江汉油田高盐油藏低界面张力泡沫驱提高采收率研究

为提高江汉油田高盐中低渗油藏注水开发后期的原油采收率,用起泡剂和稳泡剂配制了泡沫体系,通过考察起泡剂类型、浓度及稳泡剂浓度对泡沫体系发泡体积和半衰期的影响优选了泡沫体系配方,研究了泡沫体系的耐油性、耐盐性及耐老化性,对泡沫驱注入参数进行了优化,通过对并联岩心的驱油实验考察了泡沫体系的封堵能力。研究结果表明,起泡剂和稳泡剂质量分数均为0.4%时,泡沫体系的发泡能力良好,发泡体积为110 mL,半衰期为427 min,泡沫体系与原油的界面张力较低(10~(-2)mN/m数量级);泡沫体系耐油性较好,在含油量为30%时的半衰期为40 min;耐盐性良好,在矿化度为300 g/L或钙镁离子为5 g/L时的半衰期大于350 min;耐老化性良好,在70℃下老化100 d的发泡体积和半衰期变化较小;低界面起泡剂氮气驱最佳注入参数为:气液比1.5∶1、注入段塞0.4 PV、注入速度1.2 mL/min,在此条件下泡沫体系可提高单管岩心采收率7.51%、并联岩心采收率10.04%,对王场油田高盐非均质油层具有良好的调驱效果。     

蒸汽吞吐中汽窜控制体系配方设计与性能评价

新疆风城油田稠油蒸汽吞吐作业区层间非均质性严重,导致开采过程中蒸汽窜流现象严重,热能利用率低,开发效果下降,为此本实验开展对蒸汽窜流控制体系的配方设计与性能评价,为有效改善吸汽剖面,提高蒸汽波及效率提供保障。针对注入蒸汽的窜流控制,以氮气为起泡气体,室内优选出在高温320℃下的配方为起泡剂(FA 2,0.1%)+起泡剂(FA 4,0.5%)+稳泡剂(FS3,0.05%)+助剂(AS-1,0.1%),实验结果表明100 m L该体系起泡液起泡体积为605 m L,泡沫半衰期为135 min,泡沫干度为83.5%,表面张力为0.43 m N/m。对配方进行耐盐、耐油性评价,结果表明该配方对矿化度变化具有较好的适应性,同时较低的含油饱和度(蒸汽窜流带)对泡沫体系没有明显影响,可有效维持高渗层渗流阻力,从而抑制蒸汽窜流。     

稠油油藏化学复合蒸汽驱技术室内研究

针对胜利普通稠油油藏,研究了地层水硬度、矿化度、原油对泡沫剂DHF-1泡沫性能的影响,考察了DHF-1与驱油剂烷基苯磺酸盐表面活性剂WT的配伍性,通过驱替实验比较了不同驱替方式的驱油效果。结果表明,随地层水硬度和矿化度的增加,DHF-1的起泡体积与半衰期逐渐降低。地层水硬度为120 mg/L(CaCl₂)时,DHF-1的起泡体积与半衰期分别为155 mL与65 s,泡沫体系界面开始浑浊;地层水矿化度为20 g/L时,DHF-1的起泡体积与半衰期分别为168 mL与43 s,泡沫体系有不溶物产生。随原油加量增加,DHF-1半衰期迅速降低;原油与DHF-1质量比小于0.3时,DHF-1起泡体积变化较小,之后迅速降低。WT对DHF-1的起泡性能无不利影响。随DHF-1加量增加,驱油体系油水界面张力降低,DHF-1与WT质量比为20时的界面张力为0.05013 mN/m。蒸汽-泡沫-驱油剂复合驱最终采收率为72.1%,比蒸汽驱提高14.6%,复合增效效果显著。     

