乳化和界面张力特征对二元驱体系驱油效果的影响

为深入认识二元驱油体系乳化能力和界面张力对驱油效果的影响规律,评估了7类乳化指数介于0数0.38之间、与原油界面张力在10-3数10 m N/m之间的二元复合驱油体系(a:0.3%KPS+0.1%HPAM;b:0.5%司盘/0.5%吐温+0.1%HPAM;c:0.3%ZS+0.1%HPAM;d:0.3%YC;e:0.3%HPS+0.1%HPAM;f:0.3%SP+0.1%HPAM;g:0.3%ZS+0.1%HPAM+0.4%Na2CO3)的动态乳化特性、动态界面张力与驱油效果的内在关联性。乳化特征分为5种类型:不乳化(体系f)、乳化反转(体系e)、前程乳化(a)、后程乳化(体系d)、全程乳化(体系b、c和g);界面张力特性分为7种类型:"L"型(体系a)、"—"型(体系b)、"浅碟"型(体系c)、"G"型(体系d)、"V"型(体系e)、"\"型(体系f)、"深碗"型(体系g)。岩心驱油实验表明:驱油剂的乳化能力愈强,则二次水驱后的采收率愈高。不乳化的"\"型体系(体系f)、全程乳化的"浅碟"型体系(体系c)、后程乳化的"G"型体系(体系d),二次水驱采收率分别为0.36%、4.25%和0%,体现了乳化对流度控制和界面张力对毛细管数效应的交织影响。通过对比聚合物驱和二元驱后的岩心剖面发现,二元驱后岩心中残余油分布呈"白斑"状,归因于不合理的段塞配置,使界面张力和乳化作用不足以抵消流度失控对采收率影响所致。在二元复合驱技术研究中,应优选具有超低界面张力和全程乳化能力的驱油体系,并重视驱油过程中的流度控制。图8表2参16     

表面活性剂对特低渗油藏渗吸驱油的影响

为了促进延长油田化学渗吸驱油提高采收率的目的,以延长HZP区块长6油藏为研究对象,针对水驱波及范围小,水驱动用程度低的问题,运用室内实验测试及分析的方法,分析不同润湿性和界面张力渗吸体系的渗吸驱油效率和规律。结果表明,润湿性不同的岩心渗吸驱油速度和效率由强到弱依次为亲水性、中性、亲油性,注入水体系中,原油在亲水岩心中的粘附功最小,仅有2.464 5×10^-3 J/m²,在亲油岩心中的粘附功达到16.743 7×10^-3 J/m²,是亲水岩心的6.8倍,不同表面活性剂均可以使粘附功不同程度的降低。十六烷基磺酸钠溶液渗吸效率最高,亲水岩心中渗吸效率达到25.2%,中性润湿岩心中渗吸效率为20%,均高于注入水渗吸驱油效率。矿场应用后油井综合含水下降20个百分点。对低渗油藏化学渗吸提高采收率具有重要意义。     

高温低渗油藏表面活性剂驱影响因素研究

为改善高温低渗油藏开发效果,开展了表面活性剂驱影响因素研究。通过在114℃条件下,对亲水、亲油低渗岩心进行表面活性剂驱油实验,考察了界面张力、乳化作用、润湿反转以及注入时机对注入压力、驱油效率等的影响。研究结果表明,表面活性剂体系与原油间的界面张力越低,提高驱油效率和降低注入压力的幅度越大。表面活性剂的乳化速率越高,原油采收率越高;乳化降黏能力越强,降压效果越好;同时,适当降低乳状液稳定性也对驱油有利。表面活性剂的润湿反转作用使其能在较高界面张力下有效驱油,并在亲油岩心中获得较亲水岩心更好的增油降压效果。此外,在中等含水阶段进行表面活性剂驱,能够利用最低的投入获得最高的原油采收率。     

