疏水缔合聚合物/表面活性剂二元体系性能研究

针对大港油田孔南地区油藏具有高凝、高黏和高矿化度等特点及水驱开发效果较差的问题,进行了疏水缔合聚合物/表面活性剂二元复合体系应用的可行性研究。分别考察了疏水缔合聚合物AP-P7 溶液及由聚合物AP-P7 和非离子表面活性剂官109PS985 组成的聚/表复合二元体的系黏度、分子线团尺寸、界面张力及其影响因 素,采用β-环糊精作为调节剂改善疏水缔合聚合物油藏适应性,分析了高凝高黏油藏聚合物和聚/表二元复合驱提高采收率机制。结果表明,β-环糊精可改变疏水缔合聚合物分子形态结构,使其与岩心孔喉匹配性变强,减少堵塞。由注入水和软化水配制的浓度2000 mg/L 的聚合物溶液黏度分别为223.4 mPa·s 和302.5 mPa·s,而加入0.07%的β-环糊精后的黏度分别为26.5 mPa·s 和35.3 mPa·s,加入β-环糊精后聚合物AP-P7 溶液的黏度明显降低。调节剂β-环糊精加量由0.001%增加至0.07%时,聚合物的分子线团尺寸由235 nm降至155 nm。此外,β-环糊精加量由0.001%增至0.07%或溶剂水中钙镁离子浓度由508 mg/L降低至0 时,聚/表二元体系与原油间界面张力降低,洗油效率提高。将含有β-环糊精的由注入水配制的浓度2000 mg/L的AP-P7 溶液注入气测渗透率3500×10^-3μm²的岩心,β-环糊精加量由0.001%增至0.07%时,阻力系数和参数阻力系数分别由35.6 和15.9 分别降至25.7 和11.0。在聚/表二元复合体系（C_p=2000 mg/L,C_s=2000 mg/L）中加入0.02%的β-环糊精,软化水配制的聚/表二元复合体系的黏度（81.5 mPa·s）高于未除去加药后注入水中沉淀的含垢水所配制的聚/表二元复合体系的黏度（69.5 mPa·s）,但后者的阻力系数和残余阻力系数高于前者的,后者的注入压力也高于前者的。图5表8参16     

改善疏水缔合聚合物油藏适应性方法及其效果

为适应高矿化度溶剂水配制聚合物溶液实际需求,以油藏工程理论为指导,以仪器检测和物理模拟为技术手段,开展了疏水缔合型聚合物溶液视黏度及其影响因素研究.评价了表面活性剂抑制和促进聚合物分子链间缔合作用效果,进行了表面活性剂与缔合聚合物组合和注入方式对聚合物溶液渗流压力影响物理模拟研究.结果表明:非离子型表面活性剂(DWS)可以抑制聚合物分子链间的缔合作用,重烷基苯石油磺酸盐(HABS)表面活性剂可以促进聚合物分子链间缔合作用;采取“聚合物/DWS表面活性剂混合液+HABS表面活性剂溶液”段塞组合和交替注入方式,可以抑制聚合物溶液注入油藏过程中聚合物分子链间的缔合作用,这不仅改善了缔合聚合物溶液的注入能力,而且增强了其深部液流转向效果.     

提高高温高矿化度低渗油藏水驱开发效果研究

针对印度尼西亚Sungai Lilin油田油藏岩石渗透率低、温度高和注入水矿化度高等特点,以渗流力学为理论基础,通过仪器检测和物理模拟,研究了聚合物溶液和聚合物/表面活性剂二元复合体系在低渗油藏环境下的渗流特性及其影响因素,考察了岩心渗透率、注入时机、驱油体系和驱油剂组合方式对驱油效果的影响。二元复合体系中,部分水解聚丙烯酰胺相对分子质量400×104,浓度300 mg/L,SUN非离子型表面活性剂质量分数0.2%。结果表明,在溶剂水矿化度较高和岩心渗透率较低时,二元复合驱油体系的阻力系数和残余阻力系数大于聚合物溶液。采用二元复合体系可以大幅提高原油采收率,并且岩心渗透率越大、注入时机越早,采收率越高。注入0.57 PV二元复合体系时的采收率增幅为17.8%。推荐二元复合体系段塞尺寸为0.38 0.57 PV,考虑到油藏非均质性比较严重,建议在二元复合体系主段塞之前添加Cr3+聚合物凝胶(聚合物浓度300 mg/L,聚铬质量比270∶1)前置段塞,段塞尺寸0.05 0.08 PV。表5参15     

