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。     

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%。     

低渗透油藏微乳液配方的优选及性能研究

对适用于低渗透油藏开发的微乳液配方及性能进行了研究,并以方程系数法为基本方法,通过室内实验确定出适用于朝阳沟低渗透油藏的微乳液配方(质量分数):1%石油磺酸盐+1%正丁醇+1.38%正己醇,测量微乳液特性参数R=0.261,验证配方微乳液为最佳中相体系。使用激光粒度仪对微乳液体系进行粒子半径测量,测量其粒子半径在0.01~0.22μm,适用于朝阳沟油藏微小孔喉。通过微乳液驱替低渗透岩心实验,得到微乳液驱能在水驱采收率的基础上提高最终采收率7.41%,降低注入压力24%,验证了该微乳液体系对朝阳沟低渗透油藏的适用性。     

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%。     

低渗透油藏ASG复合泡沫体系注入参数优化

对ASG(碱、表面活性剂与氮气)复合泡沫体系与水交替注入提高采收率技术在高温高矿化度低渗透油藏的适用性进行研究。通过室内驱油实验的方法,开展ASG泡沫与水交替注入实验,并将之与水驱、氮气驱、表面活性剂驱进行对比。结果发现,ASG泡沫与水交替注入较水驱、氮气驱、表面活性剂驱分别采收率提高了16.61%、10.26%与9.21%。ASG泡沫与水交替注入的注入参数优化实验研究结果表明,在累积注入泡沫体积相同(1.2倍孔隙体积)的条件下,采用0.4倍孔隙体积泡沫段塞交替注入的效果最佳;泡沫注入速度的最优值为1.5mL/min,当注入速度过低时,产生泡沫较少,且容易发生气液分离,封堵效果不佳,当注入速度过高时,泡沫大小不一,容易发生气泡合并,引起气泡的破裂,同时容易造成泡沫的剪切消泡;分三次注入段塞气液质量比分别为3∶1、2∶1与1.5∶1时,较单一气液质量比泡沫采收率提高了2.04%。     

裂缝油藏聚合物凝胶/表面活性剂调驱室内实验

针对表面活性剂驱在裂缝性油藏中驱油效果差的特点,提出了聚合物凝胶/表面活性剂组合调驱技术,该技术可利用聚合物凝胶成胶后的高阻力因子,使注入的表面活性剂易进入未水洗层段,提高整体的驱油效率。本文研制了一种缓交联、易注入的聚合物凝胶LHGEL,评价了其成胶性能的影响因素,并与矿场用的表面活性剂LHPS进行了配伍性实验,最后借助裂缝性岩心驱油实验评价了组合调驱体系的提高采收率能力。结果表明,聚合物凝胶LHGEL的成胶性能受矿化度和温度的影响较大,其中温度越高,矿化度越高,聚合物凝胶的成胶时间越短,成胶强度越大。表面活性剂LHPS和成胶后的聚合物凝胶LHGEL的配伍性好,在油藏温度50℃,矿化度10 000mg/L条件下,组合调驱体系可大幅度提高裂缝性岩心的采收率,在水驱基础上提高采收率幅度达22.1%。该驱油体系在裂缝性油藏具有广泛的应用前景。     

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%。     

适合三类油层的弱碱三元复合体系配方优选

为进一步提高弱碱三元复合体系在大庆油田三类油层中的开发效果,需要对该体系的配方进行优选。采用CMG数值模拟与物理实验相结合的方法进行研究,在室内实验的基础上,对比分析了不同配方浓度对体系界面张力、乳化性能以及黏弹性的影响,确定了该体系配方的最优浓度,并进行了实验结果的机理分析与体系的适用性评价。结果表明,表面活性剂CHSB的质量分数在0.2%~0.3%时,所研究的弱碱三元复合驱体系能够实现超低界面张力,且在CHSB质量分数为0.3%时,体系的吸水率保持在40%以下,说明其具有良好的乳化性能;Na2CO3的质量分数为1.2%时测得的界面剪切黏弹性均为最佳。驱油实验的结果与数模结果互为验证,基于开发效果与经济评价,得到HPAM的质量浓度为2 000 mg/L,CHSB、Na2CO3的质量分数分别为0.3%、1.0%时的弱碱三元复配体系,室内驱油实验表明其能够有效提高采收率23.31%。该研究成果对弱碱三元复合驱在三类油层中的应用具有重要的指导作用。     