三元复合驱中乳化作用对提高采收率的影响

评价了不同机械搅拌力、不同含水率条件下,碱、表面活性剂、聚合物溶液与原油间的乳化能力,研究了这种三元复合驱过程中形成的乳化液类型及其稳定性,给出了油水比、化学剂类型、浓度、外力及其综合作用对产生乳化的影响程度。分析了大庆油田三元复合驱矿场试验中采出液产生乳化的原因。室内物理模拟实验表明,三元复合驱过程中产生的原油乳化作用是提高驱油效率、扩大波及体积的关键因素。     

无碱三元乳化驱油体系

三元复合驱是进一步大幅度提高原油采收率的重要方法之一,目前已进入工业化推广阶段,但仍存在注采系统结垢及生产维护成本较高等问题。根据大庆油田三元复合驱的强碱、弱碱和无碱化战略部署,用氯化钠代替碳酸钠研发出无碱三元体系,但其乳化能力弱,采收率提高值比弱碱三元体系低2%～3%。为提高无碱三元体系的乳化性能,提升驱油效果,以无碱三元体系为基础,采用E表面活性剂与石油磺酸盐复配,研发出大庆油田无碱三元乳化驱油体系。体系不添加醇和助剂,且在表面活性剂质量分数较低(0.3%)时能够与大庆原油形成WinsorⅢ型中相微乳液。进一步研究表明,其增黏性、界面活性、黏度及界面张力稳定性、抗吸附性能与弱碱三元体系基本一致。驱油实验结果表明该体系具有注入能力强、色谱分离弱、乳化能力强的特点,可比水驱提高采收率41.12%,较弱碱三元体系增加提高采收率11.25%。根据室内研究结果,初步测算该体系吨油化学剂成本较弱碱三元体系下降42.90%。研发出的大庆油田无碱三元乳化驱油体系不仅实现了三元复合驱无碱化的目标,而且实现了从超低界面张力复合驱到低浓度中相微乳液驱的跨越,达到了大幅度提高采收率和降本增效的目的,具有广...     

张天渠特低渗油藏表面活性剂驱油先导实验研究

张天渠油田属于特低渗油藏,其主力开发层位长2,经过近20年的注水开发,目前综合含水84%,已进入高含水开发阶段,且采出程度达到20.5%,水驱采收率标定25.0%,已达到水驱开发比较理想的效果。为进一步提高油藏的采收率,开展表面活性剂驱油技术研究,通过表面活性剂单剂优选、复配筛选、临界胶束浓度测定,优选出4种表面活性较优的驱油体系,并进行性能评价及岩心驱替实验。室内实验结果表明,表面活性剂驱油技术可使张天渠油田长2储层驱油效率提高17.7%。     

表面活性剂驱乳化作用对提高采收率的影响

表面活性剂驱是高温高盐油藏提高原油采收率的重要技术措施,但其乳化作用对提高采收率的影响并未受到足够重视。为了分析濮城油田高温高盐油藏表面活性剂驱乳化作用对提高采收率的影响,通过对表面活性剂降低油水界面张力的性能评价,优选出2种表面活性剂YD-G1和SHY-1,用高矿化度的濮城油田现场注入水配制质量分数为0.3%的溶液,将其放入120℃恒温箱30 d后,油水界面张力仍能达到10-3mN/m的超低数量级,表明2种表面活性剂均具有良好的耐温抗盐性能。将2种表面活性剂与濮城油田脱水脱气原油配制成乳状液,在同等质量分数下YD-G1乳状液的析水率低于SHY-1,且液滴的平均粒径也更小,表明YD-G1溶液比SHY-1溶液的乳化能力强。驱油实验结果表明,YD-G1溶液比SHY-1溶液的驱油效果更佳,表明乳化作用是提高采收率的关键因素之一。通过室内实验优化设计,确定YD-G1溶液的最佳注入量为0.5倍孔隙体积,最佳注入质量分数为0.3%。     

