非均质地层泡沫调驱提高采收率实验

利用并联岩心驱替实验,研究了不同参数对非均质地层泡沫调驱提高采收率效果的影响。结果表明,泡沫调驱过程中采收率增加值主要来自于低渗层,高渗层采收率增加较少;从提高采收率和经济角度考虑,泡沫调驱注入量应在0．3PV～0．5PV;泡沫调驱适用的渗透率级差范围应小于15,当级差为10时,采收率提高幅度最大;随着含水率的提高,采收率提高值呈现先上升后降低的趋势,含水率为80％～90％时注入泡沫提高采收率效果最好。注入泡沫过程中,连续注入的方式要优于段塞注入和气液交替注入。     

NTCP泡沫体系的注入方式及驱油效率

对已优选NTCP泡沫体系的注入方式及驱油效果进行了研究 ,该体系由 0 .2 %NAPS疏水聚合物为稳泡剂 ,由起泡剂和工业氮气以一定比例组成的 0 .1 5 %复合表面活性剂SDS。泡沫有高的阻力系数和低的残余阻力系数。在模拟中原油田三厂所辖的文明寨油田地质条件下 ,泡沫有很高的驱油效率和调剖能力 ,对低渗透岩心的伤害程度极小。在单管岩心实验中注入 0 .8PV ,泡沫驱油效率比水驱提高 1 7.9%～ 2 8.7%。通过并联岩心实验得出 ,注入 0 .8PV ,这种泡沫体系在渗透率极差分别为 1 4 .1和 38.2的非均质油层的深部调剖 ,分别提高采收率 44 .0 %和 2 8.6 %。     

Gemini型表面活性剂三元复合体系性能和驱油效果

以胱氨酸钠和油酰氯为原料,通过一步反应合成了一种新型阴离子Gemini表面活性剂二油酰胺基胱氨酸钠(Sodium dioleoylamino cystine,SDOLC),利用Texas-500C型界面张力仪和MCR301流变仪研究了Gemini型表面活性剂/HPAM/碱三元复合体系降低油水界面张力性能和黏弹性能,在均质和非均质岩心中评价了体系的驱油效果。结果表明,HPAM的加入不影响Gemini表面活性剂和碱复合溶液与原油界面张力最低值,但可以有效增加体系的黏度。综合考虑界面张力和黏弹性能,选择黏度44mPa·s且与大庆原油界面张力最低值2.4×10-2 mN/m的含质量分数为0.18%HPAM、0.1%SDOLC、0.15%NaOH和0.06%HEDP·Na4体系作为Gemini型表面活性剂三元复合驱油体系。注入0.6PV该体系在均质岩心中水驱基础上可提高采收率26.11%,在非均质岩心中水驱基础上可提高采收率22.25%。     

交替式注入泡沫复合驱实验研究

针对孤岛油田中二中Ng3-4聚合物驱后油藏条件,通过物模手段研究了交替式注入泡沫复合驱的特征及驱油能力.长细管实验表明,交替式注入泡沫复合驱,低气液比时模型两端的封堵压差上升缓慢,交替周期越大封堵效果越差.非均质模型驱油实验表明,泡沫复合驱主要是通过扩大波及体积来提高采收率,在与聚合物驱相同注入量条件下,其封堵能力是聚合物驱的2倍.     

马岭北三区低渗透油藏二元驱室内实验研究

室内通过北三区高矿化度注入水配二元体系增黏性、界面张力评价及注入量、注入方式对驱油效率的影响试验,研究北三区延10低渗透高矿化度油藏储层特性对二元驱的适应性。实验结果表明二元体系具有较好的增黏性,与北三区油水能形成超低油水界面张力,室内岩心驱油效率提高15%以上;多段塞注入,注入量越大,提高驱油效率越高。室内实验研究表明,选择与孔喉匹配的聚合物形成的二元体系,可在低渗透油藏开展驱油试验。建议选择高低不同分子量聚合物分别与表活剂形成二元体系,段塞注入,能封堵大孔道,且不会发生堵塞。     

低渗透油藏自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱体系

针对陕北裂缝性低渗透油藏物性差、非均质性严重及传统调剖效果差问题,研究自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱技术中弱凝胶和氮气泡沫的配伍性,优化复合调驱体系的注入参数,评价复合调驱体系的驱油性能.结果表明:复合体系具较好复配性,室内优化凝胶段塞大小最优注入体积为0.3PV,泡沫最优注入体积为0.6PV,在设备允许的条件下尽量用小段塞、多轮次注入泡沫液;水驱高含水率后,优先注入凝胶段塞,再注入泡沫,调堵效果最好,复合调驱体系双管岩心驱替相对提高采收率幅度达43.69%;矿场试验井组含水率由80%下降至62%,单井日产油量由0.27m3增至0.70m3.复合调驱技术在GY油田具有较强适应性,大幅度提高油田采收率,可为同类油藏增油控水提供借鉴.     