高浓度三元复合体系性能评价及机理分析

针对油田实际需求,利用仪器测试和理论分析方法,对碱/表面活性剂/聚合物(ASP)三元复合体系黏度、界面张力、静吸附特性、流变性和流动特性进行了系统评价。结果表明,随碱浓度增加,三元复合体系黏度和界面张力降低;随表面活性剂浓度增加,三元复合体系黏度先降后升,界面张力降低。在三元复合体系中,表面活性剂静吸附量最大,碱次之,聚合物最小。随碱浓度增加,三元复合体系黏弹性降低;表面活性剂对三元复合体系黏弹性影响不大。流动性实验表明,溶剂水除垢后三元复合体系阻力系数和残余阻力系数变小。随碱浓度降低、聚合物浓度升高和岩心渗透率降低,三元复合体系阻力系数和残余阻力系数增大;随表面活性剂浓度增加,三元复合体系阻力系数和残余阻力系数呈现"先减小后增大"的变化趋势。     

十二烷基苯磺酸钠对疏水缔合聚合物溶液流变性的影响

为了进一步认识疏水缔合聚合物与表面活性剂的相互作用规律,指导缔合聚合物二元体系流变性调整,利用流变仪研究了十二烷基苯磺酸钠质量浓度对疏水缔合聚合物溶液零剪切黏度、表观黏度、屈服应力、第一法向应力差、变形—恢复的影响规律.实验结果表明:十二烷基苯磺酸钠与疏水缔合聚合物可以发生较为强烈的聚/表相互作用,并对二元体系流变性产生显著影响;疏水缔合聚合物的疏水侧基通过缔合作用与十二烷基苯磺酸钠烷基链形成类似混合胶束的聚集体,增加十二烷基苯磺酸钠质量浓度,可增强缔合网络结构强度以提高其流变性能;十二烷基苯磺酸钠质量浓度进一步增加时,疏水缔合聚合物的疏水侧基增溶到胶束中,从而拆散缔合网络导致流变性能下降.因此,为保持疏水缔合聚合物与表面活性剂二元体系的驱油性能,建议在保证超低界面张力前提下着重考虑表面活性剂对体系流变性的影响.     

适合渤海绥中361油田二元复合驱体系性能研究

本文在渤海绥中361海上油藏条件下,测定了由磺酸盐型双子表面活性剂为主的表面活性剂(辛基酚基聚氧乙烯醚TX100与磺酸盐型双子表面活性剂按质量比1∶4)与疏水缔合聚合物组成的SP二元复合驱体系的黏度及其与渤海绥中361脱气原油间的界面张力,并考察该体系的抗温性、耐盐性、吸附性及老化稳定性等,测定了该驱油体系在不同渗透率岩心中的阻力系数和残余阻力系数,在三层非均质岩心上进行了表面活性剂浓度不同的6个室内驱油实验。研究结果表明,配方为3000 mg/L表面活性剂+1750 mg/L聚合物的SP二元复合驱油体系具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性及老化稳定性;该二元复合驱油体系黏度达40 mPa.s以上,可使油水界面张力降至10-3mN/m数量级,同时该体系在不同渗透率岩心中均能建立较高的阻力系数与残余阻力系数;室内驱油实验表明,在三层非均质岩心中,聚合物浓度为1750 mg/L,二元体系与原油界面张力由100mN/m(表面活性剂0 mg/L)降至10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)数量级时提高采收幅度很大;当界面张力由10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)降至10-3mN/m(表面活性剂1000 3000 mg/L),复合驱采收率增加幅度很小;总体上,该SP二元复合驱油体系具有良好的提高采收率能力,可提高采收率35%以上。图3表4参9     