耐温耐盐抗剪切黄原胶强化泡沫体系性能

针对轮南2TI油组高温高盐油藏条件,利用轮南2TI油组地层水、甜菜碱表面活性剂、黄原胶配制黄原胶强化泡沫体系,通过高温高压可视化泡沫发生仪分析起泡剂浓度、稳泡剂浓度、温度、矿化度、原油体积分数及剪切次数对泡沫性能的影响,利用显微镜对黄原胶强化泡沫微观形态进行表征。结果表明,在起泡剂质量浓度2 000mg/L、黄原胶质量浓度2 000mg/L、温度120℃、矿化度200 572mg/L、压力10MPa条件下,黄原胶强化泡沫的起泡体积和析液半衰期分别为365mL和58min。随着黄原胶浓度增大,泡沫的起泡体积减小、半衰期增大,形成的泡沫更加均匀、气泡直径变小、液膜增厚,气泡直径及气泡个数变化速率减慢,黄原胶最佳使用质量浓度为2 000mg/L。高温、高盐及原油均会对黄原胶强化泡沫的泡沫性能产生不利影响,但其可应用于温度110~130℃、矿化度180 000~240 000mg/L、原油体积分数低于10%的苛刻油藏。随着剪切次数增加,泡沫体系的起泡体积增加,半衰期缩短,4次高速剪切后,黄原胶浓度为2 000mg/L的强化泡沫体系的起泡体积增加率为13.6%,半衰期的保留率为77.6%,具有较强的再起泡能力和抗剪切性能。     

阳离子型双子表面活性剂在制备耐高温、高矿化度泡排剂中的应用

常规泡排施工中,泡排剂一般适用于90 ℃以下及矿化度小于100 000 mg/L 的地层,阻碍了泡沫排水采气工艺在高温、高矿化度产水气井中的应用。针对高温、高矿化度产水气井的特点,通过深入研究表面活性剂理论,确立了通过阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂进行复配的方式来获得在高温、高矿化度下具有良好的起泡性、稳泡性以及携液速率的泡排剂GWJ。研究表明,在温度为160 ℃、矿化度为250 000 mg/L下,其初始起泡体积与泡沫半衰期分别达到1 860 mL 和620 s,证明泡排剂GWJ 具有优良的耐高温与耐高矿化度性,可以满足高温、高矿化度产水气井的泡排施工要求。     

天然气泡沫体系流度控制能力影响因素

大量现场应用发现,泡沫驱作为一种有效提高采收率的方式,合适的注入参数可使其最大程度地发挥泡沫的流度控制能力。选取APG-10为起泡剂、DG为稳泡剂、天然气为气相制备天然气泡沫。对起泡剂质量浓度、稳泡剂质量浓度、天然气泡沫注入流速、天然气泡沫体积分数、含油饱和度5个因素,设计正交试验,确定最优天然气泡沫体系配方及最佳注入参数。分析不同因素对流度控制能力的影响;引入标准偏差描述驱替过程中阻力系数的波动幅度;探究最佳注入参数在不同渗透率地层中的适应性。在渗透率为100 mD的多孔介质中,最佳注入参数为6000 mg/L APG-10+400 mg/L DG;当天然气泡沫体积分数为70%,天然气泡沫注入流速为4 mL/min时,天然气泡沫的流度控制能力最强,阻力系数为57.04。在渗透率适应性研究中,多孔介质渗透率在3000 mD以内时,随着渗透率增加,天然气泡沫流度控制能力增强。     