非离子Gemini表面活性剂与聚合物二元泡沫性能研究

在大庆油田油水条件下,利用界面张力仪、泡沫扫描仪及泡沫驱油装置,考察了非离子Gemini表面活性剂与聚合物二元体系的界面性能、泡沫性能及驱油效果。结果表明,二元体系可以与大庆原油形成超低界面张力,但随非离子Gemini表面活性剂或聚合物浓度增加,二元体系界面张力升高。二元体系的泡沫综合指数随非离子Gemini表面活性剂和聚合物浓度增加出现极大值,而后降低。非离子Gemini表面活性剂或聚合物浓度增加,二元泡沫复合驱采收率增加。随着气液体积比的增大,二元泡沫复合驱采收率先增大后减小。在气液体积比为1∶1时,二元泡沫驱采收率达到最大,气液体积比过大,易发生气窜。二元泡沫复合驱采收率随着压力升高而降低。     

非均质油藏CO2泡沫与CO2交替驱提高采收率研究

针对非均质油藏注CO2驱油时普遍存在CO2易沿高渗层过早发生气窜,导致CO2驱提高采收率低,低渗层难以动用的问题,开展了CO2不同注入方式优选的室内试验,并对优选出的注入方式进行了包括段塞大小、段塞比以及气液体积比在内的影响因素的研究。结果表明：相对于CO2气驱、CO2水气交替驱以及CO2泡沫驱,CO2泡沫与CO2交替驱（FAG）能够解决层内矛盾,延缓气窜发生时间,扩大波及体积,提高采收率;FAG驱存在最优注入段塞大小0.4PV,最佳段塞比1：1以及最佳气液体积比1：1。     

高粘高盐非均质油藏聚/表二元复合驱合理粘度比优化分析

聚/表二元复合驱油技术是特高含水期油藏"稳油控水"的重要技术措施之一。通过岩心驱替实验对高粘高盐非均质油藏聚/表二元复合体系驱油效率及其影响因素进行分析研究,并对聚/表二元复合驱采收率与渗透率变异系数之间的相关性进行研究。结果表明,聚/表二元复合体系驱油效率受岩心渗透率变异系数V_K、原油粘度μ_o和粘度比(μ_(sp)/μ_o)综合影响,在粘度比(μ_(sp)/μ_o)和岩心参数固定条件下,随μ_o增加,水驱和化学驱采收率减小,采收率增幅下降。从技术角度考虑,结合实际情况得到目标油藏非均质储层聚/表二元复合驱合理粘度比。     

马36区块氮气泡沫水交替驱室内评价研究

应用马36-5-5井地面分离器油气样按气油比24.7 m3/t进行配样,并用马36井区新下23和新下24-5的两组天然岩心进行了长岩心实验测试,研究注氮气泡沫水交替的驱油效率.研究表明,在水驱的基础上,第一组岩心新下23氮气/水交替提高采收率6%左右,氮气/泡沫水交替提高采收率10%左右,如若继续实验,采收率还会进一步提高.第二组岩心新下24-5氮气/水交替提高采收率3%左右,氮气/泡沫水交替提高采收率8%左右,同样如若继续实验,采收率仍会进一步提高.注泡沫水交替效果明显,获得的采收率更高.但是注泡沫水交替的时间较长,注入体积较大,注入压力上升快.     

杏南油田含聚污水表面活性剂降压增注研究

杏十三区含聚污水回注区块受残余聚合物影响,导致区块吸水效果下降,影响油田开发效果。因此,开展了含聚污水区块降压增注表面活性剂配方及配套工艺参数研究。首先对注入水进行了全水质分析;以石油磺酸盐为基础药剂,通过测量界面张力进行复配药剂及添加剂的筛选;对体系进行性能评价后,开展了室内岩心驱替实验,从而优化了注入参数。结果表明,降压增注表面活性剂的最佳配方（质量分数）为：0.7%石油磺酸盐+2.0%重烷基苯磺酸盐+0.5%无水乙醇+1.0%NaCl,与原油之间的界面张力为6×10-3 mN/m;在岩心驱替实验中,最佳注入速度为0.15 mL/min,最佳注入量为1 PV,最优段塞组合为0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV,在不同渗透率的条件下,降压率均超过24%。     

