二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究

针对大庆油田的典型非均质区块,利用三层正韵律非均质人造岩心,进行了岩心驱替实验,开展了二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究,对体系的注入参数进行了优化,并探讨了低界面张力表面活性剂/聚合物(SP)二元体系与泡沫体系交替注入来提高采收率的可行性。结果表明,在水驱采收率接近的情况下,保持驱油体系总注入量一定,低界面张力二元体系与泡沫体系的交替方式不同,提高采收率的幅度不同。单周期注入0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N₂+0.10 PV低界面张力二元体系,周期注入量为0.20 PV,交替轮次为3次的注入方式为最优注入方式,该注入方式下交替驱油体系的阶段采收率最高,在水驱的基础上提高了21.82%。     

复合体系启动水驱残余油微观实验研究

采用微观模拟技术,对三元/二元体系启动水驱后残余油进行研究.结果表明,复合体系的高黏弹性及低界面张力特性能够以将油珠拉成油丝、剥离油膜、乳化并携带油滴等方式,大幅度降低水驱后的盲端、簇状、柱状残余油,增加乳化油滴数量,提高驱油效率;当模型水驱采收率为50％时,碱-活性剂-聚合物(ASP)体系最终采收率可达81.2％,SP体系可达85.1％,采收率增幅分别为31.2％和35.1％;等黏度的无碱体系比三元体系驱油效率更高,无碱复合驱具有良好的应用前景.     

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%。     

适合红岗油田萨尔图油层的三元复合体系研究

红岗油田已进入高含水开发阶段,依靠常规方法提高采收率的难度越来越大,利用碱表面活性剂聚合物组成的三元复合体系可与原油产生超低界面张力,又具有较高粘度,既提高驱油效率又能提高波及体积,从而提高采收率。根据红岗油田萨尔图油层特征,采用正交试验设计方法筛选出了一种三元复合驱油体系,该体系与红岗油田萨尔图油层原油形成的界面张力可达到10-3mN/m,该体系为1.5%A+0.06%S+0.2%P+0.2%N;其主要指标为界面张力(3～7)×10-3mN/m,粘度μ>20mPa*s。另外,通过室内岩心流动实验证实室内天然岩芯驱油效率比水驱采收率提高10%左右。     

稠油表面活性剂乳化降黏效果及其作用机理研究——以渤海BZ25-1s油藏为例

针对渤海BZ25-1s油田储层地质特征和流体性质,在不同实验方法条件下,以油水乳状液黏度、乳状液结构形态、分水率和界面张力为评价指标,开展了稠油表面活性剂乳化降黏效果及相关作用机理的实验研究。结果表明,当油水体积比低于7∶3和乳化药剂浓度高于600 mg/L时,强化分散体系可以与原油作用形成水包油型(O/W)乳状液,降黏率可达80%。相对于强化冷采体系,强化分散体系在破乳、降低界面张力及抗吸附方面均具有显著优势,其与原油乳化作用可以导致部分表面活性剂组分进入原油中,进而影响强化分散体系与原油间界面张力和乳化效果。强化分散体系能更大幅度降低注入压力、减缓含水率上升速度,并且能更有效地提高原油采收率。     

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。}     

大庆油田N区三元复合驱油试验的研究与评价

讨论了大庆油田在N区进行国产表面活性剂植物油羧酸盐三元复合驱矿场试验。大庆油田三元复合驱采用进口磺酸盐类表面活性剂,其成本较高,为了降低成本,提高经济效益,大庆油田首次在N 区应用植物油表面活性剂。试验采用PBH-808E羧酸盐作为表面活性剂,通过室内岩心驱油实验及实际矿场实验,对三元复合驱试验结果进行分析。结果表明,三元复合驱可在水驱基础上提高原油采收率20%以上;原油乳化是影响驱油效果的重要因素;通过跟踪调整体系黏度,提高试验效果。试验结果对大庆油田三元复合驱技术的发展起到积极作用。     

飞雁滩油田表面活性剂驱油体系研究

为了提高聚合物驱后注水开发效果,研制了一种由聚氧丙烯双烷基酚硫酸盐和聚氧乙烯烷基醇醚丙撑磺酸盐类表面活性剂驱油体系.概述该复合驱油体系的配方、性能、吸附改进剂的影响,以及提高采收率能力评价.其性能评价结果表明,在60℃条件下,复配的表面活性剂对飞雁滩油田的原油有较好的适应性.在深部液流转向调剖后,注入驱油体系,可较大幅...     

