三元复合驱体系乳化压差对驱替过程的影响

大庆油田已进入特高含水开发中后期,三元复合驱已成为"控水稳油"最具应用前景的提高采收率技术之一。国内外对三元复合体系的性质已做了大量室内研究,尤其是油藏中的乳化对提高采收率所起的作用是近年来研究的焦点,但对于驱替过程中,乳化作用所产生的乳化压差对采出液含水及提高原油采收率的影响分析较少。从室内物理模拟方面,利用实验室自制的弱碱烷基苯磺酸盐表面活性剂,在体系黏度相同,不考虑黏度压差时,与大庆油田目前正在使用的石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱驱油体系作对比,考察乳化压差对驱替过程的影响。实验结果表明,两种表面活性剂三元体系均发生乳化,但新型弱碱烷基苯磺酸盐的乳化能力要强于石油磺酸盐,形成的乳化压差更大,驱替过程中稳油控水的能力更强,对采收率的提高更明显。     

复合表面活性剂体系在降低原油黏度的研究

吐哈油田三塘湖盆地牛圈湖西山窑油藏属于低渗、低压、低流度的典型"三低"砂岩油藏。根据研究区"三低"油藏的地质特点以及原油蜡质、胶质含量高,易乳化,乳化后原油黏度大幅升高,且储层非均质性严重的特征,优选出非离子表面活性OP-10和水溶性自扩散降黏剂,并将其按1∶3~3∶1的比例进行复配,得到二元复合降黏剂体系,其浓度为0.2%时可使原油黏度≤100m Pa·s。目标区块不同渗透率岩心的水驱和二元复合降黏剂驱替实验表明,高渗段水驱驱替效率为68.41%,油层段水驱驱替效率为25.04%;高渗段降黏剂驱驱替效率达到86.37%,油层段降黏剂驱驱替效率达到50.83%;可见注入二元复合降黏剂体系提高了驱替效率。现场试验结果表明,研制的二元复合降黏剂对牛圈湖原油具有良好的调剖、降黏性能,可有效降低油干层吸水,封堵高渗透层,改善油层的驱替效果。     

乳状液体系在油田中的应用综述

乳状液体系凭借其特殊的物理化学性能,在油田开发中得到广泛应用,形成了乳化钻井液、乳化酸、乳化压裂液、乳化稠油堵水剂、多重乳状液延缓交联、微乳液、乳化驱油等体系。其中,乳化钻井液体系具有井壁稳定性强、润滑性好和保护油层等优点。乳化酸适用于低渗透碳酸盐岩油气藏的深度酸化改造和强化增产作业,滤失量小,缓速性能好,能进入地层深部。乳化压裂液分为水包油型和油包水型两种,水包油型乳化压裂液具有比油包水型摩阻小、流变性便于调节、易返排等优点;油包水型乳化压裂液与油基冻胶压裂液相比,性价比高,适合于水敏性、低压、低渗储层的压裂改造,具有增黏能力强、黏度调节便利、高携砂、低滤失、低残渣等优点。乳化稠油堵水剂分为活性稠油堵水剂和水包稠油堵水剂,前者注入油井的堵剂为加有适量油包水乳化剂的高黏度稠油;后者是用水包油型乳化剂将稠油乳化在水中制成。乳状液可有效降低地层中的残余油含量,从而提高采收率。多重乳状液体系一般为W/O/W型,由于破乳时间较长,达到了延缓交联的目的;微乳液是指具有超低界面张力、热力学稳定的乳状液。三次采油中,在水中加入表面活性剂和部分高分子化合物,配成驱油溶液进行驱油,可显著提高原油采收率。     

大庆三次采油用表面活性剂技术现状及发展方向

目前大庆油田三元复合驱的主导技术是能大幅降低油水界面张力及成本的强碱三元复合驱,其主表面活性剂是重烷基苯磺酸盐表面活性剂,在试验区应用后,中心井采出程度24.79%,阶段提高采收率20.3%;石油磺酸盐和石油羧酸盐的技术虽然仍不成熟,但由于原料来源充足,产品价格低廉,极具发展空间。强碱复合驱的使用带来了现场施工工艺复杂、油藏及井底结垢、生产井产液能力下降、检泵周期缩短以及采出液破乳脱水困难等问题,严重制约着复合驱技术的进一步应用,因此,弱碱化甚至无碱化是三元复合驱技术发展的必然趋势。弱碱三元复合驱包括弱碱烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐和烷基苯磺酸盐复配、烷基苯磺酸盐与生物表面活性剂复配;无碱二元驱技术中有望实现无碱化的有烷基芳基磺酸盐、Bola型表面活性剂、Gemini表面活性剂、甜菜碱系两性表面活性剂等。     