长庆油田低渗透高矿化度油藏驱油用起泡剂评价

对于长庆油田低渗高矿化度油藏,空气泡沫复合驱提高采收率是可行、有效的方法。本文评价了高矿化度地层水、原油等地层介质对8种起泡剂发泡性能、稳泡性能的影响;起泡剂对原油和高矿化度地层水的表面张力和黏度的影响。这8种起泡剂分别为高级醇聚氧乙烯醚硫酸钠,椰油酰胺丙基二甲胺乙内酯,十二烷基苯磺酸钠,辛基酚聚氧乙烯醚（TX-10）,烷基酚聚氧乙烯醚（OP-10）,椰子油烷醇酰胺6501,醇醚羧酸盐,FLH非离子渗析剂,依次按1~8编号。长庆油田注入水水型Na₂SO₄,矿化度1.1 g/L,pH值6.5;地层水水型CaCl₂,矿化度82.2 g/L,pH值5.95;原油密度0.85 g/cm³,黏度6 mPa·s。结果表明,6~8号起泡剂与长庆油田地层水不配伍。1~5号起泡剂使注入水和地层水的表面张力降低一半,对原油表面张力和黏度无影响。将配液用水由注入水改为体积比1:1的注入水、地层水混合水后,1~5号起泡剂的泡沫体积变化较小,3~5号起泡剂的泡沫半衰期没有变化,1号起泡剂泡沫半衰期由70增至260 min,2号由60降至25 min。在5% 1号起泡剂溶液中加入1%原油,泡沫体积由398降至388 mL、泡沫半衰期由70降至7 min,洗油能力较好。1号起泡剂高级醇聚氧乙烯醚硫酸脂钠符合长庆油田空气泡沫驱的要求。     

新型氟碳起泡剂的制备及性能评价

为有效解决CO₂驱产生的气窜问题，研制了一种新型氟碳起泡剂HFT-710，与稳泡剂WPT-12相结合形成了一种适合CO₂驱的泡沫封窜体系。室内评价了起泡剂HFT-710的起泡性能和CO₂驱泡沫封窜体系的封堵性能，结果表明：该起泡剂具有良好的耐油性能，在起泡前加入原油能使泡沫体积和半衰期有所增大，而在起泡后加入原油，泡沫半衰期虽有所减小，但减小幅度不大，当原油含量为50%时，泡沫半衰期仍能达到50 min左右。另外，该起泡剂还具有良好的耐温性能和抗盐性能，在温度为120℃、矿化度为224 800 mg/L时，仍能保持良好的起泡性能；CO₂驱泡沫封窜体系对高渗填砂管具有良好的封堵效果，泡沫封窜体系注入6PV时阻力因子增大了10倍以上。现场应用结果表明，M-1井注入CO₂驱泡沫封窜体系后，注入压力明显增大，吸气剖面明显改善，对应油井的日产油量明显提高，气油比显著下降，达到了良好的封窜效果。     

驱油三相泡沫体系稳定性研究

为提高泡沫体系在驱油过程中的稳定性,在100 mL起泡剂TM-A(阴离子表面活性剂TN-D(4.0 g/L)+两性离子表面活性剂TN-S(4.0 g/L)+两性离子表面活性剂TN-12(1.0 g/L))中加入0.4 g疏水缔合聚合物AP-P4,制得基础泡沫体系,考察了不同固体颗粒的尺寸、形貌、加量以及助剂NaOH加量对泡沫稳定性的影响,并运用扫描电镜SEM分别观察了不同泡沫的微观结构.通过实验最终优选出粒径为400目的SiO2微粉作为固体颗粒稳泡剂;当SiO2微粉加量为2.0 g/L、NaOH加量为10 g/L时三相泡沫体系稳定性最好,此时起泡体积为650 mL,泡沫半衰期为82.8 min;SEM照片显示,加入的固体颗粒SiO2微粉在泡沫膜上形成一层致密壳层结构;揭示了泡沫稳定性的机理.     

泡沫驱前预注低矿化度水提高油湿砂岩原油采收率

为提高泡沫驱原油采收率,通过室内岩心驱替实验研究了预注低矿化度水再进行泡沫驱的驱油效果以及原油组成及注入水矿化度对该驱替方式驱油性能的影响。研究结果表明,低矿化度水驱能反转岩石润湿性,将油湿岩石改变为水湿岩心。采用矿化度130000 mg/L的模拟地层水水驱至98%后注入2 PV的低矿化度水(矿化度2784 mg/L)再按气/起泡剂溶液体积流量1∶1交替注入氮气和质量分数为0.1%的起泡剂溶液2 PV,泡沫驱最高封堵压力为0.242 MPa,低矿化度水驱后泡沫驱比水驱提高采收率14.20%。低矿化度水驱与泡沫驱能产生协同作用,低矿化度水驱后续泡沫驱过程生成了稳定泡沫,提高了泡沫在多孔介质中的封堵能力,从而大幅度提高原油采收率。随着原油酸性组分含量和注入水矿化度的降低,岩心亲水性会更强且泡沫驱性能更好。图4表3参13     

