超低渗油藏表面活性剂降压增注及提高采收率

渭北油田长3油藏为典型的超低渗油藏,在注水开发过程中,由于储层物性差,导致注水驱替困难。部分注水井表现出注入压力高,对应油井低产、含水率高,注水开发效果差。为此开展了4种表面活性剂降压增注及提高采收率实验研究。结果表明,OBS-03生化表面活性剂具有降低界面张力、降低原油黏度、降低驱替压差和提高采收率的能力,并且适合渭北长3油藏的地质条件。矿场试验表明,应用OBS-03型表面活性剂能有效降低注水压力,油井降水增油效果明显。     

塔河油田缝洞型油藏单井注Ｎ２替油的注气量优选

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏的储层主要为溶洞和裂缝,非均质性极强,前期通过单井注水
替油、单元注水驱油,在一定程度上取得了较好的增油效果。随着单一注水开发模式的推进,开发效果逐渐变差。
文章对部分注水替油失效井开展了注Ｎ_２替油的论证研究,其中着重以Ｓ８０井为例,在三维定量雕刻地质模型的基
础上,结合数值模拟技术,论证了单井注Ｎ_２替油的合理注气量,该研究方法可有效的指导研究区注Ｎ_２替油井的注
气量施工参数设计。     

红河油田特低渗油藏微乳降压增注效果评价

红河油田长9储层为典型的低孔特低渗油藏,储层物性差,地层流体渗流能力低,在注水开发过程中,注入水驱油压差高,部分注水井组表现出对应油井增液不增油,注水开发效果差。分析认为,通过降低油水界面张力和降低储层含油饱和度能有效降低驱替压差。经室内实验评价表明,所研发的微乳降压增注体系,可降低储层岩心水驱压力28%～70%,达到提高驱油效果的目的,具有较好的推广应用前景。     

降低启动压力的表面活性剂体系在朝阳沟油田的应用

针对朝阳沟低渗透油田注水过程中注水压力上升较快、欠注严重的问题,进行了朝阳沟油田降压增注表面活性剂体系的筛选工作,最终确定表面活性剂体系的配方为0.2%石油磺酸盐类表面活性剂T702-40^#+0.5%Na₂CO₃。实验结果表明,该表面活性剂体系与原油间平衡界面张力能够达到2×10^-2mN/m,耐温、抗盐性好,与朝阳沟油田注入水和地层水配伍性好,能够使岩石的润湿性发生反转,比水驱提高采收率5%左右。该表面活性剂体系驱替计算得出的可流动渗透率值约比水驱可流动渗透率值大15%,具有明显的降低启动压力的作用,并进行了表面活性剂体系降低启动压力的机理分析。朝阳沟油田朝82-152井区矿场试验结果表明,该表面活性剂体系能够降低启动压力,使油层吸水能力提高,使低渗透储层动用比例提高,7口油井累积增油1768t。     

生物酸解堵技术在克拉玛依油田应用与评价

克拉玛依-东区低渗透砾岩油藏经过多年开采之后,油井产量明显下降,主要原因是油井的近井地
带出现堵塞,降低了油井原油向底的运移能力,堵塞物成份多以有机物和无机物为主,生产时间较短的油井堵塞物
主要以有机物为主,其中蜡质、胶质、沥青的含量占６０％以上;而生产时间较长的油井堵塞物以有机物和无机物并
存,其中垢物的主要成分为ＣａＣＯ_３、ＣａＳＯ_４、ＢａＳＯ_４和ＳｉＯ_２,堵塞主要集中在近井地带３～５ｍ内。对于注水井中造成
注水效率下降的堵塞物,主要以铁盐、亚铁盐和细菌以及由水敏、速敏共同作用形成的,并且堵塞半径达到５ｍ以
上。针对不同井况的堵塞特征,室内筛选一种以ＺＪ-ＵＢ生物酸为主体的解堵配方体系,具有溶蜡溶垢、降低油层孔
隙表界张力等多项功能,经过一系列现场实验,取得了良好的现场应用效果。     