表面改性对Nano-SiO_2表面电位及乳状液稳定性的影响

使用硅烷偶联剂KH-550对纳米二氧化硅(Nano-SiO_2)进行表面有机改性。使用Zetasizer 3000电位仪,系统分析KH-550的用量、改性时间以及改性温度等因素对Nano-SiO_2表面ζ电位的影响,得到不同改性条件对Nano-SiO_2表面ζ电位的作用规律,从而建立改性Nano-SiO_2表面ζ电位与有机改性条件的关系。将改性前后的Nano-SiO_2与石油磺酸盐-PS复配,得到改性二氧化硅/表面活性剂(KH550-g-Nano-SiO_2-PS)复合体系。采用界面张力仪(TX-500c),系统研究该复合体系降低油/水界面张力能力,并利用Turbiscan Lab型乳状液稳定性分析仪,系统研究油/水乳状液的稳定性。结果表明,当石油磺酸盐表面活性剂质量分数为0.5%时,该体系油/水界面张力降低至2.30×10~(-2) mN/m,然而当KH550质量分数为5%时,KH550-g-Nano-SiO_2-PS体系能使油/水界面张力降低至5.42×10~(-3)mN/m,达到超低界面张力,且乳化液稳定性最大,此时KH550-g-Nano-SiO_2-PS体系表面ζ电位为-50.1mV,通过表面ζ电位的变化分析了油水界面张力变化及乳状液稳定机理。     

乳化对注入压力贡献程度的表征及影响因素研究

系统研究碱/表面活性剂/聚合物三元复合体系乳化对压力的贡献程度。首先建立了乳化压差的表征方法,在此基础上,考察了驱替体系类型、界面张力量级和岩心渗透率的大小对乳化压差的影响,并通过微观驱油实验,分析了不同类型驱替体系乳化压差存在差异的作用机理。结果表明,与聚合物体系相比,碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱体系乳化可产生较强的渗流阻力,具有较高的乳化压差;超低界面张力时,易产生较高乳化压差;岩心渗透率对乳化压差影响较大,在低渗条件下易产生较高乳化压差。     

洲城油田表面活性剂驱提高采收率矿场试验

洲城油田于1995年投入注水开发,取得了较好的水驱开发效果.为了进一步提高水驱效率及油藏最终采收率,开展了WXS表面活性剂可行性研究.针对洲城油田的油藏条件,对WXS表面活性剂进行了性能评价和驱油效果实验,在此基础上优化出了单井试验方案,并进行了矿场试验.结果表明,WXS表面活性剂对洲城油田提高采收率具有较好适应性.     

大庆油田鼠李糖脂生物表面活性剂提高采收率

为了研究和评价大庆油田生物表面活性剂提高采收率技术,在大庆油田油层（原油、水质以及温度等）条件下,进行了鼠李糖脂生物表面活性剂提高采收率实验研究。结果表明,单独的鼠李糖脂与大庆原油的界面张力不能达到10^-3mN/m数量级的超低值;但与用大庆馏分油磺化合成的石油磺酸盐PSD－2复配,在表面活性剂总浓度为0．4％、NaOH为1．0％时,该体系与大庆原油的界面张力达到了10^-3mN/m数量级的超低值;进一步研究还表明,向含1．2％NaCO3的磺酸盐B－100体系中加入0．1％鼠李糖脂发酵液,不仅可使界面张力降低到10^-4mN/m数量级的超低值,还可使价格昂贵的表面活性剂B－100的静态吸附量降低30％左右。岩心驱替试验表明,驱油过程中明显形成了油墙,含水由98％降到了50％,比水驱提高采收率20％OOIP（原始地质储量）左右,显示了大庆油田开展生物表面活性剂提高采收率方法的良好前景,并为大庆油田三次采油技术提供了一种新的高效廉价驱油剂。     

海上油田内源微生物与表面活性剂复合驱油剂性能的研究

研究了内源微生物与表面活性剂的复合应用,一方面表面活性剂可以增强微生物及其代谢产物对剩余油的降黏乳化作用,另一方面微生物激活剂可以降低表面活性剂在储层泥质中的吸附损失和无效窜流,两者具有良好的协同作用。实验结果表明,表面活性剂HSB-12、OP-10与激活剂FP3显示出良好的配伍性,复合驱油剂FP3+HSB-12、FP3+OP-10的界面张力、乳化性及驱油效果明显好于单独驱油剂,采收率最高可增加9.67%。     