岩心模拟驱油室内试验及效果分析

本文对油田化学剂在岩心模拟驱油中的试验机理及试验过程进行了阐述,通过用油田化学剂中驱油用表面活性剂、聚合物、起泡剂、聚表二元液4种驱替溶液,进行室内岩心物理模拟驱油试验,模拟地层驱油情况,对比4种化学剂对岩心内的模拟油驱替试验数据分析,得出油田化学剂具有较好的驱油效果理论,使用油田化学剂进行化学驱油可提高原油采收率;另外通过试验的有效性明确了驱替试验流程,为后续的驱替试验规程或方案提供依据。     

表面活性剂的乳化性能和界面活性对低渗油藏采收率的影响

为明确表面活性剂的乳化性能和界面活性对水驱后残余油或剩余油影响的主次关系,结合冀东油田渗透率低、窜流严重、化学驱条件适宜等油藏特点,筛选出乳化性能强、界面活性较差和乳化性能较差、界面活性较强的表面活性剂体系,在渗透率相近的岩心中开展了水驱后驱油实验。结果表明:适和冀东油田高63-10断块两种表面活性剂复配体系为:乳化水率较好、界面张力达10~(-2)mN/m的体系0.2%非离子表面活性剂6501+0.1%阴离子表面活性剂XPS和乳化水率较差、界面张力达到10~(-3)mN/m的体系0.1%XPS+0.5%NaCl;水驱后注0.1%XPS+0.5%NaCl体系的采收率增幅为2.73%,注0.2%6501+0.1%XPS体系的采收率增幅为5.78%,乳化携带和聚并对残余油滴和局部剩余油驱替效果远好于界面活性的作用;综合发挥界面张力(10~(-2)mN/m)和乳化的作用能降低对界面活性的要求,这为表面活性剂筛选提供了实验依据和技术思路。     

三元体系中化学剂浓度对驱油效果的影响

通过室内物理模拟实验，研究了三元体系中聚合物，表面活性剂浓度对驱油效果的影响，并进行了降低化学剂用量的实验研究，结果表明，三元体系与原油粘度比控制在2：1－5：1范围内，驱油效率才能达到20％以上，在适当的聚合物用量条件下，可以降低三元体系中的表面活性剂和碱的用量；三元体系配方中表面活性剂与聚合物用量有一定的依赖关系，在较高聚合物用量条件下，可以在一定范围内降低表面活性剂用量，反之，降低表面活性剂用量受到一定限制，应结合注入方式和经济效益做进一步优化研究。     

非均质油藏化学驱波及效率和驱替效率的作用

利用我国自行研制的ASP数值模拟软件及正韵律二维剖面地质模型,分别模拟了水驱、聚合物驱、三元复合驱的驱油过程,分层计算了采收率、剩余油饱和度、波及效率和驱替效率,进行了指标对比.研究结果表明,对于非均质性严重的油藏,不同层段的波及效率和驱替效率所起的作用不同.在高渗透层段,以提高驱替效率为主;在低渗透层段,以提高波及效率为主;在中等渗透层段,提高波及效率和提高驱替效率作用相当.由于水驱后,剩余油大部分集中在上部,低渗透层段是提高采收率的主要潜力层段,提高上部低渗透层段的波及效率对于提高总体采收率具有重要的作用.对于非均质性严重的油藏,先调剖再注三元复合体系段塞,这是提高化学驱油效果的重要途径.     