二元体系中化学剂浓度对驱油效果的影响

表面活性剂/聚合物二元体系可以最大限度地发挥聚合物的黏弹性并具有较低的界面张力。在成本相同的情况下,二元复合物驱可达到与三元复合驱相同的驱油效果,同时减少了乳化液的负面影响,避免了由于碱的存在引起的地层及井的结垢现象。通过室内物理模拟实验,研究了非均质岩心条件下表面活性剂浓度、聚合物浓度对二元体系驱油效果的影响。实验结果表明:二元复合驱采收率可比水驱提高20%左右;随着聚合物浓度的增加,二元体系驱油效率增加;在二元体系黏度较高的条件下,随着表面活性剂浓度的降低,二元体系的驱油效率不会出现显著下降;对于非均质岩心,在较高聚合物用量条件下,可以弥补由于表面活性剂浓度的降低使二元体系油水界面张力上升而导致的体系驱油效率的下降,并在一定程度上可以降低表面活性剂的用量。     

鲁克沁稠油提高采收率泡沫体系室内研究

目前鲁克沁油田所用驱替泡沫体系的泡沫强度不高,地层吸附损耗较大,发泡后消泡速率快,这将导致泡沫在注入地下后不能有效扩大驱替波及面,消泡后气体快速指进发生气窜、地层能量损失等问题,对生产安全造成隐患。针对鲁克沁油田地层条件筛选复配了一种泡沫体系VEFS,该体系由甜菜碱类表面活性剂VES-1和多糖高分子稳泡剂FS-4组成,体系用量为0.5%(质量百分比)VES-1+0.2%(质量百分比)FS-4。实验表明,该体系在80℃、矿化度17.7×10~4mg/L和原油含量16%(质量百分比)条件下具有良好的泡沫性能,经第一轮4次动态吸附后泡沫性能降低49.70%,第二轮4次吸附后泡沫性能仅降低12.06%。在气液比为1∶1时泡沫体系阻力因子达131.1,说明泡沫体系能够起到调驱作用。通过稠油物模驱替实验发现,该体系在水驱见水后能够持续抑制含水率1.09PV,并在水驱突破后继续提高采收率17.69%。并且在含水率较低时提前注泡沫能够获得更好的控水和提高稠油采收率的效果。     

扶余油田外围区块生物胶降黏压裂技术试验

扶余油田外围区块原油密度大、黏度高、凝固点高、含蜡量高,采用常规胍胶携砂压裂技术无法有效开采,压裂投产后初期产量较低,达不到效益产能,外围区块基本处于未开发动用状态。为此,研发了生物胶降黏剂体系与压裂工程技术相配套的降黏压裂技术,并进行了实验评价。评价结果显示,该生物胶具有降凝、降黏、防蜡、乳化、驱油等性能,可显著提高原油流动性。现场试验分为生物胶降黏加砂压裂和生物胶降黏不加砂压裂两种技术方式,共在扶余外围及稠油区块累计实施45口井。前置液胍胶造主裂缝+支撑剂+生物胶降黏剂+支撑剂+后置液降黏剂的技术方法应用在新投产的外围及稠油区块,对比老区内部,在储层物性变差的条件下,投产后产油量超设计产能1.6倍,是老区内部的1.4倍。生物胶降黏不加砂压裂技术主要应用在老井二次压裂或多轮次压裂稠油区块或黏度上升井层,同等条件下对比,黏度由压裂前的70mPa·s下降到25mPa·s,增产量是同区块常规压裂的1.3倍。     

