表面活性剂/聚合物二元复合体系驱油效果研究

针对大庆油田应用的新型表面活性剂/聚合物二元复合体系,开展了微观仿真模型驱油实验和岩心驱油实验研究;对比了水驱油后聚合物溶液驱油、表面活性剂溶液驱、无碱表面活性剂/聚合物（SP）二元复合驱体系驱油3种方案的驱油效果,研究了SP二元复合体系界面张力和乳状液的含水率对其驱油效果的影响规律。研究表明:SP二元体系的驱油效果明显好于聚合物溶液和表面活性剂溶液的一元体系,人造岩心水驱油后,开展SP二元复合体系驱油提高采收率17.50%;人造岩心水驱后聚驱,再开展SP二元复合体系驱油提高采收率10.10%。该研究对指导SP二元复合体注入方案设计具有重要意义。     

大庆油田疏水缔合聚合物驱物理实验模拟

通过阻力系数(FR)和残余阻力系数(FRR)测定及岩心驱油实验,在实验室考察了一种疏水缔合聚合物HAP工业产品在大庆油田条件下(45℃,天然或模拟人造岩心)的驱油性能,并与一种HPAM工业产品(M=1.43×107,HD=27%)进行了对比.HAP溶液用矿化度4 456 mg/L的污水配制,HPAM溶液用矿化度918 mg/L的清水配制.800 mg/L HAP溶液流过水测渗透率0.037-0.333 μm2的天然岩心时产生的FR＞10,FRR＞2.在三层非均质人造岩心(Vk=0.72, Ka=0.840-1.120 μm2)上进行的岩心驱油实验中,相同浓度(1 000 mg/L)HAP溶液驱替水驱残余油的采收率比HPAM溶液高3%-4%(OOIP),相同粘度(41-42 mPa·     

无碱二元复合驱油体系室内实验研究

根据实验筛选了适合无碱二元复合驱油体系的最佳表面活性剂和聚合物,并在70℃下对该体系的性能进行了评价。结果表明,聚合物浓度为1 200mg/L、表面活性剂浓度为1 500mg/L形成的二元复合驱油体系,油水界面张力可达到0.002 17mN/m,粘度可达到16.8mPa.s;该体系具有一定的耐温性和耐盐性,适合在70℃、矿化度5 000~15 000mg/L的油藏使用;物模驱油实验结果表明,水驱后注无碱二元复合驱油体系可提高采收率32.17%。     

二元复合体系微观驱油机理可视化实验

针对胜利油区油藏条件,运用新型表面活性剂—聚合物二元复合体系,对其开展了微观模型(岩心薄片)驱油和常规柱状岩心可视化驱油实验.以水驱效果为基础,对比了表面活性剂、聚合物、二元复合体系的驱油效果,重点研究了微观孔隙中表面活性剂、聚合物以及二元复合体系的洗油和携油性能及其在驱油过程中的微观渗流特征,深入分析了二元复合体系的微观驱油机理.结果表明:与聚合物和表面活性剂相比,二元复合体系的驱油效果更好.在岩心薄片可视化驱油实验中,由于3种不同的驱替溶剂波及效率不同,最终导致驱替结束后岩心薄片中剩余油的面积有所不同,采用二元复合体系驱替后,剩余油的面积最小,表明其驱油效率最高,比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了2.59％和11.80％;对于常规柱状岩心,二元复合体系比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了1.43％和20.70％.     

河南双河油田90℃以上高温油藏二元复合驱实验研究

针对河南双河油田Ⅵ油组90℃以上高温油藏条件,提出了由表面活性剂SH7与聚合物1630S组成的适合该油藏条件的SP二元复合驱油体系,研究了该二元驱油体系的界面性能、乳化性能、热稳定性能、抗吸附性能及驱油性能。结果表明,SP二元复合驱油体系(1630S浓度1500 mg/L)在SH7浓度高于500 mg/L时油水界面张力可达10~(-3)mN/m超低数量级,SH7浓度高于1000 mg/L后,界面张力可达10~(-4)mN/m数量级,且在30 min内即达到超低。组成为1500 mg/L 1630S+2000 mg/L SH7的SP二元复合体系的乳化性能良好,油水比为7∶3时乳状液黏度是SP二元复合体系的7倍以上。该SP二元复合体系的抗岩心吸附性能良好,在经历五次吸附后,油水界面张力仍可达8.82×10~(-4)mN/m。当体系中氧含量低于0.8 mg/L时,聚合物及SP二元复合体系的长期热稳定良好,95℃下老化180 d后的体系黏度仍高于初始值,油水界面张力可以保持在10~(-4)mN/m数量级。均质岩心驱油实验结果表明,水驱后注入0.606 PV的SP二元复合体系,在水驱(采收率42.26%)基础上可提高采收率22.16%,较同等条件下的聚合物驱高出6个百分点。三倍渗透率级差层内非均质岩心驱油实验结果表明,SP二元复合体系的最佳段塞尺寸为0.6 PV,在水驱基础上提高采收率16.23%。     