渗透率及压力对低渗油藏CO2驱油效率的影响

注CO2开发油气田是一种有效提高油气采收率的技术手段,但由于CO2区油成本较高,分析储层是否适合注CO2,其驱油方式的可行性研究至关重要。地层渗透率和压力保持水平对CO2驱油效率影响较大,因此,通过室内长岩心物理模拟实验,研究了在不同渗透率和压力保持水平条件下CO2驱油效率、驱替压差及气体突破时机的变化情况。结果表明：驱替过程中驱替压差随渗透率的降低而增大,驱油效率和气体突破时间也都随渗透率降低而增大;随压力保持水平升高,CO2突破时间越长,驱油效率也越高。     

化学驱波及效率和驱替效率的影响因素研究

在对一个非均质程度严重的油藏进行波及效率和驱替效率定量描述的基础上,利用我国自行研制的ASP数值模拟软件,建立了一系列正韵律二维剖面地质模型,对比研究不同的油藏非均质性对化学驱波及效率和驱替效率的影响.在渗透率层间级差相同的情况下,高渗透层厚度与总厚度的比例不同,聚合物驱和三元复合驱的驱油效果不同;分析研究了重力作用对三元复合驱驱油效果的影响,并提出注采井距的缩小会削弱重力作用的影响.研究表明,地质模型不同,化学驱驱油效果的差异很大.对三元复合驱和聚合物驱进行油藏适应性研究,对提高水驱后采收率有着十分重要的意义.图3表2参7     

化学驱波及效率和驱替效率的影响因素研究

在对一个非均质程度严重的油藏进行波及效率和驱替效率定量描述的基础上,利用我国自行研制的ASP数值模拟软件,建立了一系列正韵律二维剖面地质模型,对比研究不同的油藏非均质性对化学驱波及效率和驱替效率的影响。在渗透率层间级差相同的情况下,高渗透层厚度与总厚度的比例不同,聚合物驱和三元复合驱的驱油效果不同;分析研究了重力作用对三元复合驱驱油效果的影响,并提出注采井距的缩小会削弱重力作用的影响。研究表明,地质模型不同,化学驱驱油效果的差异很大。对三元复合驱和聚合物驱进行油藏适应性研究,对提高水驱后采收率有着十分重要的意义。图3表2参7     

三元复合体系的粘弹效应对驱油效率的影响

针对大庆油田三元复合驱矿场因高浓度碱剂而赞成的井筒结垢,卡泵等问题,系统地研究了复合体系的流变行为, 碱剂对三元复合体系粘弹性的影响,并在宏观非均质模型,天然岩心以及微观物理模型上进行了对比实验,实验结果表明,作为影响驱油效率的因素,粘弹效应比超低界面张力更有意义;适当降低复合体系的碱剂用量（界面张力应降至10^-2mN/m数量级）,并未明显影响驱油效率,文章首次提出了低碱复合驱的概念,否定了超低界面张力在复合驱中的必要性,炮一元复合驱中的碱垢问题探讨了新思路,探讨了毛管准数理论在复合驱中应用的局限性。     

非离子低分子表面活性剂优选及驱油效率研究

目前国内外对低渗透油藏开发的主要趋势为注气开发,又以CO2混相驱居多。我国低渗油藏以陆上沉积为主,储量大且非均质性严重,油质较重黏度高一般不易达到CO2混相。为了降低驱油混相压力,在尽量少增加成本的情况下提高驱油效率,找到了一类不溶于水但溶于超临界CO2及原油中的非离子低分子表面活性剂,通过研制复配及溶解性与降黏评价实验,找到了2种表活剂CAE、CAF。以细管实验为载体,采用高温高压配样器配置地层油进行驱油效率评价,筛选确定了一种表活剂CAE。进行溶解式驱替及段塞式驱替以确定表活剂CAE的最佳注入方式;进行不同浓度的驱替实验确定表活剂CAE的最佳注入浓度。研究表明:段塞式驱替为该活性剂的最佳注入方式,最佳浓度为0.2%;表活剂CAE在最佳驱替方式下与纯CO2相比可以提高驱油效率约13.13百分点。该研究为国内低渗透油藏相对有效地降低混相压力、提高驱油效率找到了途径,是我国低渗油藏注气开发研究中值得探索和尝试的方法之一。     