人工燃气组份的色谱分析法

介绍用改进的色谱分析法，分析人工燃气全组份。用一台色谱仪，一个ＴＣＤ检测器，一个ＦＩＤ检测器，两根填充柱及一根毛细管柱，以氩气为载气，采用标准样品对照法进行定性分析，峰面积外标法进行定量分析。利用本法可在一次进样时很好地分离检测并计算出１９种组份的体积分数，缩短分析时间。该法操作简便、稳定、可靠、精确度高、重复性好。     

柴达木盆地YS1井岩屑气组成特征及天然气来源

钻进中岩屑气中无机和有机气体组成的快速测定及评价,对油气勘探有重要意义,目前仅有岩屑气中烃类检测方法。利用气相色谱技术,采用2根填充柱（5A型分子筛和Porapak Q）、2种载气（He、N2）、3次进样（分析O2、N2、CH4组分;分析H2、He组分;分析烃气、CO2组分）、外标法和面积归一化法测定岩屑气组成。实验分析和现场应用研究结果表明,岩屑气中无机和烃类气体组分都得到了很好的分离,岩屑气组成测定方法的准确度高、重复性好;柴达木盆地北缘YS1井岩屑气及天然气主要组成为氮气和甲烷,属于富氮或高氮天然气,为过成熟煤型气,来源于深部侏罗系烃源岩。     

塔里木盆地和田河气田水溶气成藏过程

塔里木盆地和田河气田的天然气具备水溶气成藏地球化学特征和理想的水溶气成藏条件。喜马拉雅运动晚期和田河气田圈闭形成，巴楚断隆以南的西南坳陷寒武系高一过成熟烃源岩生成的天然气在深部高温、高压条件下大量溶解于水中。随着断裂的开启，在异常压力驱使下，水溶气沿断裂从深部寒武系运移至气田东部的奥陶系和石炭系圈闭中，由于压力和温度降低，水溶气释放形成游离气气顶，气水界面下部的水体继续自气田东部高压区向西部低压区沿不整合面长距离运移，运移过程中压力不断降低。导致水溶气不断释放，变成游离相天然气，在运移路径上成藏，形成条带状、串珠状分布的和田河气田。由此造成气田西部井区天然气偏干、甲烷碳同位素组成偏重、CO2含量明显偏高，一系列的水溶气运移参数自东部井区向西部明显增大。图6参27     

页岩气赋存形式和初始原地气量（OGIP）预测技术

页岩气有利区或核心区评价的关键是确定页岩初始原地气量（OGIP)的空间分布,页岩气赋存形式介于致密砂岩气与煤层气之间,主要呈3种状态：孔隙中游离气、固体有机质吸附气、油和水中溶解气,温度和压力条件控制3种状态气体的量和相互转化。游离气量主控因素是页岩孔隙度和气体饱和度,吸附气量主控因素是有机质数量和有机质成熟度,溶解气量的主控因素是页岩中残留油的数量。提出了页岩气中游离气量、吸附气量和溶解气量的算法,并在油气系统模拟软件Trinity 3D中实现页岩气OGIP量空间分布计算,以Fort Worth盆地Barnett页岩为例展示了这一技术的实际应用。     

