低渗透油藏注水井表面活性剂降压增注体系研究

低渗透油藏注水井经过长时间注水开发后容易出现注入压力升高以及注水量减少的现象。通过表面活性剂、防膨剂以及防垢剂的优选评价实验,研制了一套适合低渗透油藏注水井的表面活性剂降压增注体系,室内评价了其降低界面张力性能、润湿性能以及降压增注性能。结果表明:该体系与储层原油之间的界面张力随着时间的延长逐渐降低,20 min后即可稳定在10~(-2) mN·m~(-1)数量级,具有良好的降低界面张力性能;亲油岩心切片在该体系中浸泡10 h后的表面接触角可以减小到60°以下,具有良好的润湿性能;岩心水驱压力稳定后注入该体系可以有效降低后续水驱压力,注入0.5 PV后的降压率可以达到26.18%,具有良好的降压增注性能。该表面活性剂降压增注体系能够满足低渗透油藏注水井降压增注现场施工的要求。     

表面活性剂乳化性能对低渗油藏采收率影响研究

为同时解决低渗透油藏面临注入困难和储层非均质性强的问题,基于表面活性剂的降压增注原理和乳化调驱机理,探讨了表面活性剂驱油体系在低渗透油藏的应用可行性。实验选取乳化能力不同,其余性能(降低油水界面张力能力、改变润湿性能力、吸附性能)相同的两种表面活性剂,通过室内洗油实验、岩心注入实验和驱油实验,评价了表面活性剂降压增注性能和低渗透条件下乳状液深部调驱性能,探讨了表面活性剂在低渗透油藏中的提高采收率机理。研究结果表明:乳化能力不同的两种表面活性剂具有相近的洗油能力;乳化能力强的表面活性剂在岩心中驱替原油的过程中会形成稳定的乳状液体系,这会降低表面活性剂的降压增注效果,但却可以起到深部调驱作用,可有效提升驱油剂的波及范围,提升低渗透油藏原油采收率。低渗透油藏表面活性剂驱油体系的筛选,需综合考虑提高采收率效果及降压增注性能,根据油藏实际情况选取性能不同的表面活性剂驱油体系。     

盐22块砂砾岩油藏复合增注技术实验研究

针对胜利油田低渗透和特低渗透砂砾岩油藏开发中存在的产能下降快、注水压力高和解堵效果差,严重影响储量有效动用的问题,以盐22块油层为对象,研究了缓速酸解堵、表面活性剂及润湿反转剂增注复合降压增注技术。实验研究了在模拟地层条件下油层岩石结构、酸溶蚀率、解堵性、化学剂耐温耐盐及表界面性、表面活性剂溶油性、润湿反转剂润湿性和表面活性剂-润湿反转剂对水相渗透率的影响。实验结果表明,复合降压增注技术可降压20%以上,大幅度提高水相渗透率,为实现该类型油藏有效注水提供参考。     

海上油田注水井降压增注用表面活性剂优选及性能评价

针对海上某油田注水井注水压力升高过快以及注水量下降等问题,通过大量室内实验评价,优选出了适合海上油田注水井降压增注用的复配表面活性剂,并对其界面活性、润湿性能和降压增注性能进行了评价.结果表明:表面活性剂A-2和C-1按1:1进行复配,当其加量为0.6％时,可以使油水界面张力值降低至10-3 mN·m-1范围,达到超低界面张力水平;使用复配表面活性剂浸泡处理亲油玻片后,其表面接触角可以由106°降低至51°,由亲油性转变为亲水性,表现出良好的润湿性能;岩心水驱压力稳定后注入复配表面活性剂体系可以有效降低后续驱替压力,当复配表面活性剂注入1.0 PV时,岩心驱替压力降低率可以达到35％左右,起到了良好的降压增注效果,能够满足海上油田注水井降压增注的需求.     