烟道气对稠油油藏理化性质影响特性研究

在稠油原位燃烧开采过程中,会产生大量含有氮气、二氧化碳和少量氧气的烟道气。烟道气渗透进入 未燃烧区与稠油混合,不仅会降低稠油的黏度还会对油品产生影响。研究了不同温度下烟道气(N2+CO2+ O2)对辽河齐-40区块稠油改性作用。利用气相色谱、红外光谱、热重分析了烟道气对原油理化性能的改性 机理。结果表明,烟道气对稠油具有增容降黏的作用,随温度的升高,烟道气在稠油中的溶 解 度 先 增 加 后 降 低,体积因子则受溶解度和热的双重作用随温度的升高而增加;在100℃时降黏率最大,为9.84%。由于烟道 气中少量的残余氧,会与稠油发生低温氧化作用,因此会增加稠油中沥青质含量,造成最终结焦量 由 原 本 的 5%增加至14%。该结果为现场稠油火驱方案设计提供技术依据。     

普通稠油蒸汽吞吐转换开发方式优化研究

辽河锦45块于Ⅱ组为普通稠油油藏。经历22年的蒸汽吞吐开发,采出程度27.52%,油层压力由原始的9.8MPa降到4MPa左右。在国内外类似油藏开发效果及研究成果调研的基础上,开展了室内物理模拟和数值模拟研究。于Ⅱ组260℃蒸汽驱驱油效率71.71%,200℃热水驱驱油效率66.03%,表面活性剂/碱驱驱油效率74.33%,CO2驱驱油效率36.6%。数值模拟计算得出,转蒸汽驱开发采收率可达47.61%,转热水驱中间根据水窜情况进行一次调剖采收率可达48.67%,转表面活性剂/碱驱中间根据水窜情况进行一次调剖采收率可达51.1%,但净产油低,转CO2驱效果较差。由于于Ⅱ组井况差,尽可能选用蒸汽驱以外的转驱方式。推荐蒸汽吞吐后转200℃热水驱,热水驱结束后再进行短期的表活剂/碱驱。     

适合大庆油田的无碱表面活性剂性能评价研究

随着油田不断开发,大庆油田开发对象正逐渐从一类油层向渗透率低、黏土矿物含量较高的二、三类油层转变,但逐步进入工业化推广阶段的三元复合驱中碱的存在会加剧对二、三类油层的伤害,因此弱碱化、无碱化成为了复合驱技术的发展方向.针对大庆油田二类油层油水条件,采用AFS-A和AFS-B无碱表面活性剂复合体系开展了二元复合驱室内研究.实验结果表明:这两种无碱表面活性剂复合体系均可在活性剂浓度为0.05％～0.3％(质量分数)范围内与大庆原油形成10-3,N/m数量级界面张力,但AFS-B复合体系亲水性较强,AFS-A复合体系亲油性较强,AFS-B复合体系抗吸附性能要好于AFS-A复合体系;驱油效率方面,在水驱基础上,AFS-A复合体系化学驱平均采收率为17.28％,AFS-B复合体系化学驱平均采收率为19.81％.     

基于数值模拟的渤海多元热流体增产机理研究

渤海油田稠油储量丰富,随着开采程度的逐渐加深和原油的黏度逐渐增大,常规冷采技术难以满足产量要求,渤海油田开始尝试使用多元热流体吞吐技术进行稠油开采,受限于海上试验的作业成本,目前无法定量预测多元热流体吞吐在渤海稠油油田中的开采效果,因而无法明晰其增产机理。本文基于渤海A稠油油田的特征,建立了油藏数值模型,利用数值模拟的方法研究了几种吞吐方式的开采效果,其排序为:蒸汽+CO2吞吐多元热流体复合吞吐蒸汽吞吐蒸汽+N_2吞吐。结合实际生产条件,推荐多元热流体吞吐为该油田的最优开采方式。采油数值模拟和室内实验的方法,研究了多元热流体吞吐的主要增产机理:扩大加热腔、补充地层能量、蒸汽加热降黏、混合气体的溶解降黏。基于数值模拟和增产机理的研究成果,在渤海开展了3井次的多元热流体现场作业,其平均产量为冷采方式的1.2～2.2倍,年累计增油量达到22228.5t,证明了多元热流体吞吐技术在渤海稠油油田中具有较好的适用性,有望成为高效开发渤海稠油储量的重要技术储备。     