岩心多孔介质中三元/二元复合驱比较

通过均质长岩心流动实验和非均质岩心驱替实验,得到了化学复合驱中一类ASP三元复合体系（碱/表面活性剂/聚合物）和一类SP二元复合体系（表面活性剂/聚合物）在多孔介质中的阻力系数、粘度、界面张力和驱油效果。结果表明,在地面条件下界面张力和粘度相近的ASP三元体系和SP二元体系,随着在岩心中运移距离的增加,两种体系的界面张力均大幅上升,由10^-3mN/m升高至10^-1～10^2mN/m,并稳定在1mN/m左右。ASP三元体系的界面活性受碱浓度和表面活性剂浓度的双重影响,其界面张力值变化幅度较大。碱对减少聚合物在岩心中的粘度损失影响较大,ASP三元体系与SP二元体系相比,在岩心深部具有较高的粘度保留率和阻力系数值。本实验条件下,利用ASP三元体系改善非均质岩心的驱油效果比SP二元体系更有优势,在含水率为70%时,注入ASP三元体系段塞0.4～0.6PV,其化学驱采收率平均高于SP二元体系5%～7%。     

低渗透油藏驱油用耐温抗盐型表面活性剂研究

针对大庆油田M区块储层低孔、低渗、高温以及高矿化度的特点,采用常规表面活性剂往往不能取得较好的驱油效果。因此,以顺丁烯二酸酐、乙二胺和长链溴代烷为单体合成了一种新型双子表面活性剂SZ?11,并复配非离子型表面活性剂AEO?3,形成了一种适合低渗透油藏驱油用的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该驱油体系具有良好的耐温性能和抗盐性能,在140 ℃下老化后,界面张力仍能达到0.008^{mN/m,体系在较高质量浓度的NaCl（150 000 mg/L）、CaCl₂（9 000 mg/L）和MgCl₂（2 500 mg/L）盐水中仍具有较低的界面张力;该驱油体系具有良好的乳化性能和润湿性能,可以通过乳化原油和改变岩石表面润湿性来提高驱油效率;储层天然岩心在水驱后注入0.4 PV表面活性剂驱油体系,能使岩心的采收率提高19.5%,具有良好的驱油效果。现场应用结果表明,实施表面活性剂驱油措施后,M区块内5口生产井日产油量明显提高,含水率下降,取得了良好的增油效果。}     

TAD S - 1 0复合体系驱油效果

为了研究复合体系各组分在驱油过程中的贡献程度, 利用磺酸盐双子表面活性剂TAD S - 1 0与相对分 子质量为15 0 0万的聚合物以及 N a 2CO3 配制的复合体系在光刻玻璃模型上进行原油驱替实验, 根据复合体系的驱 油效果, 分析界面张力、 聚合物、 碱以及正丁醇对驱油效果的影响。结果表明, TAD S - 1 0与石油磺酸盐复配产生的超 低界面张力使得化学驱采收率提高2. 6%; 加入聚合物后的二元体系与一元体系相比, 化学驱采收率提高1 0%左右, 总采收率提高1 2. 1 3%; 加入弱碱的三元体系化学驱采收率较二元体系提高2. 7 3%; 而三元体系加入质量分数为 0. 0 2%醇后化学驱采收率提高1. 2 3%, 总采收率提高1. 3 1%。     

高分子质量聚合物二元体系在低渗透油层适应性研究

选用相对分子质量在（1．6～1．9）×107的S N F3640D聚合物,测试了该种聚合物在天然低渗透岩心上的流动性、岩心孔隙中的黏度、与甜菜碱表面活性剂二元体系的界面张力以及驱油效率。结果表明,该种聚合物在天然低渗透油层上有较高的阻力系数与残余阻力系数,表现出良好的注入性能和流度控制能力;在岩心孔隙中的黏度损失率低于低分子质量7．0×106聚合物;其甜菜碱二元复配体系与原油间的界面张力能够达到极低（10-3 mN/m）。通过天然低渗透岩心上的驱油实验可知,该种聚合物单独聚驱的化学驱采收率达到7．85％,与其复配的甜菜碱二元体系的化学驱采收率达14．75％左右,远远高于低分子质量7．0×106聚合物的采收率。因此,该种聚合物与低渗透油层有较好的匹配性,对低渗透储层的开发具有一定的指导性。     

烷醇酰胺表面活性剂在降压增注技术中的性能与应用研究

针对我国油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低的情况,进行了烷醇酰胺表面活性剂在降压增注技术中的性能与应用研究.室内完成了烷醇酰胺表面活性剂体系界面张力、界面张力稳定性能研究以及岩心驱替评价试验研究.实验结果表明,烷醇酰胺表面活性剂油水界面张力达到10^-2mN/m数量级,且具有较好的界面张力稳定性,同时也验证了烷醇酰胺表面活性剂具有较强的抗盐能力和较大的吸附量.岩心驱替评价实验表明,烷醇酰胺表面活性剂对岩心的降压效果较好,降低了注入聚合物溶液压力20%以上.同时,为进一步验证表面活性剂降压增注技术的可行性,对大庆油田采油二厂的7口井进行了表面活性剂现场注入实验,取得了显著的降压增注效果,单井最长增注量达3 600 m^3,单井有效期最长达130天.