海上油田注水井降压增注用表面活性剂优选及性能评价

针对海上某油田注水井注水压力升高过快以及注水量下降等问题,通过大量室内实验评价,优选出了适合海上油田注水井降压增注用的复配表面活性剂,并对其界面活性、润湿性能和降压增注性能进行了评价.结果表明:表面活性剂A-2和C-1按1:1进行复配,当其加量为0.6％时,可以使油水界面张力值降低至10-3 mN·m-1范围,达到超低界面张力水平;使用复配表面活性剂浸泡处理亲油玻片后,其表面接触角可以由106°降低至51°,由亲油性转变为亲水性,表现出良好的润湿性能;岩心水驱压力稳定后注入复配表面活性剂体系可以有效降低后续驱替压力,当复配表面活性剂注入1.0 PV时,岩心驱替压力降低率可以达到35％左右,起到了良好的降压增注效果,能够满足海上油田注水井降压增注的需求.     

复配表面活性剂对复合驱油体系性能影响研究

通过对α-烯烃磺酸盐、重烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐和复配型等4种表面活性剂配制复合驱油体系的界面张力和黏度性质进行评价,重点对复配型表面活性剂配制复合驱油体系的界面张力和驱油效果进行了系统评价。结果表明,当碱的质量分数为0.3%~0.9%、表面活性剂的质量分数为0.1%~0.3%时,复配型表面活性剂配制复合驱油体系的界面张力可以达到10-3mN/m数量级,且具有达到超低界面张力所需质量分数低和范围宽等特点。物理模拟实验表明,复配型表面活性剂配制三元复合体系的增油效果较单一类型表面活性剂配制三元复合体系的好,采收率增加1.46%(体积分数)。在此基础上,对复配表面活性剂超低界面张力的作用机理进行了理论分析。     

注水井吸水下降原因分析及解决对策

针对注水井堵塞原因进行分析分类,找出解决油层堵塞的办法。根据注水井油层的储层性质和堵塞特点采取加入主体酸与多种药剂配合,同时采用复合解堵施工工艺技术达到复合解堵效果。近年来,我厂注水井主要采用粉末硝酸、复合酸、表面活性剂解堵措施,见到了一定增注效果。     

注水井降压增注用杂双子表面活性剂的研制及性能评价

针对注水井长期注水后压力升高、酸化等常规增注措施有效期短、适应性差等问题,以烷基二甲基叔胺、卤代烷烃为主要原料,通过两步法制备出了一种适用于注水井降压增注的杂双子表面活性剂GXS-2,室内评价了其界面活性、耐温性、耐盐性、与其他常规表面活性剂的协同性以及降压增注的效果。结果表明,该杂双子表面活性剂具有较高的界面活性,加量为0.05%时界面张力为0.028 m N/m,达到了超低界面张力的要求。当温度为150℃、矿化度为100 000 mg/L时,表面活性剂溶液仍具有较低的表面张力值,具有较好的耐温性和耐盐性。与普通表面活性剂DTAB进行复配后,配伍性较好,表面/界面张力均比单一表面活性剂有所降低,起到了一定的协同作用。岩心驱替实验结果表明,注入5 PV浓度为0.05%的杂双子表面活性剂溶液后,压力降低率可达35%左右,起到了明显的降压增注作用。     

长段塞表面活性剂降压增注技术实践与认识

针对储层物性差的欠注水井,通过表活剂的优选和复配,形成了适合低渗透油田降压增注的表面活性剂体系配方,现场实施7口井。达到了降压增注效果,层间吸水状况得到改善,连通油井产量递减趋势得到有效控制。     

污水条件下抗盐表面活性剂配方的筛选及试验

基于以往超低界面张力表面活性剂降压增注技术在应用中,表面活性剂溶液采用清水配制,研究了污水与清水1∶1混合条件下表面活性剂界面张力的影响。为了节约表面活性剂的用量,开展了抗盐表面活性剂的研究。在进行了热稳定试验、浓度窗口分析、洗油试验以及吸附损耗试验,最终筛选出5#和4种复配体系适合污水条件下应用。     

