纳米驱油剂提高原油采收率效果及作用机理分析

为高效开发大港油田低渗致密储层,通过纳米驱油剂CN-1的粒径分布、界面张力、润湿性和乳化性测试研究了纳米驱油剂CN-1的物化性质,针对大港致密油田开展静态渗吸实验和常规驱替实验,并对CN-1的作用机理进行分析。结果表明,CN-1是一种非均相驱油剂,它由纳米颗粒与携带液组成,颗粒粒径分布10～100 nm。驱油剂CN-1和携带液与原油间界面张力均高于3.69 m N/m,它们浸泡岩心后致使油水接触角升高,岩石表面亲水性减弱。与注入水相比较,CN-1驱油剂渗吸采收率增幅较高,说明纳米驱油剂具有提高洗油效率的作用。与CN-1驱油剂相比较,尽管表面活性剂BHS溶液洗油效率较高,同时乳化作用引起“贾敏效应”也产生了扩大波及体积效果,但其注入压力明显低于CN-1驱油剂的水平,扩大波及体积效果较差,最终采收率增幅较低。纳米颗粒在岩石孔隙内滞留引起渗流阻力和注入压力升高,进而造成中低渗透部位（孔隙）吸液压差和吸液量增大,因而扩大波及体积是CN-1驱油剂提高采收率的主要机理。纳米驱油剂注入时机愈早,采收率增幅愈大。     

磺基甜菜碱SB系列复配表面活性剂界面特性研究

针对单一磺基甜菜碱SB表面活性剂界面特性差的缺点,通过仪器检测和理论分析的方法,研究了2种磺基甜菜碱SB系列复配后表面活性剂体系的界面特性及其与聚合物的配伍性,并研究了在SB4-SB1复配体系中加入少量牺牲剂磷酸钠对体系界面张力的影响规律.结果表明,SB4与SB1复配效果较好的3种复配比分别为96∶ 4,95∶ 5和94∶ 6,按照这3种复配比分别在质量分数为0.05%,0.1%和0.3%的条件下配制复配体系,这些复配体系与大庆油田原油间的界面张力均能达到10-3mN/m超低界面张力;随着放置时间的延长,复配体系与原油间的界面张力呈现先减小后增大的趋势;加入磷酸钠后复配体系与原油间的界面张力值明显低于未加磷酸钠的复配体系,且加入磷酸钠的最佳质量分数为0.2%;与SB4-SB1复配体系相比,在SB4-SB11复配体系中加入聚合物后,复配体系与原油间的界面张力更低,驱油效果更好.     

柱塞气举排水采气工艺技术研究与应用

针对吐哈丘东气田进入开发后期积液和停喷井逐渐增多,采用机抽工艺存在转抽作业污染严重、成本高和增产效果不明显等问题,开展了柱塞气举排水采气技术研究。通过对柱塞排水采气技术原理进行分析,建立了新型柱塞启动模型代替Foss和Gaul经典模型,用该模型进行柱塞适用性评价,以提高选井精度;研制核心配套工具,实现柱塞气举工艺及工具的国产化;采用免修井作业方式安装设备及投产,避免储层污染;设计出标准化地面流程,提高施工时效。柱塞气举排水采气技术在丘东气田累计应用18口井,平均单井气量增产率达到62%。该技术为低压凝析气藏的开发开辟了一条可借鉴之路,在同类气田具有广阔的应用前景。     

鲁克沁深层超稠油超临界蒸汽有效动用技术研究

鲁克沁东区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、黏度大、地层压力高的特点,常规蒸汽锅炉注汽困难,有效开发难度大。针对突出的生产矛盾,提出了深层超稠油超临界蒸汽吞吐增产技术。通过物理模拟及数值模拟技术研究了超临界蒸汽的特性,分析了超临界蒸汽的增产机理,通过建立的超临界注汽热力参数计算模型,对注入参数进行优化设计,对沿程参数进行模拟计算,并在鲁克沁东区开展超临界蒸汽吞吐现场试验。结果表明,超临界蒸汽具有高溶解性、高扩散性及高反应等特性,在深层稠油开发中会产生不同于普通热流体的增强效应;在35MPa、400℃和注入体积为3.5 PV的条件下,超临界蒸汽的驱油效率可达90%以上。通过计算得到超临界蒸汽吞吐适宜的注入参数为:注汽温度高于375℃、注汽排量5.4~9 t/h、前期三轮次注汽规模3600 t、井口注汽压力27MPa、焖井时间为3~4 d。引进35 MPa超临界压力蒸汽锅炉及井口等配套设备,成功实施3口井9轮次吞吐试验,累计增油4000余吨,增油效果明显,可用于鲁克沁东区深层超稠油的开发。     

渗透率级差对油层实际气液比的影响

为揭示低渗透非均质油藏实际气液比的变化规律,提高气液交替泡沫驱措施成功率,室内进行填砂管物理模拟试验,按气/液体积流量1∶1的比例交替注入空气及质量分数为0.1%的起泡剂溶液(0.1 PV起泡剂+0.1 PV氮气交替注入),注采达到平衡后(压力恒定或注入速度等于产出速度),观察不同渗透率级差的高、低渗管的产气量、产液量以及气液比变化规律,研究渗透率级差对泡沫驱油层气液比的影响规律。研究结果表明:当渗透率级差在1.0数14.6的范围内,随着级差的增大,高渗管的载气速率和载液速率逐渐增高,而低渗管逐渐降低,但变化幅度不大,泡沫驱能有效改善地层非均质性。当渗透率级差在14.6数38.4的范围内,随着级差的增大,高渗管的载气速率和载液速率急剧上升,而低渗管的载液速率和载气速率急剧下降,其中高渗管气液比稳定在1∶1,能理想发泡,低渗管实际气液比开始偏离此数值,起泡效果不理想,低渗管主要降低油水界面张力来提高单管采收率。当渗透率级差在38.4数88.3的范围内,大量的气、液沿着高渗层流动,气液比稳定在1∶1左右,而低渗管载气速率仅为1.68 m L/h,载液速率仅为0.04 m L/h,实际气液比严重偏离1∶1。此时,低渗管处于泡沫驱启动极限,产生严重的所谓"气走气路、水走水路"的现象。图9表3参10。     