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     

二元复合驱中表面活性剂的提采机理分析

为了探究二元复合体系中表面活性剂的作用,将甜菜碱型(S1)、阴离子型(S2)、脂肽生物型(S3)、非离子-阴离子型表面活性剂(S4)4种表面活性剂分别与部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)组成二元复合体系,通过测定体系的黏度、油水界面张力、乳化性与岩心驱油实验,分析表面活性剂提高采收率的作用机理。结果表明,在二元复合驱中,表面活性剂对体系黏度有影响,但影响很小,最终决定体系黏度的是聚合物。4种类型的表面活性剂均具有双亲结构,可以降低油水界面张力至10^-3mN/m,促进油水乳化。二元复合驱的采收率较单一聚合物驱采收率高。S4/HPAM二元体系可将油水界面张力降至2.4×10^-3mN/m,形成的油水乳状液黏度最高,稳定性最强,提高采收率效果最好。     

低碱三元复合体系用于聚驱后进一步提高采收率

在室内实验研究了大庆油田条件下,水驱、聚合物驱之后低碱(NaOH)浓度的ASP三元复合驱的驱油效果。所用聚合物为M=1.6×107,HD=26%的HPAM;表面活性剂为Witco公司的烷基苯磺酸盐ORS-41和国产月桂酰二乙醇胺NNR,用矿化度3.7 g/L的模拟注入水配液,模拟油黏度9.56 mPa.s,实验温度45℃。NaOH/0.3%ORS-41/1.2 g/L HPAM溶液的黏度~剪切速率曲线和储能模量~振荡频率曲线,随碱浓度减小(1.5%或1.2%~0.1%)而整体上移,即溶液黏度和黏弹性增大。在Kw≈1μm2、VK=0.72的三层段非均质人造岩心上,水驱、聚合物驱(1000 mg/L,0.57 PV)后注入0.3%NaOH/0.3%ORS-41或NNR/1600或1800 mg/L HPAM溶液(0.30PV),采收率增值为13.5%~16.0%,最终采收率为66.4%~70.5%,含水曲线表明聚驱和复合驱过程中有油墙产生;NNR体系界面张力为10-2mN/m,ORS-41体系为10-1mN/m。在不同直径、连接有不同直径盲端的平行流道微观模型上,直接观察到水驱、聚驱后复合驱的波及区域明显大于水驱后聚驱的波及区域,聚驱后水驱油藏实施低碱三元复合驱可进一步增大波及体积。图5表1参4。     

低界面张力氮气泡沫驱提高采收率实验

通过泡沫综合性能评价及油水界面张力测试,优选了低界面张力氮气泡沫体系,优化了注入参数,对比了泡沫驱、聚合物驱、低交联聚合物驱、聚合物/表面活性剂二元复合驱提高采收率的效果,并模拟现场油田进行了聚合物驱和聚合物/表面活性剂二元复合驱后低界面张力氮气泡沫驱实验。优选的低界面张力氮气泡沫体系配方为:0.3%复合起泡剂(椰油酰胺甜菜碱DK+烷基醇胺PM(5∶1))+0.1%稳泡剂PA(天然高分子衍生物),该体系与原油间的界面张力为0.0531 m N/m,泡沫综合指数Fq为10312.5 m L·min;最佳气液比为1.5∶1,注入方式为共混注入,注入速度72 m L/h。驱油实验表明,该低界面张力氮气泡沫驱体系的驱油效果(提高采收率11.4%)优于表面活性剂/聚合物(SP)二元复合驱(提高采收率9.61%)、低交联聚合物驱(提高采收率7.13%)、聚合物驱(提高采收率6.37%);在模拟该油田水驱(采出程度36%)、聚合物驱(采出程度45%)及二元复合驱(采出程度47%)后,低界面张力氮气泡沫驱仍可提高采收率10.8%。     