无碱二元复合驱中表面活性剂对驱油效果的影响

表面活性剂在无碱二元驱油体系中可以促使残余油启动,扩大波及体积,提高微观驱油效率。本文研究了无碱二元驱油体系中表面活性剂通过改变界面张力、毛管力和吸附浓度对驱油效果的影响。结合前期室内实验和大庆油田萨中西区一类油层试验区矿场试验数据,配合使用化学驱模拟软件ChemEOR,建立9注16采理想模型进行无碱二元复合驱数值模拟。通过改变表面活性剂浓度改变界面张力、毛管力和表面活性剂吸附浓度,分析含水率、累产油和采出程度,从而得到无碱二元驱油体系中界面张力、毛管力和表面活性剂吸附浓度对驱油效果的影响。研究结果表明,无碱二元复合体系中适宜的表面活性剂界面张力为10-3数量级,表面活性剂作用下改变毛管力对驱油效果影响不明显,表面活性剂吸附浓度为0.25wt%时驱油效果最好。     

接枝丙烯酰胺共聚物-表面活性剂的溶液行为

将大单体4-乙烯苄基辛烷基酚聚氧乙烯(18)醚、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠共聚合成接枝丙烯酰胺共聚物(branched acrylamide-based copolymer,PAE),然后将具有表面活性的PAE分别与4种表面活性剂复合,获得二元复合驱油体系。研究各表面活性剂对这些二元复合驱油体系的表观黏度和表面张力的影响,与油田常用的部分水解聚丙烯酰胺-表面活性剂二元复合驱油体系相比,这些体系可提高驱油剂的增黏性和表面活性,改善驱油过程中的色谱分离效应。在阴离子表面活性剂(十二烷基硫酸钠和十二烷基苯磺酸钠(sodium dodecyl benzene sulfonate,SDBS))、阳离子表面活性剂(十六烷基三甲基溴化铵)和非离子表面活性剂(聚氧乙烯(20)山梨醇酐单硬脂酸酯)中,微量SDBS对聚合物体系溶液黏度提高幅度最大,且能明显降低体系的表面张力,当SDBS浓度为0.6 mmol/L时,PAE二元复合驱油体系(含5.0 g/L NaC l,1.2 g/L PAE)的表观黏度可从243 mP a·s上升到732 mP a·s。     

用于降压增注的双子表面活性剂合成及性能评价研究

针对低渗油田注水井注入压力高的问题,研发出一种新型表面活性剂MT-01,并且通过室内实验考察了双子表面活性剂的性能及降压增注的效果。研究表明：当双子表面活性剂在较低质量浓度为800 mg/L时,表面张力达到最低,且能有效防止粘土膨胀,能够有效降低油水界面张力,其良好的润湿能力使储层砂岩表面从亲水性向中间润湿转变。岩心驱替实验结果表明,当其质量浓度在400~1000 mg/L浓度范围下,注入2 PV双子表面活性剂降压增注效果显著,降压幅度最高可达29％,提高水相渗透率幅度最高达40％。该新型双子表面活性剂对于提高渗透油田注水井吸水能力、降低注入压力具有较好应用潜力。     

用于降压增注的双子表面活性剂合成及性能评价研究

针对低渗油田注水井注入压力高的问题,研发出一种新型表面活性剂MT-01,并且通过室内实验考察了双子表面活性剂的性能及降压增注的效果。研究表明：当双子表面活性剂在较低质量浓度为800 mg/L时,表面张力达到最低,且能有效防止粘土膨胀,能够有效降低油水界面张力,其良好的润湿能力使储层砂岩表面从亲水性向中间润湿转变。岩心驱替实验结果表明,当其质量浓度在400~1000 mg/L浓度范围下,注入2 PV双子表面活性剂降压增注效果显著,降压幅度最高可达29％,提高水相渗透率幅度最高达40％。该新型双子表面活性剂对于提高渗透油田注水井吸水能力、降低注入压力具有较好应用潜力。     