鼠李糖脂作为牺牲剂对大庆油田三元复合体系抗吸附性能及驱油效果的评价

强碱三元复合驱技术广泛应用于大庆油田,随着国际原油价格持续走低,降低开采成本成为迫在眉睫的技术难题。为此,研究在三元复合体系中加入适量的廉价牺牲剂,以减少高成本表面活性剂在地层油砂中的吸附损失,进一步提高驱油效率。以生物表面活性剂鼠李糖脂为研究对象,分别采用复配及预吸附的方法,对其改变岩石润湿性、抗吸附及驱油性能进行评价。实验结果表明,鼠李糖脂与烷基苯磺酸盐复配后,二者之间存在着明显的协同效应;鼠李糖脂及其代谢产物可以有效地改变岩石的润湿性,相对润湿指数均由弱亲油性向弱亲水性方向移动;鼠李糖脂可有效降低表面活性剂和碱的吸附损失,可降低表面活性剂吸附损失9.4个百分点,Na OH可减少吸附损失9.8个百分点;在等黏度的驱油条件下,前置段塞注入方式优于复配混合注入方式,前者可使总采收率提高近5个百分点。     

烷基苯磺酸盐在大庆油砂上的吸附特征研究

研究了烷基苯磺酸盐表面活性剂在大庆油砂上的吸附特征。提出了其吸附等温线属于Giles分类法的“S”型等温线的观点。表面活性剂浓度在0.05%左右时出现吸附最大值,为1.56mg/g,发生在临界胶束浓度CMC附近。浓度大于0.1%,油砂表面的吸附与脱附达成平衡,吸附等温线出现平台。同时,探讨了碱、聚合物、温度对吸附特征的影响。制定三元复合驱体系配方时,必须参照该活性剂的吸附等温线,实际配方浓度应大于最大吸附量对应的浓度。     

含磷共聚物钻井液降黏剂合成及性能评价

以丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和含磷化合物共聚合成了抗220℃高温的钻井液降黏剂,对含磷化合物用量、引发剂(过硫酸铵)用量和滴加温度等对钻井液降黏剂特性黏度和降黏率的影响进行了考察。结果显示,钻井液降黏剂的最佳合成条件为:含磷单体用量为反应单体总质量的6%,过硫酸铵用量为反应单体总质量的2%,滴加溶液温度为55℃。利用红外光谱(IR)对钻井液降黏剂进行了表征,并借助热分析考察了钻井液降黏剂的热稳定性,同时对其在泥浆中的降黏性能进行了室内评价。研究结果表明:研制的钻井液降黏剂可以显著降低泥浆的黏度和切力,加入0.5%降黏剂的淡水基浆,高温降黏率可以达到91.4%;具有较好的抗盐、抗钙性能,在饱和盐水泥浆和含钙泥浆中也具有很好的降黏作用和分散作用;具有较好的热稳定性。     

微乳柴油的配制及其性能研究

根据微乳化理论选择油酸作为表面活性剂配制了多种配比的甲醇-柴油微乳化燃油、乙醇-柴油微乳化燃油,并讨论温度对微乳柴油稳定性的影响及在油酸中加入AEO2对复合表面活性剂总用量的影响。研究了该微乳化燃油体系的拟三元相图及在BH175F-1型柴油机上燃用的实验结果和尾气排放情况,结果表明,尾气中烟度、NO含量和CH含量大大低于0#纯柴油,烟度降低率最高可达50%,NO含量可下降35.4%,对环境保护十分有利。     

抗高温硼交联压裂液体系研究

常规体系压裂液在高温下受热、剪切黏度降低过快,无法满足超深井压裂改造的要求,通过对配方主剂研究及体系性能的测试,形成了新型高温压裂液体系。实验表明,该体系耐温性能、破胶性能、降滤失性能均优于常规压裂液体系,在170℃高温环境中性能稳定,配伍性良好,在显著提高耐温、抗剪切性能的同时,没有增大对地层渗透率的伤害,使压裂工艺应用范围得到显著扩大。现场应用中最深施工井段达4899.0m,最高井温达169.5℃;该高温压裂液体系在辽河油田的应用,井深超过4000m的压裂井累计达23井次,最高加砂量为100m3,最大用液量为763.8m3,成功率达100%,有效验证了该体系的高温稳定性及可靠性。该体系未对深层油藏及气藏不同特性进行区分,下一步应开发出更有针对性的油气储藏压裂液配方。     

