枝型油溶性降黏剂的合成及降黏机理

针对目前油溶性稠油降黏剂存在使用条件受限和降黏效果差等问题,研制了一种枝型油溶性原油降黏剂.其降黏机理是:降黏剂中的极性基团可以和原油中的胶质沥青质形成氢键;降黏剂中含有的长链烷基也可以吸附一些胶质沥青质,有效地阻碍了胶质沥青质的堆积;而降黏剂所具有的枝型结构可以更进一步将胶质沥青质分散开来,达到降黏的目的.该降黏剂的降黏效果好于目前使用的油溶性降黏剂,对多种稠油均具有一定的降黏效果.     

CO2在毛8块稠油油藏热采中的作用机理研究

通过PVT高温高压物性实验测定了CO₂在查干凹陷毛8块稠油中的溶解度、对稠油的溶胀作用和降黏特性,利用数值模拟方法研究了CO₂的溶解作用机理和不同周期注入量对采出程度的影响,通过驱替实验研究了CO₂对提高驱替效率的作用。结果表明：油藏条件下CO₂在稠油中的溶解度达到55m³/m³,油气混合物的体积系数为1.14,溶解度为40m³/m³时,降黏率达到95%以上,对稠油的降黏作用显著;利用数值模拟方法,研究了CO₂注入后近井地带原油黏度的变化规律以及CO₂在油相中的含量,体现了CO₂对原油的降黏溶胀作用;室内实验表明,降黏剂+CO₂+蒸汽驱比降黏剂+蒸汽驱采出程度提高了11.4个百分点,研究结果对该稠油油藏采用CO₂进行开采提供了依据。     

南海原油胶质、沥青质结构表征及原油降黏研究

南海原油储量丰富,其开发利用具有重要的经济价值和战略意义。从南海原油中分离出胶质和正庚烷沥青质并对其进行表征,合成了含氮长链聚合物型降黏剂,同时考察了合成降黏剂对南海原油的降黏效果。结果表明：南海原油属高胶质、高沥青质原油,胶质和沥青质容易形成缔合结构是其黏度较高的主要原因;胶质和沥青质分子具有由烷基链连接起来的含有侧链的芳香片结构,且含有形成氢键的极性基团,胶质和沥青质的平均相对分子质量分别为760和1 129;构建的南海原油胶质和沥青质平均分子结构式参数与表征结果吻合;添加1 000 μg/g降黏剂的南海原油在15 ℃和40 ℃下的降黏率分别为44.2%和40.2%,屈服应力值从1 070 Pa降至563 Pa,降黏效果显著。     

孤东油田稠油极性四组分测定方法及其乳化特性研究

稠油油藏高效、经济的开发一直是油田企业研究的技术难题之一,胜利孤东油田稠油油藏由于其胶质、沥青质含量均高于国内主要稠油平均值,有其特殊性,开采难度也更大.文章通过大量室内实验,确定了稠油极性四组分(饱和分、芳香分、胶质、沥青质)的测定方法和分离方法,并采用元素分析、红外光谱分析等手段深入研究了稠油极性四组分的乳化特性、乳化剂对四组分乳化特性的影响.研究结果表明,孤东稠油极性四组分乳状液稳定性次序为饱和分＜沥青质＜芳香分＜胶质＜原油,原油中胶质与沥青质分子通过氢键形成的缔合,对原油的黏度有重要影响.乳化剂OP对稠油极性四组分均具有强烈的乳化促进作用,使W/O型乳状液转变为O/W型,达到了乳化降黏效果.     

