低温高盐低渗油藏表面活性剂驱油体系的筛选及评价

针对延长化182 井组长6 油层在实际采油开发过程中注采比不理想以及开发井低产、低能,地层水矿化度 和钙镁离子高导致常规表面活性剂失效等问题,研究了一种抗盐性表面活性剂驱油剂。该剂在不用螯合剂和稳 定剂的条件下,将两性-非离子Gemini 表面活性剂（PPM-12）、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠（AES-12）与十二烷基 二甲基氧化胺（OB-2）复配而得。对复配表面活性剂的配比和性能进行了优选和评价。结果表明,在表面活性剂 总加量为0.3%时,PPM-12、AES-12、OB-2 较适宜的质量比为4∶1∶1～1∶1∶4,油水界面张力均能达到10^-3 mN/m 数量级,在最佳配比2∶1∶3 下的油水界面张力可达1.2×10^-3 mN/m。复配表面活性剂的吸附性能、抗盐性能、乳化 性能和驱油效果均较好。经岩心6 次吸附后的油水界面张力仍在10-3mN/m数量级;其在油田钙镁离子浓度范围 内可达10^-3 mN/m数量级,镁离子对界面张力的影响最大,其次为钙离子,钠离子影响最小。当驱油体系加量≤ 0.25%时,乳化分水时间≤2894 s,且油水界面清晰。复配表面活性剂驱油体系在高盐低渗油藏的平均采收率增 幅达10.3%,在类似油藏有良好的应用前景。     

稠化水清洁压裂液返排液驱油技术

为解决稠化水清洁压裂液返排液清洁化处理难题, 借鉴表面活性剂驱的技术特点, 研究了返排液与原油间的界面张力、 乳化性能、 润湿反转性能、 吸附性能及提高采收率性能, 评价了稠化水清洁压裂液返排液作为驱油剂的可行性。在长庆油田长 8储层条件下, 质量分数 0.001%～ 0.03%的稠化水清洁压裂液破胶液与原油间的界面张力可达 10^-3～ 10^-2 mN/m, 在 60～ 90℃下质量分数 0.006%的破胶液与原油间的界面张力均可达到 10^-3 mN/m超低数量级。该破胶液的乳化性能优良, 质量分数 0.004%～ 0.008%的破胶液与原油形成的乳状液的析水率＜60%; 该破胶液具有润湿反转能力, 可将亲油及亲水的石英表面转变为弱亲水表面。注入 0.3 PV的质量分数0.006%的破胶液, 原油采收率在水驱基础上可提高10.04%。稠化水清洁压裂液返排液驱油技术实现了稠化水压裂返排液变废为宝、 绿色环保的目标, 同时为低渗油藏进一步提高采收率提供了技术支持。图10表1参15     

低渗透油藏表面活性剂/有机碱降压增注体系研究

在50℃下,通过室内实验优选出一种化学降压增注体系,组成为：0.05%双子表面活性剂HA-1+0.1%乙醇胺MEA+0.1%甲醇。该体系可使油-水瞬时最低界面张力降至3.78×10^-5 mN/m。考察了降压增注体系改变岩石润湿性的能力以及耐盐、耐温性能。结果表明,该体系可将油湿表面反转为水湿表面,33 h后模拟地层水与岩心表面的接触角从130°降至60°。NaCl加量为5000～20000 mg/L时,油水瞬时最低界面张力可达10^-2~10^-5 mN/m。CaCl₂加量为50~200 mg/L时,最低界面张力可达10^-3 mN/m数量级,平衡界面张力保持在10^-2 mN/m数量级。该体系适用于Na⁺加量5000～20000 mg/L、Ca²⁺加量小于200 mg/L,温度为40~70℃的油藏。岩心驱替实验结果表明,注入降压增注体系后,水驱压力降低20%,降压效果明显。     

塔中402CIII高温高盐油藏表面活性剂

针对塔中402CIII均质段油藏高温高盐高硬度的特点,优选出驱油用表面活性剂BS-12（甜菜碱）,优化了使用浓度,考察了乳化、吸附及驱油性能。实验结果表明,在油藏条件下（温度110℃、矿化度11.52×10⁴ mg/L、钙镁离子浓度7654 mg/L）,BS-12溶液与地层水有良好的配伍性,质量分数0.03%~0.05%的BS-12溶液与塔中原油间的界面张力为1.5×10^-2~5.2×10^-2 mN/m。110℃老化30 d后的界面张力仍保持在10^-2 mN/m数量级,热稳定性好。0.03%、0.05% BS-12溶液与原油形成的乳状液在放置12 h后趋于稳定,析水率分别为69%和50%,乳状液液滴分布稀疏,直径为0.3~1.0 μm。在水砂比为20:1时,0.05% BS-12在油砂表面的静态吸附量为6.592 mg/g。动态吸附量为4.938 mg/g,动态吸附滞留量为1.411 mg/g。岩心驱替实验表明,注入0.2%、0.3 PV表面活性剂后,采收率增幅可达4.14%。     