二元复合驱在低渗透条件下的效果试验研究

为了比较低渗条件下水驱后注聚/表二元复合驱油体系配方与单独注聚或者注表面活性剂效果,设计三组实验,在相同的实验条件下,水驱至98%后+注入0.4PV数的聚合物、表面活性剂和聚/表混合溶液+后续水驱至98%,然后记录各个阶段的采收率。同时为了比较不同化学剂段塞条件下的采收率效果,设计了第四组和第五组实验,第四组水驱至98%+0.2PV聚合物+0.2PV表面活性剂+后续水驱至98%;第五组:水驱至98%+0.2PV表面活性剂+0.2PV聚合物+后续水驱至98%,然后与第三组实验结果对比,研究不同段塞条件下的采收率效果。结果表明,在低渗条件下,先注聚合物后注表面活性剂增加采收率的值最高。     

低渗透油藏复合增注技术研究

胜利油区近年来发现的低渗透、特低渗透砂岩油藏,开发中普遍存在产能下降快、注水压力高和解堵效果差的实际问题,严重制约了该类型油田的有效动用。在对低渗透油藏储层特性系统分析基础上,评价了注入水悬浮固相微粒、乳化油对储层伤害,研究了储层残余油、润湿性对水相渗透率的影响规律,研制了耐高温高盐的表面活性剂增注体系,结合地层预处理技术,形成适合不同井况条件下低渗透砂岩油藏复合增注技术。     

廊东油田表面活性剂降压增注实验研究

通过实验研究了表面活性剂降压增注效果及其注入方式对其效果的影响。实验选用了3种不同类型的表面活性剂进行分析,并针对廊东区块强水敏性储层添加了不同的粘土稳定剂和KCl。通过对实验结果的对比分析得出:针对廊东区块,Rpz-1与Hgs-1复配降压增注效果显著;另外,在油田注水开发前若采用表面活性剂增注液对储层进行预处理,则其注水效果将会更好,这样不但可以改善储层的性质,同时也可以降低后续注入水对储层的伤害。     

新型表面活性剂疏水缔合聚合物提高原油采收率的性能研究

介绍了渤海海上油田二元复合驱驱油的设计与开发方案,以新型表面活性剂(非离子型表面活性剂:DMES-14、TX-100)和疏水缔合聚丙烯酰胺(HAPAM)为主。二元复合驱驱油体系主要需要双子表面活性剂双十四酸乙二酯双磺酸盐型表面活性剂(DMES-14),疏水缔合聚丙烯酰胺以及取自海上油田平台的回注水。该体系同时对粘度和表面张力进行了研究。结果表明,该体系在不要求浓度的情况下可以达到超低界面张力2.48×10~(-3) m N/m,在油藏中粘度可达到55 m Pa;随后的岩心驱替试验表明,在水驱含水75%的状况下进行二元复合驱驱油效果可提高至38.6%以上。总之,该实验研究提供了非离子表面活性剂与疏水缔合水溶性聚合物驱油体系的实用信息以及可以在渤海海上油田进行大规模应用HAPAM。     

专利文献

一种碱-混合表面活性剂-聚合物的三元复合驱油体系及其应用;一种碱（盐）-混合表面活性剂-聚合物的复合驱油体系及其应用;三次采油用的复合表面活性剂及其应用。     

MAP体系洁面乳流变性的研究

本文主要针对以单烷基磷酸酯盐MAP为主表面活性剂的洁面乳体系,研究了主要成分增稠剂、主表面活性剂以及三种辅助表面活性剂对产品粘度的影响,研究结果表明:在单烷基磷酸酯为主表面活性剂的洁面乳体系中,汉生胶有较好的增稠性能,并能赋予产品良好的剪切变稀性能;主表面活性剂MAP明显降低体系的粘度,加入量较大时加大了体系增稠的难度;辅助表面活性剂羟磺甜菜碱和椰油酸单乙醇酰胺都有很好的稳泡、增稠性能;烷基糖苷增稠性能一般,而且不同浓度APG的加入量不会改变产品剪切稀化的趋势.