗透率级差为（1000∶5000）×10^-3 μm² 时,在胜利油田高温高盐油藏条件下可提高采收率22.5%,在胜利油田孤岛中一区Ng3聚合物驱后的油藏条件下,可进一步提高采收率19.1%。     

稠油油藏污水活性碱/聚二元复合驱室内试验研究

羊三木油田碱/ 聚驱先导试验存在现场污水配制碱/ 聚二元复合驱体系时出现结垢堵塞地面管线、聚合物严重降解等问题，为此开展了污水配制新型碱/ 聚合物二元复合驱体系研究。采用抗钙镁结垢能力强、降低界面张力幅度大的活性碱与污水聚合物匹配，分析在污水配制条件下，不同碱型与聚合物匹配的驱油能力，以及在原油黏度高达530 mPa·s 时能否继续开展二元复合驱的问题。研究结果表明 :原油黏度为530 mPa·s，污水配制活性碱/ 聚合物二元复合体系溶液黏度为45 mPa·s 时，油水界面张力达到10－3 数量级，活性碱/ 聚合物二元复合驱比纯水驱提高采收率17% 以上；在原油黏度确定及油水界面张力已降至超低值时，超过碱/ 聚二元体系溶液浓度技术临界点后，即使继续增加溶液黏度，采收率也不会大幅度增加。该研究为普通稠油油藏注水开发后期化学驱提高采收率提供了新型有效的技术手段。     

稠油油藏聚驱后二元复合驱提高采收率研究

针对古城油田泌123断块稠油油藏条件,考察了SP二元复合体系的最佳配方、乳化性和热稳定性,并用最佳配方的SP二元复合体系进行了聚合物驱后复合驱替实验。实验结果表明,得到的最佳SP二元复合体系（2000 mg/L ZL-I＋3000 mg/L OCSB）的黏度为59.5 mPa.s、界面张力7.87×10-3 mN/m,与聚合物溶液相比,黏度上升2 mPa.s、界面张力下降3～4个数量级,毛管数大幅度提高,具备更大幅度提高采收率的能力。SP二元复合体系与原油形成的乳化液黏度大于二元体系的黏度,乳化作用良好,可以进一步改善流度比。60℃下老化120天后SP二元复合体系中HPAM的水解度缓慢上升后维持在30%～40%,黏度始终保持平稳上升,变化规律与单一聚合物溶液相似;界面张力值在老化期间上升半个数量级以内,盐析程度较单一表面活性剂溶液大幅改善。岩心驱油实验表明,聚合物驱后进行二元复合驱可提高采收率10%OOIP以上,说明古城油田泌123断块稠油油藏采用二元复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术是可行的。图4表3参5     

低界面张力下乳化程度对二元驱采收率的影响

为研究砾岩油藏乳化程度与二元复合驱采收率的关系,通过乳化（调节表面活性剂的加量）调控驱油体系 乳化强度以及乳化体系在长岩心中的运移规律,研究了不同乳化强度的部分水解聚丙烯酰胺/环烷基石油磺酸 盐表面活性剂（KPS）二元体系的驱油效果,明确了乳化程度对提高采收率的作用。结果表明,油水界面张力为 5×10-2mN/m的中等乳化二元体系的驱油效率比5×10-3mN/m无乳化体系的高8%。当二元体系达到临界黏度 后,油水界面张力为5×10-2 mN/m数量级、乳化综合指数适宜的乳状液对驱油体系黏度具有补偿作用,能够长距 离保持驱油体系黏度的稳定性,有利于进一步提高采收率。砾岩油藏二元复合驱多因素耦合提高采收率决策 中,在渗透率极差较大时通过调节驱油体系黏度比和乳化综合指数可实现提高采收率;渗透率级差≤6 时,通过 界面张力和乳化综合指数调控实现大幅度提高采收率。当剩余油饱和度小于50%时,乳化综合指数控制在50% ~70%;剩余油饱和度大于50%时,乳化综合指数控制在30%~50%。在新疆某区块实施“低界面张力和可控 乳化”二元复合驱技术,采收率提高28%,含水率降幅大于40%,实现了驱油体系“梯次降黏、逐级动用”的个性化 设计。图11表3 参17     