复杂断块油藏高含水期化学剂强化CO2复合驱提高采收率技术

苏北盆地洲城油田垛一段油藏含油面积小、储层分散、储量丰度低,目前处于注水开发的中后期,剩余油的量化表征及有效挖潜技术优选成为油田深度开发阶段核心工作。以高含水开发阶段复杂断块油藏剩余油挖潜及提高原油最终采收率为目标,开发了化学剂强化CO₂复合驱提高采收率技术体系（Chemicals & Carbon-dioxide,2C复合驱）。室内实验及数值模拟研究表明,水驱后注入洗油剂较大幅度降低流体界面张力,显著提高波及范围内残余油驱油效率,通过段塞式注入的CO₂的超覆作用,携带洗油剂对正韵律含油砂体高部位有效波及,改善垂向剩余油驱替效果。2C复合驱油体系通过耦合化学剂原油降黏及CO₂超覆作用扩大波及双重优势,实现高含水期驱油效率及纵向波及系数的同时提高,显著提高了原油最终采收率。     

微生物复合降黏技术在底水稠油油藏开发中的应用

文中首次提出在底水稠油油藏水平井开发中采用微生物复合降黏技术。该技术是一项针对采取水平井开发但采出程度仍然较低的稠油油藏提出了的综合技术,解决了单一微生物采油效率较低的问题。在BQ油田B64断块馆三3油组底水稠油油藏水平井B28KH井运用该技术后,油井原油黏度有效降低,综合含水下降,单井产量明显上升。该技术先导实验的成功,为提高同类稠油油藏,特别是采用水平井生产、底水活跃、隔夹层不发育的稠油油藏的开发,找到了一种新方法。     

胜利油田典型区块稠油化学降黏前后理化特征

胜利油田稠油化学降黏冷采技术应用规模逐年递增，但降黏剂对稠油理化特征的影响规律尚不明确。收集典型区块稠油样品开展了稠油降黏前后四组分分析、相对分子质量测试、界面流变性能评价和微观形貌表征。研究结果表明：沥青质含量是影响稠油黏度的主要因素；降黏剂分子通过扩散、渗透和吸附作用削弱胶质、沥青质聚集体间的相互作用，使相对分子质量降低；降黏剂分子作用下的油水相双重吸附过程引起界面膜强度下降，增加油滴的可变形性；降黏剂处理后稠油样品中的团簇状聚集体结构被破坏，胶质、沥青质分散相向饱和分、芳香分液相转变，原油流动性明显提升。     

一种阴离子-非离子表面活性剂型降黏剂的制备及性能评价

以非离子表面活性剂曲拉通TX-100和阴离子表面活性剂对苯乙烯磺酸钠为原料复配制备了一种新型降黏剂，测定了新型降黏剂的表面张力、临界胶束浓度、界面张力及润湿性，考察了表面活性剂分子结构、降黏剂含量、实验温度和矿化度对降黏剂性能的影响，并分析了降黏剂的降黏机理。实验结果表明，新型降黏剂具有良好的降黏效果和耐温耐盐性能。降黏剂将稠油从油包水型乳状液转化成水包油型乳状液，生成的水膜提高了稠油的流动性，降黏剂分子通过油水界面扩散进入油相后，苯环与胶质和沥青质分子结构中的芳多环形成π-π作用，改变了稠油分子内部结构中存在的氢键、范德华力等作用力，从而达到降黏的效果。     

一种新型原油降黏剂的合成及降黏机理研究

为了降低原油黏度,提高其采收率,结合原油组分的特征,以苯乙烯、马来酸酐和壬基酚聚氧乙烯醚3种单体分两步合成了新型油溶性原油降黏剂SMN。考察SMN对胜利高黏度原油的降黏效果,发现该原油降黏率最高可以达到68.5%。通过机理探究推测SMN中的苯环、羧基和酯基等极性较大的基团可以通过氢键作用和π-π堆积进入到沥青质片层中,而分子中具有较大位阻的乙氧基能够阻止沥青质聚集,从而分散原油中的重组分,降低原油的黏度。     