大庆油田无碱二元复合体系对聚合物驱后残余油作用效果研究

利用可视化驱油实验研究了聚合物/两性表面活性剂无碱二元体系的界面特性对聚合物驱后残余油的作用效果,进行了超低界面张力的无碱二元体系在人造岩心中驱替聚合物驱后残余油实验。设定水驱和化学复合驱剂量均为20 PV,保证出口含水100%及岩心中的剩余油全部为残余油。界面张力分别为10-1、10-2、10-3mN/m数量级的二元体系使聚合物驱后残余油饱和度分别下降了12.65%、14.79%、21.55%。在人造岩心驱油实验中,超低界面张力的二元体系使聚合物驱后残余油饱和度下降值达5%以上。     

Microemulsion flooding for enhanced oil recovery

Petroleum recovery methods basically consist of fluid injection aiming to displace the oil out of the rock pores. Among the methods used in enhanced oil recovery, chemical methods, which may involve microemulsion flooding, are cited. In this work, injection assays have been carried out with two types of microemulsion: one was prepared with a commercial surfactant (MCS) and another contained a surfactant synthesized in laboratory (MLS). The experiments basically consisted of the injection of fluids into cylindrical plug samples from the Assu Formation (RN, Brazil). During the microemulsion flooding, samples were collected as a function of time and the mass of oil recovered by the microemulsion was determined. From the results obtained, one could conclude that the use of microemulsion prepared with the commercial MCS allowed for recovery indices as high as 87.5%, whilst the use of the MLS microemulsion permitted recovery indices as high as 78.7%. This was mainly due to the difference in viscosity between the two microemulsions used.     

The effect of oil properties on oil recovery in dilute surfactant flooding

In this study, five different simulated oils were obtained, and their viscosities and interfacial tension between simulated oil and surfactant aqueous solution were measured. The core displacement experiments were carried out to explore the effect of oil properties on oil recovery in dilute surfactant flooding. Single-core experimental results indicated that a relatively low oil/water interfacial tension level might have a bigger contribution to improve oil recovery, despite a favorable mobility control being of importance. Parallel cores experimental results illustrated that the higher the permeability contrast, the lower the oil/water interfacial tension that was required to mobilize the low-permeability core.     

Low gas-liquid ratio foam flooding for conventional heavy oil

The recovery of heavy oil by water flooding is 10% lower than that of conventional crude oil,so enhanced oil recovery (EOR) is of great significance for heavy oil.In this paper,foam flooding with a gas-liquid ratio (GLR) of 0.2:1 for the Zhuangxi heavy oil (325 mPa·s at 55 °C) was performed on cores,sand packs and plate model.In sand pack tests,polymer enhanced foam flooding increased oil recovery by 39.8%,which was 11.4% higher than that for alkali/surfactant/polymer (ASP) flooding under the same conditions.Polymer enhanced foam flooding in plate models shows that the low GLR foam flooding increased oil recovery by about 30%,even when the extended water flooding was finished at 90% water cut.Moreover,it was discovered by microscopy that foam was more stable in heavy oil than in light oil.These results confirm that low GLR foam flooding is a promising technology for displacing conventional heavy oil.     

非混相二氧化碳开采稠油

对埋藏深、油层薄、含油饱和度或孔隙度小的中等粘度稠油油藏来说，采用热采法开采不经济，需寻求一种开采效果比较好的非热采方法。该本通过对非混相二氧化碳开采稠油的室内研究和矿场试验的调研，证明非混相二氧化碳是开采这类稠油油藏的有效方法。     

缔合聚合物在低渗透油层中驱油研究

针对低渗透油层能否进行缔合聚合物驱的问题,运用室内物理模拟实验对9块渗透率小于100×10-3μm2的不同岩心进行了研究。结果表明缔合聚合物在低渗透油层中具有一定的驱油效果。确定了适合缔合聚合物在低渗透油层中驱油的最低渗透率临界值40×10-3μm2;同时在相同的渗透率条件下,加大注入量能使缔合聚合物在低渗油层中驱油的采收率提高幅度更大,并且在要达到相同的提高采收率值的情况下,加大注入量的油层适应范围更宽。该结论为低渗透油藏进行缔合聚合物驱的决策提供了重要参考。     