表面活性剂在胜利油田复合驱中的应用研究

针对胜利油区孤岛油田西区和孤东七区油藏条件,考察表面活性剂体系的界面张力、稳定性、吸附损耗、驱油效率等指标,给出了碱/聚合物/表面活性剂三元复合驱(ASP)和表面活性剂/聚合物二元复合驱(SP)的配方。孤岛西区现场使用至2001年7月,已增油89.7 kt,提高采收率4.55％。     

针对A油田的抗温、抗盐聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系研究

常规聚合物/表面活性剂二元复合驱的地层适应性差、耐温抗盐能力有限,难以满足低渗、高温、高盐油藏进一步提高采收率的需求。针对这一难题,优选梳形聚合物和非离子-阴离子型表面活性剂构建了一种适用于低渗、高温、高盐油藏的二元复合驱油体系,并通过室内实验,系统考察了二元复合驱油体系的黏度、油水界面张力、老化稳定性、吸附量、色谱分离程度以及提高采收率能力等性能。结果表明:二元复合驱油体系可降低油水界面张力至10~(-3m) N/m数量级,同时具有稳定的增黏能力和良好的老化稳定性;二元复合驱油体系的协同作用使聚合物和表面活性剂在油田净砂表面的饱和静态吸附量均低于单一体系,能将表面活性剂在地层中的超低界面张力有效作用距离由19%延伸到27%,此外,还存在较强的色谱分离效应。针对A油田提出的二元复合驱油体系0.4 PV(1000 mg/L HF62208+0.3%NPAC)对水测渗透率为18.6~62.5 mD的天然岩心的采收率提高幅度达到11%以上,驱油效果优良。     

无碱二元复合体系驱油特性研究

针对高温高盐油藏化学驱的需要,研究了一种无碱二元复合驱油体系。该驱油体系由0.175%缔合聚合物和0.2%高界面活性表面活性剂组成。抗温抗盐性能评价试验表明,在矿化度30000mg/L和温度75℃以下,该体系可以同时获得40mPa.s以上的粘度和超低界面张力。非均质岩心模拟驱油试验证实,水驱达到含水70%时,该二元体系可以继续提高34%的采收率。在化学驱阶段,二元复合驱和聚驱可以获得大致相当的采收率,并且在后续水驱阶段还可以额外贡献约6%的采收率。同时发现采用缔合聚合物的聚驱和二元复合驱有两个明显的含水漏斗。     

胜利油田聚合物驱后二元复合驱油体系优化

针对胜利油田聚合物驱后油层中仍有大量原油未被采出的情况，选取应用聚合物驱较为典型的孤岛中一区Ng3油藏开展了二元复合驱油体系优化，并进行了系统评价，结果表明，优化的二元复合驱油体系与原油可达到超低界面张力状态，其吸附量小，热稳定性及驱油效果好。物理模拟试验结果表明，聚合物驱后二元复合驱可提高采收率10．6％，优于单一聚合物驱，经济效益和可操作性优于三元复合驱，且具有较好的调驱能力。     

二元复合体系界面活性与乳化性能协同提高采收率实验研究

二元复合驱能够大幅度提高水驱后油藏采收率,为深化二元复合体系提高采收率机理认识,开展二元复合体系界面活性与乳化性能协同提高采收率研究。通过物理模拟实验、微观可视化驱替实验和核磁共振实验,研究具有不同界面活性和乳化性能二元复合体系的驱油效果,明确渗流过程中其界面活性变化规律,阐明油水界面张力与乳化性能协同提高采收率机理。结果表明,由于油藏的非均质性及驱油体系性能变化,二元复合体系与原油界面张力并非越低越好。过高界面张力不利于洗油效率的提高,而过低界面张力不利于乳化作用的发挥。当油水界面张力与乳化性能配伍关系良好时,二元复合体系既可以利用较低界面张力启动油藏深部残余油,又可以通过残余油滴封堵大孔道,改变油藏深部流场分布,降低非优势层剩余油饱和度,实现大幅度提高采收率的目标。     

泡沫加二元复合体系提高采收率技术试验研究

通过物理模拟试验研究了聚合物驱油体系、泡沫复合驱油体系、二元复合驱油体系及泡沫与二元的复合体系提高采收率的能力、驱替过程中产出液含水变化及注采压差变化。试验证明,泡沫加二元复合驱油体系集合了泡沫及二元驱油体系的特点,具有强调及强洗的双重作用,泡沫的高视粘度及选择性封堵提高了驱油体系的波及面积,二元体系的高界面活性提高了驱油效率,减少了油藏的残余油的存在,使泡沫体系更稳定,多种组份相互作用,使驱油效果最大化;注入0.3PV复合段塞,综合采收率提高33.7%,提高采收率效果明显好于单纯的聚合物驱、二元驱及泡沫复合驱,在注入相同段塞条件下能够增加采收率4%～13%。     

