不同润湿性条件下适合于不同渗透率油层的超低界面张力驱油体系

研制了无碱无聚合物且界面张力达到10^-3mN/m超低值的表面活性剂驱油体系,对于岩石表面润湿性条件为强亲油、中亲油、弱亲油以及强亲水情况,随着渗透率的增加,该体系的采收率逐渐增加.当渗透率增加到某个值时,随着渗透率的增大采收率迅速提高;然后随着渗透率的进一步增大,采收率增加幅度明显降低,将采收率不再增加时的渗透率值称为临界渗透率值.岩石表面亲水性越强,临界渗透率越低,适合于超低界面张力驱油体系的渗透率越小.实验表明,随着岩石表面亲水性的增加,可以使残余油滴活化的最小孔喉半径或渗透率明显降低,在低渗透率、特低渗透率以及超低渗透率的条件下,可将残余油驱替出来.因此,超低界面张力驱油体系不仅适合于中、高渗透率的油层,在一定条件下还可用于低、特低和超低渗透率的油层.     

大庆油田条件下疏水缔合两性聚合物三元复合驱和聚合物驱体系的应用性能

西南石油学院研制了一系列疏水缔合两性水溶性聚合物 ,其中一些可用于大庆油田的三元复合驱和聚合物驱。本文报道了以下室内研究结果。 ( 1 )在ASP体系中该聚合物用量仅为 70 0— 80 0mg/L ,而大庆产高分子量( 1 430万 )HPAM的用量为 2 0 0 0— 2 50 0mg/L ,超高分子量 ( 2 2 0 0万 )HPAM为 1 30 0— 1 40 0mg/L。 ( 2 )所配ASP体系的粘度、界面张力、稳定性等性能符合大庆油田要求 ,驱油效果不低于大庆油田现用体系 (提高采收率 >2 0 %OOIP)。 ( 3)用大庆油田采出污水配制的粘度达到 40mPa·s的聚合物溶液 ,浓度仅为 80 0— 90 0mg/L ,而大庆产高分子量 ( 1 430万 )HPAM的浓度为 1 70 0mg/L。这类聚合物的生产成本与超高分子量HPAM大体相当。     

一种抗高温聚合物凝胶类堵剂ZAY的研制和室内评价

当前研制的堵剂的种类已经很多,但是十分有效的抗高温类的堵剂还是比较少的,也一直是近期技术攻关的重点。基于这点,在抗高温聚合物凝胶类堵剂方面应用常规实验方法做了一些室内试验,室内评价证明堵剂能在中高温(91℃)情况下顺利地进行调剖堵水,而且效果很好。塔里木油田DH1-5-6井开采初期主要靠注水采油,近期由于含水急剧上升导致产量急剧下降,日产油由200t降到67t。在注入堵剂ZAY以后,产量明显升高,日产油提高13%左右。     

复合驱油体系物理化学渗流机理研究

复合驱油体系内含有各种化学剂,这些化学剂与油层岩石间的相互作用及化学剂在各相中的分配与化学反应,都会影响到复合驱物理化学渗流的机理和规律。在前人研究的基础上系统的阐述了复合驱油过程中的物理化学作用和驱油机理;此外,将复合驱过程中的物理化学影响因素归纳为几个等效因素,可以将复合驱物理化学渗流方程归纳为带吸附作用的对流扩散方程。结果表明:复合体系在亲水和亲油多孔介质中的驱油渗流机理有很大的不同。亲水条件下,复合体系驱油的主要特征是原油被驱油体系夹带运移通过喉道;亲油条件下,复合体系驱油的主要特征是体系进入孔隙与原油形成油包水型乳状液,并可变形通过喉道。给出的渗流方程可用来预测化学剂的传输规律。     

宝浪油田宝北区块防垢剂研究与应用

宝浪油田地层压力下降较快导致地层水和产出水中的CO_3~(2-)离子浓度增高,产生CaCO_3、CaSO_4和BaSO_4等结垢沉淀,使得油井结垢的数量、范围、产状等发生相应变化,井筒附近地层及井筒发生结垢现象呈由点到面、由轻微到严重的发展趋势。针对这一情况在油田广泛应用的防垢刑中优选出DT、HE、PB、ED、AT、BH,6种防垢剂,再进行单一防垢剂筛选和防垢刑复配室内实验,挑选出一种有效时间长、效果好、安全可靠的防垢体系,从而指导现场试验。     

非均质变异系数对二元复合驱驱油效果及影响

S/P二元复合驱可通过增加注入水粘度、降低油水界面张力改善驱油效果,提高原油采收率。该文利用Eclipse油藏数值模拟软件,讨论不同渗透率变异系数下,非均质性对二元复合驱各单元层驱油效果及动态特征的影响。结果表明:各单元层的采收率和含水率随非均质变异系数Vk的增加,对低渗层位影响较大,而对高渗层位影响不是很明显,尤其Vk在0.5～0.72的范围内变化时,对低渗层位的影响最为显著。     

宝浪低渗油层注水压力变化规律及特征

针对低渗透油藏特殊的渗流规律,在宝浪油田油层温度(90℃)和压力(23 MPa)下,通过岩心驱替实验研究低渗透储层(≤23×10-3μm2)的启动压力梯度及注水压力变化规律.结果表明,启动压力与启动压力梯度均随岩心渗透率的升高而降低,可分为急剧下降区、下降区和基本平衡区.在0.176×10-2～0.23×10-3μm2内,随渗透率的增加,启动压力梯度由1O.77 MPa/m迅速降至5.64MPa/m.启动压力梯度过高,注水困难.随岩心渗透率的增大,注水压力梯度与油层突破压力梯度降低,可分为平缓下降区、急剧下降区、基本平衡区,而突破压力点对应的含水率逐渐增大至100％.注水开发时,岩心含水率很快达到90％,而注水压力梯度随注入量的增加而增大,这与一般储层注水时注水压力梯度在高含水阶段稳定或下降不同.降压增注是高效开发宝浪油田的重要方法.图5表2参5     

宝中油田增注用复配表面活性剂筛选

宝中油田低孔低渗高温(99-106℃),产出水矿化度40.4 g/L,注入水矿化度0.806 g/L,注水时出现严重水敏性,酸化时出现酸敏性。初选的16种增注商品表面活性剂中,只有S-36(石油磺酸盐)和S-912(两性表面活性剂)的地层水溶液与原油间93℃界面张力较低,为10-2mN/m数量级,二者以质量比1∶2复配,在产出水溶液中质量浓度为0.3-3.0 g/kg时,界面张力维持10-3mN/m超低值,在任意比例的产出、注入混合水溶液中浓度为1.0g/kg时,维持10-3-10-4mN/m超低值。该复配剂可使浓度≥0.5 g/kg的溶液在亲油储层岩石薄片上的接触角减小至-40℃及以下。在渗透率0.01×10-3-5.80×10-3μm2的12支油层岩心中注入0.3-0.6 PV浓度0.5-2.0 g/kg的该复配表面活性剂溶液,在93℃放置不同时间(0-48 h),后续注水压力均降低,降幅8.57%-55.68%(高温放置240 h的一支岩心除外),8支岩心水相渗透率增大,4支减小。渗透率相近的3支岩心以不同流量注入0.3 PV 1.0 g/kg的溶液并在93℃下放置17 h,后续注水压力降低率随溶液注入流量的增大而显著减小,表现出相当大的速敏性。图4表4参3。