高效驱油菌I的选育与室内岩芯模拟驱油研究

从大港油田油层水中成功分离出一株具有较强驱油能力的优势菌株I,鉴定结果表明,该菌为革兰氏阳性,芽孢杆菌属。进一步的性能研究表明,它具有较好的环境适应性,能够耐受70℃高温,30%盐度,pH为3.5～9.4的酸度。以原油为碳源代谢有利于驱油的生物表面活性剂,并且具有降解石油烃的能力,能将大分子长链烷烃降解为小分子短链烷烃,降低原油的粘度,增加原油的流动性,有利于提高采收率。室内岩芯模拟驱油研究表明,该菌具有较好的驱油能力,以2%菌液驱油能够使原油的采收率提高21.6%;随着菌液浓度增大,采收率提高的幅度增大,注入菌液的时机不同,采收率提高的幅度也不同,以2%菌液在含水体积分数为50%时注入,增收效果最佳。另外,I菌经过紫外诱变表明,紫外诱变能够进一步提高其代谢生物表面活性剂的代谢水平,缩短其生长周期。     

降低CO2 驱混相压力的发展现状

将CO₂ 注入油层, 不仅封存了CO₂ , 还可以大幅度提高油气田采收率, 达到CO₂ 减排和油藏高效开发的双赢目的, 受到了相关研究者的广泛重视。如何有效地降低CO₂ 与原油之间的混相压力, 是目前CO₂ 驱提高采收率研究的主要热点和难点之一。文中比较了降低CO₂ 驱混相压力的几种方法, 探索新的亲CO₂ 表面活性剂以降低CO₂ 驱最小混相压力。目前, 降低CO₂ 驱混相压力的主要方法有添加共溶剂法, 但成本比较高; 超临界CO₂ 微乳液法可以降低CO₂ 驱混相压力, 但是目前表面活性剂的研究主要集中在降低油/水界面张力的离子型表面活性剂, 关于降低油/CO₂ 界面张力的非离子表面活性剂还鲜有报道; 亲CO₂ 表面活性剂是降低CO₂ 驱混相压力的一种新探索, 但目前已用的表面活性剂与CO₂ 的亲和性差, 使得CO₂ 对极性较强的大分子物质的溶解能力受到限制。因此, 开发新的亲CO₂ 表面活性剂以达到降低CO₂ 驱混相压力的效果显得尤为关键。     

非均质油藏特高含水开发期空气泡沫驱实验研究

孤岛油田在经历水驱、聚合物驱和聚驱后水驱等多轮开采后,地下剩余油高度分散,采出液含水高,开采难度加大。如何提高聚驱后油藏的采收率对于提高油田的整体开发效益尤为重要。基于“边调边驱”原则,室内开展了空气泡沫驱提高采收率方法研究。模拟了正韵律高含水油藏地质模型(由高、中、低渗并联岩心管组成)。通过对不同发泡剂质量分数、不同气液比下泡沫体系阻力因子的测定,得到最佳条件为发泡剂质量分数0.5％`和最佳气液体积比1∶1。经室内高、低采出程度下空气泡沫体系的封堵性和调驱性能实验,结果表明,优化空气泡沫的段塞组合,可大大提高不同采出程度下油藏的采收率。第一轮水驱后岩心为15.37％的低采出程度条件下,空气泡沫调驱采收率可提高22.02％;岩心采出程度高达45.53％的条件下,第二轮带有纯空气段塞的泡沫驱采收率可提高9.35％。     

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。     

裂缝性特低渗油藏渗吸效果影响因素实验研究

注水开发已成为裂缝性特低渗油藏开发的必由之路,但由于储层微裂缝发育,非均质严重,油水井暴性水淹,导致水驱采收率较低。渗吸采油是该类油藏重要的采油方式,利用室内实验,系统研究了注入水矿化度、岩芯渗透率、含油饱和度、表面活性剂、原油黏度和温度等因素对特低渗油藏渗吸效果的影响。结果表明,在裂缝性特低渗油藏的开发过程中,当周围环境注入水矿化度小于岩芯内地层水矿化度或加入表面活性剂均可显著提高渗吸程度;渗透率越高,原油黏度越小,含油饱和度越大,毛细管渗吸作用越强,最终渗吸采出程度越大;温度的升高可提高初期渗吸速率,但最终渗吸采出程度基本相同,温度不是影响裂缝性特低渗油藏渗吸效果的直接因素。     