孤东二元先导性矿场试验

针对特高含水期剩余油挖潜难题,胜利油田开展了聚合物/石油磺酸盐二元室内实验,油水界面张力降至2.9×10-3 mN/m.2003年9月,开始孤东二元先导性矿场试验,试验区属河流相沉积、常规稠油、疏松砂岩油藏,注入井9口,对应油井19口.矿场试验2008年12月结束,18口井见到降水增油效果,提高采收率7.2个百分点.该技术先后在胜利油田8个区块推广,累计增油66×104 t,逐步形成了二元复合高效驱油提高采收率技术.     

聚合物及聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系在超长岩心中运移规律

为了获得聚合物及聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系在油层中真实的运移规律,采用J油田油砂建立15 m超长岩心物理驱油实验模型,利用现场在用聚合物3640(丙烯酰胺、丙烯酸共聚物,相对分子质量2000万,水解度20%,浓度1200 mg/L)和表面活性剂HDS(由α-烯烃磺酸盐与APG等表面活性剂按比例复配而成,浓度2000 mg/L)配制二元复合驱体系和聚合物体系,在油藏温度57℃条件下研究了二元复合体系和聚合物驱油体系的运移情况。研究结果表明:两种体系中聚合物浓度和黏度均随着运移距离的增大而降低,聚合物溶液的黏度损失程度比浓度更严重。二元复合驱与聚合物驱相比注入压力低,采收率提高4.94%,较低的界面张力(10~(-2)m N/m数量级)仅可维持约1/2井距的距离,最终界面张力值与聚合物溶液相近。二元复合体系与原油在岩心内可形成稳定的乳状液,随着运移距离增大,表面活性剂的吸附损失会导致乳状液发生破乳、聚并。     

聚驱后SDCM-1/聚合物二元复合体系提高采收率研究

表面活性剂 SDCM-1为天然羧酸盐的氧乙烯基化产物.用矿化度4.5 g/L的矿化水配制的SDCM-1溶液,与孤岛河滩区原油之间的最低界面张力(70℃),在SDCM-1浓度大于1.0 g/L时达到10-4 mN/m数量级.2.0 g/LSDCM-1 1.6 g/L HPAM溶液黏度超过原油黏度(70℃),与原油间的界面张力(70℃)在56 min时可降至稳定的最低值3.2×100mN/m,此即为所选二元复合驱配方.在岩心驱油实验中,水驱后、注聚后(1.6mg/L,0.3 PV)、注二元复合体系(0.3 PV)并水驱后采收率分别为42.31%,5.21%,18.07%.在平板夹砂模型上采用相同工艺驱油,按所撮图像驱替面积测算各驱替液波及体积,注入水为51%,聚合物为48%,0.1、0.2、0.3 PV二元复合体系分别为54%、60%、64%,后续注入水为68%;用软件计算的水驱、注聚后、二元复合驱并水驱采收率,分别为44%,8%,16%.该体系是可用于聚驱后油藏的高效表聚二元复合驱油体系.图9表1参14.     

别古庄油田京11断块油藏三元复合体系配方优化

针对华北别古庄油田京11断块油藏储集层黏土含量高（29%）、地层原油黏度低（11.0 mPa·s）、酸值低（0.28 mgKOH/g原油）、油藏温度低（54 ℃）、水驱采收率高（> 50%）等特点,优化出适合该油藏的三元复合体系:1 500 mg/L聚合物J4+3 000 mg/L表面活性剂ES+12 000 mg/L碳酸钠。开展了该复合体系热稳定性、老化、吸附等评价实验。结果表明,体系老化90 d和天然岩心砂三次吸附后,热稳定性较好（黏度保持率为50.6%）,仍能达到10-3 mN/m超低界面张力。采用高低渗透率双管模型,开展了老化前后复合体系驱油实验对比研究。在综合含水90%时,改注0.3 PV未老化复合体系,综合采收率提高31.1百分点;改注0.3 PV老化90 d后的三元复合体系,综合采收率提高22.2百分点,比老化前降低8.9百分点,说明三元复合体系老化后对驱油效果有较大影响。分析发现体系老化后黏度降低较多、界面张力升高,是导致驱油效率下降的原因。研究结果对今后体系优化具有一定指导作用,体系优化中分别测定不同体系老化前后的黏度和界面张力,根据其变化情况即可最终优化出较佳的复合驱油体系。     