准噶尔盆地凝析气藏成因与分布规律

准噶尔盆地凝析气资源丰富,但探明程度不高,为了拓展勘探领域,对盆地凝析油气的地质地球化学特征和成因进行了系统分析,在此基础上阐述了油气藏的分布规律,提出了勘探方向。研究结果表明,准噶尔盆地凝析油气主要来源于石炭系、二叠系、侏罗系气源岩,具有多层组含油气的特点。气藏类型主要为构造-岩性气藏,储层物性以低孔、低渗储层为主。凝析气藏类型按成因划分为油气同源热成因型和油气不同源气侵型。高—过成熟烃源灶对凝析油气分布起着决定性作用,断裂对油气运移和聚集起到良好的纵向调节作用,优势沉积相带对油气成藏的规模与分布具有局部控制作用。盆1井西凹陷及其周缘、沙湾凹陷西斜坡、南缘冲断带中段、滴水泉—五彩湾烃源槽及周缘、东道海子—吉木萨尔烃源槽及周缘是准噶尔盆地凝析气藏勘探的有利区。     

不同压力气藏的天然气扩散特征

方法在研究不同压力气藏含气浓度及盖层生烃能力封闭特征的基础上,分析了不同压力气藏的天然气扩散作用的特征。目的评价气藏中天然气扩散损失量及其保存条件。结果高压气藏中的天然气扩散散失作用强,只有上覆盖层具更高的含气浓度时,方可阻止其天然气的向上扩散散失;常压气藏在通常情况下,其天然气向上扩散散失,但在上覆盖层具较高含气浓度时,也可阻止其天然气的向上扩散散失;低压气藏中天然气的向上扩散散失已被抑制,保存条件好。结论不同压力气藏具有不同的天然气扩散特征,其扩散损失量和保存条件也就不同。     

东濮凹陷天然气成藏及富集规律

东濮凹陷是中国少有的几个既富含油又富含气的盆地(凹陷)之一。由于发育古生界和新生界两套烃源岩,今埋深大、热演化程度高;经历了复杂的埋藏史、热史和生烃史;发育以盐岩为代表的好的盖层;有多种类型砂体,具备良好的储集条件;圈闭类型多、圈闭形成与生烃时间配置好;部分地区发育异常高压;以及“两洼一隆一斜坡”的构造格局有利于天然气的运移聚集。发育煤成气、凝析气和混合气3种气藏类型。区内天然气资源丰富。煤成气藏主要聚集于中央隆起带顶部,凝析气藏主要富集在环洼地区,混合气藏分布于煤成气藏和凝析气藏之间。     

The Performance of Various Injecting Gases into Fractured Retrograde Gas Reservoirs for Revaporization of Liquid Drop-Out

Abstract

Lean gas cycling and gas injection scenarios are widely used to avoid liquid formation and to revaporize the liquid drop-out in gas condensate reservoirs. In this study, the performance of methane, carbon dioxide, and nitrogen as injecting gases into fractured retrograde gas reservoirs for revaporization of condensates is discussed. The investigation is performed from two perspectives: comparison of the condensate revaporization potency of injecting gases and comparison of the mixing performance of injecting gases. The results show that carbon dioxide has the best performance for condensate revaporization, whereas nitrogen has a greater diffusion coefficient (i.e., the best mixing performance).     

新疆天然气产业发展对策探讨

新疆石油天然气资源丰富,天然气产业发展迅速,已成为我国油气产量增长的主要地区。快速发展天然气产业, 是历史赋于新疆的难得机遇和重要使命,也是新疆自身发展的迫切需要。新疆要依托天然气责源优势,加快天然气的开发与利用,统筹规划气田开发和管网建设,不断扩大3大盆地气区生产规模,开拓天然气利用新领域,延伸天然气化工产业链, 优化产业结构,加速工业化进程,保障西气东输及当地市场的需要。     

东濮凹陷文留地区天然气成藏模式

留地区气藏形成的基本条件是气源丰富、中低渗储集层发育、圈闭类型多样,且盖层条件优越。受地质结构特别是生储盖组合的控制,有煤成气藏和油型气藏两类天然气聚集型式。煤成气藏为石炭－二叠系煤系二次生气,通过断层垂向运移而聚集成藏,主要分布于２３盐下Ｅｓ４段圈闭中;油型气藏主要通过下第三系气源岩侧向运移聚集成藏,受构造、岩相变化影响,包括３种类型：Ｅｓ＾３３亚段东滚动背斜带的大型岩性－构造气藏、Ｅｓ＾