表面活性剂提高致密油藏注水吞吐效果的机理

注水吞吐作为致密油藏开采的一种经济、有效方法,已成功应用于各大油田。表面活性剂可提高致密油采收率,其作用机理尚需深化研究。研究将吞吐过程分为渗吸采油和反向驱替采油阶段,阐述表面活性剂对其作用规律。结果表明,在渗吸采油阶段,表面活性剂降低了渗吸采收率,但减小了原油从岩石表面剥离难度。在反向驱替采油阶段,表面活性剂可有效提高驱替采收率,同时大幅降低驱替压力。两性表面活性剂表现最佳,在清水的基础上提高采收率约5.00%,降低驱替压力7.00 MPa。其主要机理为降低界面张力、改变润湿性,减小原油从岩石表面剥离难度;减小毛管力和贾敏效应阻力,降低驱替压力。结果为表面活性剂在致密油藏注水吞吐的现场应用提供了理论依据。     

张店油田储层注水影响因素探讨

张店油田在注水开发过程中 ,出现注水难和注不进去的现象 ,通过岩心试验评价不同毛管力 ,不同润湿性 ,不同温度下模拟注水以及注表面活性剂的岩心驱替试验 ,并结合张店油田储层有关特征 ,对影响张店油田注水驱油效果的因素做出分析评价。研究结果表明 ,毛细管力是影响注水的重要因素之一 ,随着样品水润湿性程度的增加 ,注水压力升高 ,驱油效率减小。注水温度越低高含蜡原油结蜡严重 ,影响注水。表面活性剂能降低油水界面张力 ,从而降低注入压力 ,提高原油采收率。     

复合驱油体系与大庆原油间界面张力的研究

本文讨论了石油磺酸盐Ｂ—１００体系和Ｎａ２ＣＯ３体系与大庆原油间的界面张力等值图；讨论了Ｂ－１００－Ｎａ２ＣＯ３体系、Ｂ－１００—Ｎａ２ＣＯ３—３３３０Ｓ体系与大庆原油间的界面张力等值图。研究了表面活性剂的类型和浓度、碱的类型和浓度及地层水矿化度等对复合体系界面张力的影响。通过以上这些研究，探讨了碱——表面活性剂二元复合体系及碱—表面活性剂——聚合物三元复合体系与大庆原油间形成超低界面张力的机理。研究结果在理论上为大庆油田开展三元复合驱提供了充实的实验依据。     

张店油田储层注水影响因素探讨

张店油田在注水开发过程中，出现注水难和注不进去的现象，通过岩心试验评价不同毛管力，不同润湿性，不同温度下模拟注水以及注表面活性剂的岩心驱替试验，并结合张店油田储层有关特征，对影响张店油田注水驱油效果的因素做出分析评价。研究结果表明，毛细管力是影响注水的重要因素之一，随着样品水润湿性程度的增加，注水压力升高，驱油效率减小。注水温度越低高含蜡原油结蜡严重，影响注水。表面活性荆能降低油水界面张力，从而降低注入压力，提高原油采收率。     

致密油藏纳米增注体系实验研究

针对红河油田长8超低渗透油藏驱替压力大、注水难以见效的问题,结合纳米材料及表面活性剂两种体系在降压增注和提高采收率方面的优良特性,开展了纳米乳液降压增注技术的研究。以油水界面张力为指标,优选出适合长8油藏的纳米乳液体系中表面活性剂的组成为:阴离子表面活性剂NHBH-1、甜菜碱表面活性剂TCJ-1、非离子表面活性剂X60、低碳醇比例为1:4.25:0.3:0.5。室内评价结果表明,纳米增注体系平均粒径为24.7nm,在0.1~0.3%浓度范围内与长8原油的界面张力能达到10-2m N/m的超低界面张力数量级,能将岩心由亲水性往中性润湿方向改善,驱替实验结果表明纳米增注体系具有较好的降低注水压力和提高采收率的性能,相比较水驱,注水压力下降18%,采收率提高15%。     

鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层注CO_2室内研究

渭北油田WB2井区采用超前注水直注直采开发方式,开发效果不理想。通过渭北长3超低渗储层岩心物模室内实验,结合核磁共振数据,研究了水驱、CO_2驱、注水转注气3种方式的微观驱油机理。实验结果表明,渭北长3超低渗储层水驱驱油效率最低(37%),CO_2驱油效率更高(54.3%);水驱转气驱驱油效率最高(约55.7%)。通过核磁共振测量不同驱替方式后岩心的剩余油分布发现,直接水驱主要动用中、小孔隙中的原油,直接气驱更大程度动用的是中、大孔隙中的原油,而水驱转气驱能扩大波及范围,进一步动用大中小孔隙中的原油;注水转注CO_2有利于驱油效率的提高。     