聚/表二元驱体系配方优化研究

室内开展了聚合物与聚/表二元体系物理模拟实验,对驱油体系在多孔介质中的黏度和渗流运移特征研究表明,聚/表二元体系具有良好的增黏性,同时二元复合驱采收率增幅大于聚驱与表活剂驱采收率增幅之和,并确定了最优二元驱体系配方,即聚合物浓度1 750 mg/L,表面活性剂质量分数0.2%,注入段塞尺寸0.4 PV。     

胜利油区海上油田二元复合驱油体系优选及参数设计

胜利油区海上油田水驱开发产量呈现逐年下降的趋势,急需转换为二元复合驱方式进行提速增效开发。二元复合驱作为大幅度提高原油采收率和采油速度的有效方法,已经在陆上油田大规模推广应用。但是,由于油藏条件存在差异,海上油田无法照搬陆上油田方案。按照海上油田开展二元复合驱技术要求,通过对多个驱油剂产品的溶解性、热稳定性、抗盐性等关键指标进行优选,得到由聚合物C10与复配的高效活性剂组成的配伍性和稳定性良好的二元复合驱油体系。结合室内物理模拟实验和数值模拟研究,对二元复合驱油技术的注入黏度、注入速度以及段塞尺寸等注入参数进行了优化设计。研究结果表明,该二元复合驱油体系注入0.4 PV之后,采收率提高29.2%,相对于同段塞尺寸单一聚合物驱增加11.3%。数值模拟预测结果显示,在最佳黏度比为0.5、注入速度为0.07 PV/a、最佳注入段塞尺寸为0.42 PV的条件下,与水驱相比二元复合驱可提高采出程度11.6%,最大幅度提高海上油田采油速度和原油采收率。     

低界面张力氮气泡沫驱提高采收率实验

通过泡沫综合性能评价及油水界面张力测试,优选了低界面张力氮气泡沫体系,优化了注入参数,对比了泡沫驱、聚合物驱、低交联聚合物驱、聚合物/表面活性剂二元复合驱提高采收率的效果,并模拟现场油田进行了聚合物驱和聚合物/表面活性剂二元复合驱后低界面张力氮气泡沫驱实验。优选的低界面张力氮气泡沫体系配方为:0.3%复合起泡剂(椰油酰胺甜菜碱DK+烷基醇胺PM(5∶1))+0.1%稳泡剂PA(天然高分子衍生物),该体系与原油间的界面张力为0.0531 m N/m,泡沫综合指数Fq为10312.5 m L·min;最佳气液比为1.5∶1,注入方式为共混注入,注入速度72 m L/h。驱油实验表明,该低界面张力氮气泡沫驱体系的驱油效果(提高采收率11.4%)优于表面活性剂/聚合物(SP)二元复合驱(提高采收率9.61%)、低交联聚合物驱(提高采收率7.13%)、聚合物驱(提高采收率6.37%);在模拟该油田水驱(采出程度36%)、聚合物驱(采出程度45%)及二元复合驱(采出程度47%)后,低界面张力氮气泡沫驱仍可提高采收率10.8%。     

无碱二元体系的黏弹性和界面张力对水驱残余油的作用

三元复合驱含碱驱油体系会大幅度降低聚合物溶液的黏弹性,引起地层粘土分散和运移、形成碱垢及导致地层渗透率下降。为此提出利用不加碱可形成超低界面张力的聚合物/甜菜碱表面活性剂二元复合体系驱油。通过流变性实验及微观模型驱油实验,分析了表面活性剂对聚合物表面活性剂二元复合体系黏弹性的影响和聚合物表面活性剂二元复合体系的黏弹性及界面张力对采收率的影响。对聚合物表面活性剂二元复合体系提高水驱后残余油采收率机理的研究表明:在驱替水驱后残余油过程中,聚合物表面活性剂二元复合体系利用了聚合物溶液的黏弹特性和表面活性剂的超低张力界面特性,水驱后残余油以油丝和乳状液形式被携带和运移,随着二元驱油体系的黏弹性的增加和界面张力的降低,水驱后二元驱后的采收率增加,降低界面张力的驱油效果(指达到超低)比提高体系的黏弹性的效果更明显。