普通稠油SP二元复合驱波及系数与驱油效率的关系

改变甜菜碱表面活性剂的质量分数建立具有相同黏度不同界面张力的二元复合驱油体系,通过填砂管驱替实验评价驱油体系提高胜利普通稠油采收率的能力。结果表明,二元体系提高采收率的幅度随着表面活性剂质量分数的增大而减小;添加少量(质量分数0.01%)的表面活性剂,能够降低界面张力,但是高于超低界面张力值(10-3 mN/m),二元复合体系的采收率获得较大的提高,聚合物与表面活性剂产生良好的协同效应。微观驱替实验表明,扩大波及系数能更为有效地提高普通稠油化学驱采收率。降低界面张力至超低值能够提高洗油效率,但会降低复合体系扩大波及系数的能力,从而影响采收率的提高。     

复合碱三元体系与含CO_2二类油层适应性研究

针对大庆北一区断东二类油层强碱三元复合驱现场试验,分析了试验区中心井伴生气中CO2含量的变化趋势以及和三元液的化学作用规律,研究了氢氧化钠和碳酸钠复配三元体系的界面张力、黏度特性、驱油效率。其中HPAM质量浓度2 000mg/L、重烷基苯磺酸盐质量分数0.3%、氢氧化钠质量分数0.8%、碳酸钠质量分数0.4%组成的复合碱三元体系(简称F21)综合性能较优。复合碱(F21)三元体系2h的平衡界面张力低至6.5×10-3mN/m;复合碱(F21)三元体系的黏度比强碱体系增加28.5%,且三元体系黏度随复合碱强度减弱而升高;复合碱(F21)三元体系比水驱采收率提高24.4%,和强碱体系化学驱采收率接近;非均质模型化学驱采收率比均质模型降低2.4%。     

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。     

大庆油田杏十二试验区活性水驱油体系优选研究

针对大庆油田L区块产水率高的问题,在杏十二试验区开展活性水驱油体系研究。结合区块油藏条件,选取合适的表面活性剂,通过室内物理模拟实验对活性水驱油体系进行优选。结果表明,表面活性剂能有效降低油水界面张力,提高石油采收率,且随着活性水注入质量分数的增加,注入压力增大。在室内驱油实验中,当1^# 活性水质量分数超过0.08%时,采收率增长幅度明显变缓。最终结合实验结果与经济评价方法,筛选出适合杏十二试验区的驱油体系,即甜菜碱型表面活性剂与地层水以质量分数0.08%配成活性水,最优用量为0.25PV。     

大庆油田缔合聚合物／碱／表面活性剂三元复合驱油提高采收率研究

在大庆油田油层及流体性质（原油、水、45℃温度）条件下,研究了碱／表面活性剂／缔合聚合物三元复合体系（ASP）的物理化学性质并进行了驱油效果评价。结果表明,缔合聚合物具有良好的耐盐（碱）性,在相同粘度（例如mPa.s)下,用量比部份聚丙烯酰胺三元复合体系的低50％－70％;体系具有良好的抗剪切性,在75d内体系稳定,无相分离的沉淀;缔合聚合物对ASP体系与大庆原油界面张力无明显影响;与部份水解聚丙烯酰胺聚合物相比,缔合聚合物ASP体系表面活性剂在大庆油砂上的静态吸附量较低,但对NaOH的静态吸附量影响;岩心驱替试验结果表明,可比水驱提高采收率20％OOIP以上,因而具有广阔的应用前景。     

胜利油区二元复合驱油先导试验驱油体系及方案优化研究

首先根据胜利油区的油藏特点和复合驱的特点，在孤东油田七区西南Ng54-61层优选出了具有广泛代表性的试验区。然后根据试验区具体的油藏情况，室内筛选出了适合该油藏类型的以石油磺酸盐为主剂的二元复合驱油体系，研究表明，该体系可与模拟油达到超低界面张力状态，其吸附量较小、乳化性能和热稳定性好，驱油效果好。结合室内研究的结果，在建立基于模糊综合评判模型的二元复合驱注采参数优化设计方法的基础上，对化学剂组合方式、配方浓度、段塞尺寸、注入方式、注采速度等参数进行了优化。综合研究认为，该二元复合驱油体系驱油效率高、油藏适应性强，可较大幅度提高采收率。     

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%。