渤海绥中36-1 油田二元复合驱相对渗透率研究

为准确测定渤海绥中36-1 油田进行聚合物/表面活性剂二元复合驱相对渗透率曲线,提出了将某含水饱和度下聚合物/表面活性剂二元复合驱体系在岩心入口端与出口端黏度的平均值作为在岩心中平均黏度的黏度处理新方法;模拟该油田的实际情况采用恒速非稳态法测定了水驱和二元复合驱的相对渗透率曲线,研究了表面 活性剂和聚合物加量对二元复合驱相对渗透率曲线的影响。结果表明：二元复合驱的油相相对渗透率比水驱时的高,水相相对渗透率和残余油饱和度比水驱时的低;随着二元复合体系中表面活性剂加量的增大,油水两相的相对渗透率均增大,残余油饱和度降低;随着聚合物浓度的增大,油相相对渗透率增加,水相相对渗透率和残余油饱和度降低。图4表1 参12     

疏水缔合聚合物渗流特性及其影响因素

为深入探索疏水缔合聚合物驱油机理,开展了疏水缔合聚合物溶液渗流特性及其影响凶素研究。结果表明:疏水缔合聚合物分子链上含有少量疏水基团,它们在溶剂水中可以发生缔合作用,形成胶束纳米结构——超分子网络结构,进而拥有独特渗流特性;疏水缔合聚合物溶液通过岩心孔隙时会受到剪切作用,造成聚合物分子链断裂即分子聚集体破损,其破损程度与注液速度、岩心孔喉尺寸、矿物组成和分子聚集体尺寸有关;聚合物分子聚集体尺寸大小影响着聚合物滞留量,并最终决定了注入压力、阻力系数和残余阻力系数大小;因为β-环糊精具有抑制疏水基团间的缔合和减小聚合物分子线团尺寸D_h功效,所以β-环糊精宏观上可以扩大疏水缔合聚合物溶液波及体积,微观上可以减小不可及孔隙体积,进而改善聚驱增油降水效果。     

疏水缔合聚合物的阻力系数和残余阻力系数及驱油效率研究

在模拟大庆油田条件(45℃)下,进行疏水缔合聚合物和工业产品甘油(丙三醇)的阻力系数(FR)和残余阻力系数(FRF)的测定以及人造岩心驱油实验,并将实验结果进行对比。实验结果表明,在相同条件下,疏水缔合聚合物阻力系数和残余阻力系数分别大于14和8,均高于甘油的阻力系数和残余阻力系数;在人造岩心(渗透率Kg在0.9~1.3μm2)上的驱油实验结果显示,在水驱采收率的基础上,污水配制的疏水缔合聚合物溶液可以提高采收率16%~18%,比甘油驱采收率高6%~8%。     

疏水缔合聚合物传输运移特性及其改进方法

三次采油技术中使用的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)在高温高盐条件下会发生明显的水解和降解反应,抗温抗盐性能较差。疏水缔合聚合物凭借聚合物分子间缔合作用形成的大分子网状结构使其抗盐性有所改善,从而弥补了HPAM抗盐性差的缺陷。然而,疏水缔合聚合物存在其分子线团尺寸与油藏多孔介质孔隙尺寸间适应性差的问题,导致疏水缔合聚合物注入困难。针对疏水缔合聚合物与油藏适应性较差的问题,采用β-环糊精(β-CD)为疏水缔合聚合物缔合程度调节剂,通过室内岩心驱替实验方法,开展了β-CD对疏水缔合聚合物传输运移特性影响的研究。结果表明,β-CD可以改变AP-P4的缔合作用及在多孔介质中的行为。在浓度为1 g/L的疏水缔合聚合物AP-P4溶液中加入β-CD后,溶液黏度随β-CD加量的增加而减小,当β-CD加量达到0.07%时,AP-P4溶液黏度最低(26.2 m Pa·s),为本体黏度,难以发生缔合作用。同时,随着β-CD加量的增大,AP-P4分子链间缔合作用减弱,聚合物分子线团尺寸减小。随着β-CD加量的增大,在岩心渗透率相同(相近)条件下,AP-P4溶液的阻力系数和残余阻力系数减小,疏水缔合聚合物溶液在岩心内的传输运移能力增强。