鄂尔多斯盆地浅层特低渗透油藏氮气驱实验研究

浅层特低渗透油藏衰竭式开发效果较差,注水开发过程中存在注不进的问题,氮气驱技术为提高特低渗透油藏采收率提供了一种有效手段。结合矿场实际,通过对特低渗透岩心氮气驱开发效果的研究,分析了注入参数对水驱后氮气驱开发效果的影响,对比了单纯氮气驱和氮气与水交替注入时水驱驱替压力的变化,优化了特低渗透岩心氮气驱与水驱段塞比例。人造和天然岩心驱替实验结果表明,水驱后氮气驱可提高浅层特低渗透油藏采收率3%~10%,二次水驱时驱替压力增加,含水率较低时进行氮气驱效果较好;水驱后氮气驱采出程度与气体注入量变化存在阶梯性上升趋势,改变了以往采收率与气驱注入量单调性上升的认识,对于不同油田的注入要求可以选择气体注入量局域性最优值;相对于单纯氮气驱,氮气与水交替注入采收率有所增加,注入压力可明显提高,气水交替注入6轮次时压力最大增加约1.5 MPa,气水段塞优化最佳比例为2∶1。     

无碱二元体系的黏弹性和界面张力对水驱残余油的作用

三元复合驱含碱驱油体系会大幅度降低聚合物溶液的黏弹性,引起地层粘土分散和运移、形成碱垢及导致地层渗透率下降。为此提出利用不加碱可形成超低界面张力的聚合物/甜菜碱表面活性剂二元复合体系驱油。通过流变性实验及微观模型驱油实验,分析了表面活性剂对聚合物表面活性剂二元复合体系黏弹性的影响和聚合物表面活性剂二元复合体系的黏弹性及界面张力对采收率的影响。对聚合物表面活性剂二元复合体系提高水驱后残余油采收率机理的研究表明:在驱替水驱后残余油过程中,聚合物表面活性剂二元复合体系利用了聚合物溶液的黏弹特性和表面活性剂的超低张力界面特性,水驱后残余油以油丝和乳状液形式被携带和运移,随着二元驱油体系的黏弹性的增加和界面张力的降低,水驱后二元驱后的采收率增加,降低界面张力的驱油效果(指达到超低)比提高体系的黏弹性的效果更明显。     

孤东油田馆上段驱油效率研究

利用特殊岩心分析、碳氧比等资料研究了孤东油田馆上段驱油效率,该段水驱最大驱油效率为0.646,三元复合驱最大驱油效率为0.735,目前驱油效率仅0.367。驱油效率低的主要原因是储层孔隙结构均质程度低,油水粘度比高达93,润湿性为亲水-中性润湿,油水界面张力高达21.1mN/m。孤东小井距三元复合驱过程中油水界面张力可以降至1×10-3mN/m以下,可见提高驱油效率的有利方向是开展三元复合驱降低油水界面张力。     

油水乳化能力对油膜驱替的影响

为深化油膜驱替机理认识,开展油膜驱替实验。以综合反映乳化速度和乳化量的乳化系数量化表征油水乳化能力。针对实验用低黏和中黏原油,筛选出具有强乳化能力-超低界面张力、强乳化能力-低界面张力和弱乳化能力-超低界面张力3种不同性质的驱油剂,并进行玻璃棒束油膜驱替实验。实验结果表明,对于低黏原油,乳化系数分别为0.667和0.706的强乳化能力驱油剂,不论其界面张力是否达到超低,其驱替效率都约为90%,而乳化系数为0.244的弱乳化能力-超低界面张力驱油剂的驱替效率不足70%;对于中黏原油,乳化系数分别为0.534和0.602的强乳化能力驱油剂,不论其界面张力是否达到超低,其驱替效率都约为83%,而乳化系数为0.258的弱乳化能力-超低界面张力驱油剂的驱替效率不足65%。研究结果表明,油水乳化能力是对油膜驱替起决定作用的性能指标。