极限含水条件下三元复合驱及聚合物驱提高采收率效果分析

以大庆油田杏二西油层为例，探讨长期含水100％、地层中的原油以残余油为主条件下化学驱提高原油采收率的问题。在杏二西油层实施了三元复合驱试验，中心井区提高采收率幅度达19．46％，表明对于水驱采出程度非常高、地层中的原油主要是残余油的油层，采用三元复合驱可大规模驱动残余油、大幅度提高驱油效率。三元复合驱提高采收率机理是大幅度提高驱油效率及扩大波及体积，而聚合物驱则仅通过扩大波及体积提高油田采收率，无法提高驱油效率。油田大量实际资料和杏二西油层数值模拟研究表明，对高含水、以残余油为主的油层采用聚合物驱不能提高驱油效率，因而其提高采收率幅度低，对类似杏二西油藏条件的油层不宜采用聚合物驱，而宜采用三元复合驱提高采收率。图4参24     

渤海X油田聚驱后不同化学驱注入段塞优选及剩余油分布研究

渤海X油田自实施聚合物驱以来,含水上升较快,注聚井的吸水剖面反转现象严重,为改善开发效果,模拟地质油藏特征和开发情况,应用三层非均质平板岩心模型,开展了不同类型化学驱室内实验研究和合理段塞注入方式优选,结果表明:聚表二元驱能够有效改善聚合物驱过程中的剖面反转现象,有效扩大波及体积;优选的段塞注入方式为:0.1 PV(0.25%表面活性剂+2 000 mg/L聚合物)+0.3 PV(0.2%表面活性剂+1 500 mg/L聚合物),优选的聚表二元驱段塞注入方式比聚合物驱提高采收率8.6%。     

稠油油藏热力泡沫复合驱数值模拟研究

以河南油田某区块为例,研究了蒸汽吞吐开发后储层地质特征,并进行了蒸汽吞吐转热力泡沫复合驱方案优化设计。研究发现,蒸汽吞吐结束后储层中仍有大量的剩余油,主要集中在油藏下部储层和距离井点较远的区域;蒸汽吞吐后,储层平均压力大幅降低,有利于蒸汽吞吐转蒸汽驱、蒸汽氮气泡沫驱接替技术的开展;油藏上部储层温度大幅升高并在井间形成有效热连通通道,利于热力泡沫复合驱过程中泡沫流体封堵上部储层,改善吸汽剖面。对该区块进行方案优化设计,蒸汽吞吐转热力泡沫复合驱最佳气液比为2∶1,最佳注入量为0.1 PV,最佳注入方式为段塞式注入,同时发泡方式宜采取地上发泡-伴随注入。     

聚驱后油层提高采收率驱油方法

大庆油田已开展了聚驱后高浓度聚驱和三元复合驱现场试验,这2种驱油方法虽可取得一定的技术效果,但聚合物用量大、经济效益低。为实现低成本高效开采,在深刻认识聚驱后油层特点的基础上,依据堵调驱相结合的技术路线,应用物理模拟实验和配方优化技术,进一步研究了3种新型驱油方法：①"调堵剂+驱油体系"组合注入驱油方法,该方法通过低初黏凝胶调剖后再注入三元体系,特点是可大幅降低聚合物用量,较单纯三元复合驱可提高采收率2.1%,节省聚合物用量25%;②研发了非均相复合驱油体系,该体系由连续相三元溶液和非连续相PPG颗粒组成,可实现动态调整、动态驱替,聚驱后非均相复合驱可提高采收率13.6%,较三元复合驱可提高采收率3.4%;③研发了聚驱后插层聚合物复合驱驱油方法,插层聚合物具有残余阻力系数大于阻力系数的特点,调堵能力强于普通聚合物,聚驱后可提高采收率15.9%。鉴于上述3种新型驱油方法室内实验取得的较好效果,且较普通三元复合驱大幅降低化学剂用量,拟开展现场试验以提高油田采收率。     

化学辅助蒸汽驱受效剩余油分布特征研究

基于数值模拟方法研究了表面活性剂、泡沫及活性剂/泡沫复合体系辅助蒸汽驱开发效果,分析了不同化学剂辅助蒸汽驱受效剩余油在油藏中的分布特征,讨论了蒸汽干度、表面活性剂质量分数对表面活性剂辅助蒸汽驱受效剩余油分布的影响.研究结果表明:表面活性剂辅助蒸汽驱受效剩余油主要分布于注汽井附近,垂向分布呈“漏斗”形状;泡沫辅助蒸汽驱受...