渤海油田大尺寸优势通道封堵与调驱技术研究

为解决海上油田注入液窜流技术难题,以渤海油藏为研究对象,开展了封堵剂基本性能评价、岩心孔眼封堵率和封堵+调驱增油降水效果的大尺寸优势通道治理实验研究。结果表明,封堵剂对大尺寸优势通道的封堵率高于90%,说明它可以满足渤海储层内大尺寸优势通道封堵技术要求。将大尺寸优势通道封堵技术与化学调驱技术相结合,可以获得宏观和微观液流转向双重效应,增油降水效果十分明显。与疏水缔合聚合物溶液相比较,尽管Cr3+聚合物凝胶黏度较低,但由于Cr3+聚合物凝胶内聚合物分子聚集体具有“分子内”交联结构特征,与储层孔隙配伍性较好,能够在岩心深部建立起有效驱替压力梯度,因而液流转向效果较好,采收率增幅较大。     

气举阀探针测距试验装置的设计与研制

为测定气举生产过程中气举阀波纹管承载率和最大有效阀杆行程,按照API标准,围绕探针测距、压力控制、数据采集,开展工艺流程设计、设备选型、核心部件设计、加工制造、组装调试和试验标定,设计研制了TZCJ型气举阀探针测距试验装置。采用LVDT位移传感器测量阀杆行程,位移精度达到±0.02 mm;采用ER3000SI-1压力控制器与空压负载式26-20调节器组合对压力进行控制,压力精度达到±0.1 MPa;采集频率可达1次/s,能确保压力、位移数据采集的同步性和连续性。选取一支充气压力为3.4 MPa、阀座孔径3.2 mm的KFT-25.4气举阀作为测试对象进行分析。结果表明,该装置具备了测定波纹管承载率和最大有效阀杆行程的能力,实现了对阀杆行程的连续测量,位移精度高于API标准要求,有助于提高气举管柱设计精度、预测气举阀井下工况。     

多元驱油剂中聚合物分子聚集体与储层适应性

化学驱取得增油降水效果的基础是驱油剂与储层间具有良好适应性。为了深入探究多元驱油剂中聚合物分子聚集体与储层适应性,通过驱油剂物化性能测试及流动性实验,在开展聚合物溶液和多元驱油剂中聚合物分子聚集体尺寸Dh及其影响因素研究基础上,进一步评价了Dh与储层岩石孔喉匹配关系。研究结果表明:聚合物相对分子质量、碱、表面活性剂和溶剂水矿化度等因素会改变聚合物分子聚集体尺寸Dh,也对驱油剂与储层岩石适应性造成影响;与人造岩心相比较,驱油剂在天然岩心中滞留量较大,由此产生的附加渗流阻力和稳定注入压力值也较大,但并不影响驱油剂与储层岩石间匹配关系;依据目标区油层累计厚度达到70%时对应最低渗透率平均值,对照驱油剂渗透率极限值可以确定驱油剂中聚合物相对分子质量。研究成果对提高化学驱技术应用效果具有重要理论意义。     

硫酸盐浓度对水驱提高采收率的影响

水驱提高采收率对注入水的离子组成有一定的要求,为了验证润湿性改变不是硫酸盐水驱提高原油采收率的唯一因素,在岩心润湿性为水湿的条件下进行水驱,研究了硫酸盐浓度、温度、注入速率和原油类型对硫酸盐水驱采收率的影响。结果表明,在水驱过程中,原油采收率随着硫酸盐浓度的增加而增加。在40℃下水驱提高采收率无明显增幅,随着温度的升高水驱效果增强。在高温条件下,高浓度硫酸盐水驱的原油采收率比不含硫酸盐水驱的提高10%。原油类型及驱替速率对水驱效果的影响较大,原油中的沥青质含量越高、驱替速率越大,水驱效果越好。在岩心润湿性没有改变的条件下,SO₄^2-仍有助于原油采收率的提高,岩心润湿性改变不是硫酸盐水驱提高原油采收率的唯一因素。     

平衡式双封单卡压裂管柱研究及应用

常规双封单卡压裂管柱技术已成为吐哈油田水平井老井重复压裂改造的主体技术,但仍然存在着压裂后层间压差大,易导致底封K344封隔器胶筒不回收以及管柱起管困难的问题,严重影响施工效果。为此,开展了平衡式双封单卡压裂管柱的研究。它采用带平衡通道Y211封隔器代替底封K344封隔器,在封隔器解封前能够实现上、下层的有效沟通,平衡地层压力,最终达到降低解封载荷的目的。现场应用结果表明:该管柱施工过程简单,解封载荷大幅降低,有效地解决了老井压裂改造后的起管难题,能满足水平井体积压裂改造大排量和大砂量的需求。平衡式双封单卡压裂管柱在水平井、老井重复压裂改造上具有广阔的推广应用前景。