工艺参数对加氢尾油裂解过程中结焦的影响

为了研究工艺参数对加氢尾油裂解过程中结焦的影响,在加氢尾油裂解实验装置上考察了裂解温度、进料质量流速和水油质量比对炉管结焦速率的影响。利用SEM、EDS、DSC-TG及EA对结焦试样进行表征和分析。结果表明,结焦速率随温度升高从2.16mg/(cm²·h)逐渐增大到7.90mg/(cm²·h);结焦速率随流速的增大从3.36mg/(cm²·h)逐渐增大至11.02mg/(cm²·h);结焦速率随水油质量比增大从7.56mg/(cm²·h)减小为 4.89mg/(cm²·h)。焦体中碳氢质量比随温度升高、运行时间延长及水油质量比降低均逐渐增大,且焦碳在管壁上发生了渗碳现象。综上,加氢尾油最佳裂解条件是温度850~860℃,进料质量流速约193.80g/h,水油质量比为0.5 ~0.7。     

裂缝性油藏微乳液配方优选及驱油效果

为筛选出最优微乳液驱油体系,以微乳液性能对孔隙剩余油的影响为指标进行优选,通过分析裂缝性岩心驱油实验和孔隙剩余油分布规律,从宏观和微观两方面证明微乳液驱提高采收率的显著效果。结果表明,最佳微乳液体系：正辛烷8 mL,水8 mL,质量分数为4.5%的羧基甜菜碱、6%的正丁醇、5%的NaCl的微乳液体系的粒径分布范围较小,具有较高的黏度,较强的稳定性和较小的含孔隙剩余油比例。与水驱相比,微乳液驱采收率增幅可达10.8%,最终采收率高达49.7%,说明微乳液驱油体系采收率提高效果显著。含剩余油孔隙比例随孔隙半径的减小而减小,表明孔隙半径对剩余油分布有显著影响;与基质岩心相比,裂缝性岩心的含剩余油孔隙比例较大,驱油效率相对较低。     

空气泡沫驱油技术在低渗透油藏中的应用研究

空气泡沫驱油技术在中高渗透油藏中取得了很好的应用效果, 但在低渗透油藏中的应用较少, 通过 文献调研对低渗透油藏空气泡沫驱增油机理和注入方式进行总结, 并结合室内实验以及现场试验对空气泡沫驱技 术在低渗透油藏中进行可行性分析。结果表明, 空气泡沫驱在高渗层的剩余油饱和度低于2 0%时, 泡沫液体系能够 很好地发挥作用, 封堵高渗层, 空气泡沫驱阶段驱替出大量低渗透层中的原油, 驱油效率由水驱阶段的8. 3 3% 升高 至5 0. 5 5%; 矿场井组含水率由9 8%下降至5 4%, 日产液量由3. 5m3 下降至1m3, 日产油量由0. 0 7m3 升高至0. 4 6 m3。空气泡沫驱在低渗透油藏开发中具有巨大潜力, 对同类油藏的增油控水具有一定的借鉴作用。     

十二烷基硫酸钠对致密砂岩渗吸的影响

通过核磁共振测试的方法开展了致密砂岩的自发渗吸实验, 对此研究了致密水湿岩心和中性岩心的 自发渗吸特征, 分析了不同质量分数的十二烷基硫酸钠对致密中性岩心渗吸的影响。渗吸实验结果表明, 致密水湿 砂岩的采收率在6 0%以上, 致密中性砂岩采收率在3 5%以上, 渗吸采油的方法可以作为致密油开发的一种有效方 式。研究也发现, 无论是中性润湿的致密砂岩, 还是致密水湿砂岩, 十二烷基硫酸钠都可以使岩心内油滴分散变小, 改善油珠的流动情况, 从而提高致密砂岩的渗吸速度。十二烷基硫酸钠也能够显著提高中小孔隙, 尤其是中性岩心 中的小孔隙内油相的动用程度, 从而提高渗吸采收率。在实验条件下, 质量分数为0. 0 5%的十二烷基硫酸钠在提高 致密中性岩心渗吸采收率方面效果最佳。     

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%。