特高温低渗透油藏乳液表面活性剂驱现场试验

针对胜利油田Ⅴ类化学驱原油温度高、渗透率低的问题,运用乳液表面活性剂促使油水两相产生乳化现象,增加驱替相黏度,有效驱替分布在油藏边缘及角隅部位的残余油,扩大波及体积;同时利用低张力表面活性剂将油水界面张力降至10-3m N/m的超低水平,降低黏附性,提高洗油效率,两者组合得到乳液表面活性剂驱油体系。将该驱油体系应用于纯17-1区块,经过20多个月驱油体系的不断注入,截至2017年7月,对应油井日产油量由1.3 t/d上升至6.3 t/d,综合含水由83.0%下降至74.1%,有效改善层间吸水差异状况,取得了较好的效果。该研究成果对胜利油田Ⅴ类化学驱油藏开发具有重要意义。     

空气泡沫/表面活性剂复合驱乳化性能研究

在明15块地层条件下,开展了表面活性剂、表面活性剂-起泡剂复合驱体系对明15块原油黏度及乳状液稳定性影响的研究。结果表明,表面活性剂、复合驱体系与原油形成乳状液的转型点分别为含水30%和40%;表面活性剂复合驱体系可降低原油黏度,改善油水两相的流度比;现有破乳剂可实现乳状液良好破乳,不存在后续水处理困难。矿场试验表明,目前含水条件可满足形成O/W乳状液,表面活性剂具有乳化降黏作用,减小油井产出流程回压,同时减少产出液处理程序。     

鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层超前注水效果及微观机理分析

鄂尔多斯盆地长3储层致密油储集层孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,渭北长3储层超前注水试验区目前见效井比例低、增油量少,非有效层吸水强度大、油井易水窜,形成复杂水网,后期调整难度大,单井注水增油量和可采储量均未达到经济界限。针对先导试验区渭北长3储层注水开发状况,通过微观机理和精细数值模拟研究分析认为,致密油层喉道半径小,自吸排油能力较弱,注水驱油阻力大,基岩流体流动能力低,在微裂缝干扰下,基岩注水驱替难以建立有效驱动压差,因此,超前注水开发不能达到较好开发效果。     

非均质油藏水驱后化学体系提高采收率效果研究

用物理模拟的方法对比了非均质油藏水驱后期分别采用聚合物驱、高分子表面活性剂驱、化学堵水等方法提高采收率的效果差异。通过多孔介质中表现出的阻力效应及运移特征,探讨了不同驱替介质在非均质油藏中的调驱机理和液流转向效果。进一步通过并联填砂管模型中的驱油实验,考察了水驱后使用不同化学驱替方式对剩余油的动用特征及提高采收率的潜力。结果显示,相同驱替速度下,聚合物的阻力系数上升快但平衡值低 高分子表面活性剂及与原油产生的乳状液阻力系数上升慢,但平衡值高。三种驱替方式都在一定程度上改善了开发效果,但相比之下高分子表面活性剂驱效果更为明显。主要由于高分子表面活性剂与原油的乳化作用使高渗透层的残余油得到启动,而生成的乳状液的阻力效应又使得液流转向波及到低渗透层。这种综合作用使该驱替方式提高采收率效果好,含水率降幅大且维持时间较长,对于非油藏水驱后改善开发效果,进一步提高采收率具有明显优势。

     

注CO2重力驱技术在海拉尔油田高倾角断块油藏的适用性

海拉尔油田高倾角油藏石油探明地质储量规模大,地层倾角超过10°以上的储量占总探明地质储量的68.6%。受构造高差的影响,常规注水开发难以实现构造顶底部位油井均衡驱替,边底部油井含水率上升快,构造高部位油井受效差,整体开发效果不理想。针对海拉尔油田高倾角断块油藏水驱开发效果差的问题,以注CO₂重力驱油实验为基础,以油藏数值模拟为手段,开展注CO₂重力驱油机理、影响因素及适用性研究。结果表明：当以原始地层压力10.57 MPa注入1.2 PV的CO₂时,CO₂驱油效率可达55.9%,能大幅度提高高倾角断块油藏的采收率;地层倾角、储层渗透率、注气速度是影响注CO₂重力驱效果的主要因素;海拉尔油田有4 411.35×104 t石油探明地质储量适合开展注CO₂重力驱开发,注CO₂重力驱技术在海拉尔油田具有广阔的应用前景。     