江苏油田B1断块原油降凝剂研究

江苏油田B1断块原油属于高含蜡、高胶质、高沥青质原油,具有高凝、高黏特点,平均凝固点41.5℃、析蜡点59～60℃,温度敏感性强。针对该区块原油特性,开展井筒降凝、降黏工艺和配方研究,进行了降凝降黏剂的评价和配比,优选了合成的复配型降凝剂KD-50（Ⅳ）,确定合理添加浓度,考察在不同温度下对B1断块原油的降黏效果。室内实验结果表明：添加降凝降黏剂后,低温流动性明显改善,凝点、反常点和低温表观黏度均有较大幅度降低,在40℃加剂后的降凝降黏率达80%以上,具有较好的推广应用价值。     

稠油油藏注CO2提高采收率影响因素研究

与稀油注CO₂提高采收率机理不同,CO₂与稠油无法达到混相,因此影响其开发效果的主要因素差别很大,特别是在热化学复合采油过程中,注入的CO₂主要发挥隔热、降黏、增能的作用。为了进一步研究不同因素对稠油油藏注CO₂驱替效果的影响,在稠油样品物性分析的基础上,利用正交实验方法研究了原油黏度、温度、压力和渗透率对稠油油藏注CO₂提高采收率的影响。温度对采收率影响最大,其他因素由大到小依次为:渗透率、压力、油样类型。根据实验结论及认识,综合考虑地层温度、油藏渗透率等因素,在胜利油田开展了稠油油藏注CO₂吞吐提高采收率矿场试验。从矿场实际生产结果来看,油藏温度增加以及油藏渗透率提高,都有利于注CO₂吞吐开发,都能够有效提高油井产量。      

静态参数对板桥油田板南断块CO2吞吐效果影响研究

为改善板桥油田板南断块产能低、含水较高、采出程度低和地层能量不足等问题, 2018年12月对板14-1断块水平井45 H实施CO₂吞吐技术,降水增油效果明显。为了在板南断块推广该技术,进行静态参数对CO₂吞吐效果影响研究。根据板南断块的地质特征,运用油藏数值模拟方法,通过对比不同静态参数下单井累计增油量和换油率,开展储层孔隙度、渗透率、地层原油黏度、水平井长度及避水高度对水平井二氧化碳吞吐效果的影响研究。结果表明,地层原油黏度及水平井避水高度对底水能量活跃的常规稠油油藏CO₂吞吐效果影响较大,储层孔隙度、渗透率和水平井长度的影响较小。对于板南断块,适宜进行CO₂吞吐的区块孔隙度为30%~35%,渗透率（1 300~1 900）×10-3 μm2,地层原油黏度50~65mPa·s,水平井长度200~230 m及水平井避水高度4~6 m。     

CO2驱气溶性降混剂提高采收率机理实验

针对CO2驱气溶性降混剂降低混相压力、提高采收率机理认识不清的问题,综合利用室内实验、数值模拟和权重分析法,通过分析原油组分、原油黏度、油气界面张力、原油相态特征的变化,明确了气溶性降混剂的降混机理.实验结果表明:注入体积分数为3％和20％的气溶性降混剂后,原油重质组分含量分别减少25.07％和48.21％,平均原油黏...     

二氧化碳蓄能压裂技术在吉林油田的应用

吉林油田黑帝庙油层压力不足,原油黏度高,凝固点高,常温下不易流动。针对这一问题开展了CO2蓄能压裂的研究与应用,并在黑+79-31-45井现场应用成功。该技术采用纯液态CO2代替常规水基冻胶压裂液进行造缝和携砂,与常规水力压裂相比在施工设备、地面管线、施工参数等多方面都存在很大差异。     

高压悬滴法测定 CO 2 -原油最小混相压力

CO ₂ - 原油体系的最小混相压力是 CO ₂ 驱油技术研究中的一个重要参数。 采用高压悬滴法测定了延长油田特低渗油藏原油在 44 ℃ 油藏温度下 CO ₂ - 原油体系界面张力随压力的变化。 实验结果表明： CO ₂ -原油两相间的界面张力随体系压力的升高而呈近线性下降趋势。 根据外推法得出两相体系界面张力为0 时的最小混相压力为 23.56 MPa 。 利用该方法既可以较精确地得到 CO ₂ - 原油体系最小混相压力数据,又可以直接地观察到 CO ₂ - 原油混相互溶时的状态。 实验操作时间较短,且简单易行,对同类实验的测定方法具有一定的参考价值。     