空气泡沫与二氧化碳泡沫特征分析研究

针对制约泡沫驱矿场实施效果的泡沫稳定性较差的问题,选用一种在95℃和16000mg/L矿化度条件下起泡性能较好的表面活性剂,利用流变性实验及泡沫扫描实验,分别研究了空气和二氧化碳两种气体介质的泡沫液膜黏弹模量、液膜表面张力、起泡能力、泡沫尺寸等参数对泡沫稳定性的影响。实验结果表明:在30℃下,空气泡沫表观黏度能够达到180m Pa·s;空气泡沫液膜的界面黏弹模量大大高于二氧化碳泡沫液膜的界面黏弹模量;泡沫剂浓度在0.01%~0.5%之间,空气液膜与二氧化碳液膜的表面张力不受浓度的影响,分别为29m N/m和9m N/m;在同一流速条件下,空气泡沫的起泡能力大于二氧化碳泡沫。通过泡沫尺寸分析发现,泡沫的消泡过程都是先经历气泡聚并后气泡析液,但空气泡沫的消泡过程以气泡析液为,主气泡数目变化不大,CO2泡沫的消泡过程以气泡聚并为主,气泡数目骤减。从微观层面描述了空气泡沫及二氧化碳泡沫的稳定性影响机制,并指出空气泡沫比二氧化碳泡沫更稳定。     

83/44侧向进油大排量抽稠泵的研制与应用

塔河油田碳酸盐岩稠油油藏具有超深、超稠,以及高密度、高黏度、高含胶质沥青质、高含硫化氢、高矿化度的"两超五高"特点,50℃原油黏度在1500~(210×104)mPa·s之间,原油黏温拐点深度为2500~5000m,采用掺稀油降黏方式生产。常规抽稠泵受排量限制,难以满足稠油举升需求;电泵运行寿命短,成本高。为提高机采井运行寿命,降低采油成本,在常规液压反馈式抽稠泵基础上,研制CYB-83/44侧向进油大排量抽稠泵。该泵上泵筒长度10.2m,最大冲程8.7m,进油通道仅为0.2m,进油口直径达到51mm,配套8m冲程抽油机,最大理论排量可达179m3/d。根据柱塞外径尺寸,设计了两种管柱及杆柱组合方式,并分别在稠油井中进行了矿场试验。结果表明,油井地层产量增加,稀稠比下降,有效泵效提高,且与电泵相比,免修期增加,采油成本显著下降,可替代小排量电泵在超稠油区块推广应用。     

微乳柴油的制备及其性能研究

本文介绍了微乳柴油的组成，确定了柴油、水、表面活性剂、助表面活性剂的质量配比；对制得的微乳柴油进行了粘度、稳定性、节油率、尾气分析和烟度测试。研究结果表明：表面活性剂含量为3％、助表面活性剂为0．28％、含水量为10．5％时，制得微乳柴油的粘度符合燃油国家标准。该微乳柴油在5～60℃温度范围内，稳定性在半年以上；在各种工况条件下微乳柴油都具有节能作用；与0#柴油相比，微乳柴油尾气排放CO降低8．3％、HC降低9．5％、NOx降低28．5％，降污作用显著。     

可循环微泡沫钻井液的性能评价与应用

可循环微泡沫钻井液是由水、固相颗粒(黏土)、表面活性剂(发泡剂)、增黏剂、降滤失剂等制成的一种气、液、固三相分散的胶体体系。室内评价实验结果表明,可循环微泡沫钻井液抗温高达135℃,在NaCl浓度高达10%时仍保持良好的流变性,具有较强的抑制性和良好的防漏失性能。由于其所含的表面活性剂产生泡沫,具有一定的疏水特性,在井内循环过程中,在井壁表面形成稳定的疏水屏障,阻碍自由水向地层的流动,使之不易润湿及渗入裸露的井壁,减少了滤液对泥页岩地层的水化膨胀作用;泡沫钻井液与抑制剂及井壁稳定剂适量添加混合,可有效提高钻井液的防塌效果。室内评价试验确定了可循环微泡沫钻井液使用配方:4%膨润土浆+0.3%Na2CO3+0.5%WP-1+0.3%WDJ-1+0.4%CPS-2000+0.3%FP-1。中原油田4口井和科索1井的现场应用表明,该钻井液可满足中原油田中生界低压、低渗地层和北京中元古界蓟县系雾迷山组海泡石易膨胀、溶解地层、气穴发育地层的欠平衡钻进要求。