酯类化合物降低原油与二氧化碳体系最小混相压力实验

针对试验区近井地带达到混相驱、远井地带尚未达到混相驱的问题,通过注入油溶性表面活性剂(柠檬酸异丁酯或柠檬酸异戊酯)来降低原油与二氧化碳体系的最小混相压力,该表面活性剂既能够溶于原油中降低原油黏度,又能够溶解在超临界二氧化碳中降低原油与二氧化碳之间的界面张力,从而降低原油与二氧化碳之间的最小混相压力。采用长细管驱替实验的方法,测定了2种油溶性表面活性剂对试验区原油与二氧化碳体系的最小混相压力的影响。实验表明,注入的油溶性表面活性剂能够明显降低试验区原油与二氧化碳体系的最小混相压力,2种表面活性剂降低的最小混相压力值分别为7.2 MPa和6.6 MPa,并且随着表面活性剂注入段塞的增大,测得的原油与二氧化碳体系的最小混相压力逐渐降低,但是降低幅度越来越小,结合表面活性剂制备价格,得到最经济的表面活性剂注入段塞量为0.003 PV,并建议选择柠檬酸异丁酯作为试验区降低最小混相压力的化学试剂。     

吴旗油田表面活性剂降压增注物模实验和现场试验

针对吴旗油田长2油藏物性差,渗透率低,注水井堵塞严重的情况,研发了由不同类型商品表面活性剂及助剂醇组成的四组份复配体系H和三组份复配体系D,药剂浓度均为1.1%,给出了体系配方。在4~5 MPa压力下,在空气渗透率0.86×10-3~1.91×10-3μm2的储层岩心中依次注矿化度2.42 g/L的注入水,5 PV体系H或D及后续注水,注水压力降低率/驱油效率分别为21.6%/7.9%(体系H)和32.5%/7.2%(体系D),体系H或D注入量增至101、5 PV时两个参数略有增大,注入压力增至大于81、2 MPa时两个参数略有减小。两体系与原油间界面张力在10-2mN/m级。选择复配体系D用于吴72-71井的降压增注试验,酸化后再注表面活性剂,处理半径5 m,注入体系总量836 m3,含药剂9.2 t。注入后该井注水压力下降3 MPa,完成日配注水量60 m3,有效期已超过6个月。图3表3参5。     

原位微乳液表面活性剂驱替低渗高凝油的适应性

针对高凝油注水开发效果差的问题,为了明确一种能与原油形成原位微乳液的高效表面活性剂IMS驱替 高凝油的适应性,开展了表面活性剂-高凝油相互作用和单一表面活性剂、二元复合驱体系及泡沫驱油实验。研 究结果表明,质量分数为0.1%的表面活性剂IMS可将界面张力降至0.6×10^-3mN/m,所形成的微乳液优先増溶高 凝油中的轻质组分,难以显著改变高凝油的析蜡点和凝固点。质量分数为0.1%～2.0%、用量为0.25～0.5 PV的 表面活性剂IMS吞吐或驱替,原油采收率增幅在1.7%～12.3%,进一步焖井浸泡不能明显改善驱油效果。聚合 物或泡沫的引入能够增强表面活性剂驱油能力,对应二元复合驱体系（1.0%表面活性剂+0.2%聚合物,0.5 PV）采 收率增幅为18.4%,不同浓度表面活性剂泡沫驱（1.0%和0.3%,气液比2∶1,起泡液0.5 PV）采收率增幅分别为 17.3%和16.8%。但是二元复合驱的注入压力高,在低渗高凝油藏中存在堵塞风险,而泡沫体系驱的注入压力相 对低,是提高采收率的较好方法。     

KKY-X_5~2挥发性油藏注气驱机理及实验效果研究

KKY-X52挥发性油藏的储层物性为低孔低渗,平均孔隙度为12.08%,平均渗透率为13.52×10-3μm2。经过十多年的开采,目前该油藏存在地层压力低,原油脱气明显,采出程度低,剩余储量大等问题。为了研究该油藏注气、注水驱可行性,在室内进行了长岩心驱替实验,得到了不同方案下(原始地层压力下注烃类气、CO2驱,目前地层压力下注水、注烃类气、注CO2驱,压力恢复至20 MPa下注烃类气、CO2驱)提高原油采收率的效果。此外,利用细管实验确定了烃类气和CO2驱替的最小混相压力,这些关键参数对研究都有很大帮助。长岩心驱替实验研究结果表明:从目前地层压力11.4 MPa注CO2提压到20 MPa焖井12小时后,采收率提高了19.46%,注烃类气提高了10.69%。研究结果表明注CO2和注烃类气提压开发可以较大幅度地提高采收率,对现场提高采收率实施方案有一定的指导作用。