非常规油气CO2压裂技术进展及应用实践

非常规油气是我国重要的接替资源,由于油气储层物性普遍较差,大规模水力压裂是目前比较有效的储层改造技术,但存在耗水量大、储层伤害大、环境污染等问题。CO₂压裂技术充分利用CO₂自身扩散能力强、储层配伍性好、可增加地层能量等特点,具有节水、保护环境、埋存CO₂以及增产等优势。室内实验及现场实践证明,CO₂压裂技术可有效降低储层伤害、改善储层物性,降低岩石起裂压力,促进形成复杂缝网,同时可以高效置换吸附气、降低原油黏度,提高单井产量,CO₂压裂技术相对于水力压裂,压后返排率可提高25%以上,平均单井产量可提高1.9倍以上。通过进一步优化工艺技术,研发配套设备及制定相关标准,探索区块整体开发模式,CO₂压裂技术必将极大地促进我国非常规油气绿色和高效开发。     

苏北盆地草舍油田CO_2混相驱替试验与效果分析

苏北盆地草舍油田泰州组油藏为复杂小断块油藏,水驱采收率仅32%。该文通过将CO2混相驱油室内试验和数值模拟结果与矿场试验相结合,进行了开采效果的理论和实际分析与对比。室内试验和数值模拟结果研究表明,采用CO2混相驱可以使该油藏采收率达到47%,比水驱油的方式提高15%。2005年7月至2009年12月,草舍油田泰州组油藏已累计注入CO2气5 842×104m3,增产原油3×104t,提高采收率2%,取得了显著的增产效果。因此,CO2混相驱油是有效的三次采油方法,对复杂断块油藏开展三次采油具有重要借鉴价值。     

鄂尔多斯盆地油沟区长4+51低渗透油藏二氧化碳驱先导试验

鄂尔多斯盆地低渗透油藏储量丰富,但注水驱油效果不佳且陕北地区水资源匮乏,亟需新的驱油技术降本增效。为此,基于吴起油沟油区长4+51油藏特征,利用20 m细管在60 ℃下进行了CO₂驱替模拟实验,在此基础上,结合油藏特征设计了施工参数,并选取了5个井组进行CO₂驱先导试验,通过注CO₂前后地层压力对比、CO₂驱油效果、实施区CO₂泄露监测对现场施工情况进行了分析。研究表明:长4+51低渗透油藏满足CO₂混相驱的要求,井口压力8 MPa、流速0.6 t/h的施工参数可保障其混相,CO₂可在储层中均匀推进,地层压力稳步回升,注气2年同比注水驱油增产原油2 935.6 t,其换油比为3.03∶1,且在试验区土壤中未监测到CO₂泄漏。该研究可为碳捕集、利用与封存(CCUS)技术在鄂尔多斯盆地的安全推广提供技术支持,为保障延长油田稳产及陕北地方经济可持续发展提供技术参考。     

苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识

苏北盆地复杂断块油藏CO₂驱油效果差异较大,为制定提高CO₂驱油效果的有效措施,分析了其主要影响因素。对苏北9个CO₂驱区块的相关数据进行了统计,分析了井型、压裂情况、注气前油井产油量、注采比和注气方式等对CO₂驱油效果的影响。分析结果为:直井的开发效果好于水平井,非压裂井的效果好于压裂井,油井初产量越高则CO₂驱油效果越好,最佳注采比为2.5左右,而注CO₂方式对开发效果影响不大。研究结果表明,低渗透油藏采用的井型、油井是否压裂、注气前油井产油量是影响CO₂驱油效果的主要因素,在研究制定提高苏北盆地复杂断块油藏CO₂驱油效果的技术措施时,应充分考虑这些主要影响因素。