渣油磺酸盐表面活性剂对晋45断块高温油田的适应性评价

通过对渣油磺酸盐在晋45断块高温油田溶解性、界面张力、稳定性、吸附量及驱油效率的测定,研究渣油磺酸盐在高温油田的驱油性能。结果表明,该表面活性剂在晋45断块油藏条件下,具有较好的溶解性,与该断块脱水原油的界面张力可以达到10-3mN/m数量级;注入浓度0.3%时,在晋45断块岩心上的吸附量小于2 mg/g油砂;0.2%表面活性剂自发吸吮采收率达到25%。室内岩心驱油试验结果表明,0.2%表面活性剂注入0.3 PV可比水驱提高采收率13个百分点以上。研究认为,该表面活性剂可以较大幅度地提高晋45断块油藏采收率。     

低界面张力小分子驱油剂提高低渗透油藏采收率技术

对低渗透油藏注入性差、洗油效率低,水驱无法有效提高采收率等问题,提出了一种低界面张力小分子 驱油剂（LST溶液）提高低渗透油藏采收率新技术,评价了该驱油剂的界面活性、增黏性、乳化性、润湿性及其油 藏环境适应性和驱油效果。结果表明,该驱油剂具有良好的界面活性和增黏性。在6788.23mg/L的矿化水中, 质量分数为0.4%时的LST溶液的油水界面张力为0.012mN/m,且黏度与油藏原油黏度（3.4mPa·s）相近。LST 溶液具有较好的油水乳化能力,可改善油藏水润湿性。在47.2℃、油水比为1∶1的条件下,LST乳状液的稳定时 间为120min。岩心经LST溶液处理后,水相接触角由57.0°降至12.5°,油相接触角由24.3°增至38.6°。LST溶液 具有良好的静态抗吸附性能,经岩心3次吸附后,LST残液与原油间的界面张力仍能达到10^-2mN/m数量级,黏度 达2.895 mPa·s,乳状液静置10、120min的析水率分别为38.6%、73.4%。LST溶液的耐盐性能较好。在矿化度为 16 570 mg/L的环境下,其油水界面张力低于7×10^-2mN/m、黏度为3.06mPa·s。LST溶液的驱油效果较好,可有 效封堵高渗透孔道,启动低渗透孔道残余油。注入0.4PV0.4%LST溶液可使均质岩心（0.05μm²）的水驱驱油 效率提高11.21百分点,非均质岩心（级差3～10）水驱后的综合采收率提高6.55百分点～19.41百分点。LST 溶液可以实现低剂量或低成本有效提高水驱采收率,在低渗透非均质油藏化学驱提高采收率方面具有较好的 应用前景。     

表面活性剂DPS的性能优化研究

为了明确各种助剂对石油磺酸盐界面活性的影响进而优化表面活性剂性能,通过对表面活性剂DPS分离提纯,在提取物石油磺酸盐添加不同类型、不同浓度的无机盐、碱、醇,测定各混合溶液与原油的界面张力,研究了影响石油磺酸盐表面活性剂界面活性的三个主要因素,给出了表面活性剂DPS的优化配方GDPS,并与原表 面活性剂DPS进行了对比。研究结果表明,不同类型的碱、无机盐和醇在一定浓度下可以分别使石油磺酸盐溶液与原油间的界面张力达到10^-3、10^-2和10^-1mN/m数量级。优化后表面活性剂GDPS中的最佳助剂为碳酸钠、氯化钠、正辛醇,加量分别为0.8%、8%和0.2%。与原表面活性剂DPS相比,优化后表面活性剂GDPS溶液与原油间的界面张力值降低了一个数量级,达到最低界面张力的最小质量分数降低了20%。图5 参10     

表面活性剂驱油性能评价及其在低渗透油田的应用

结合低渗透油田储层和化学驱油技术特点,考察了双子型表面活性剂驱油剂YC-2 表界面活性、乳化能力及驱油效果。实验结果表明,该驱油剂在浓度为3000mg/L时的表面张力可以达到30mN/m左右,与原油间的界面张力可以达到10^-3mN/m超低数量级,并且对NaCl和CaCl₂ 体现出较强的抗盐能力;表面活性剂YC-2 溶液/原油乳液体系析水快,有利于产出液的破乳。驱油实验结果表明,浓度为3000mg/L的表面活性剂YC-2 溶液在气测渗透率为0.3541× 10-3μm²岩心水驱（采收率50%）基础上可进一步提高采收率15% 以上;该表面活性剂适用于低渗透油层驱油,随着岩心渗透率的提高,表面活性剂驱油效率降低。该驱油剂产品已在延长油田青化砭、瓦窑堡、青平川等采油厂应用,取得了显著的驱油效果。     

80℃高温油藏聚驱后复合驱油体系性能评价

针对聚合物驱后双河油田80℃高温油藏,从10种表面活性剂中筛选了石油磺酸盐表面活性剂1#,研究了表面活性剂浓度、聚合物浓度、矿化度、新鲜污水等因素对二元体系界面张力的影响,并对二元体系的长期热稳定性、表面活性剂的静态吸附量、注入性、段塞选择和岩心驱油实验进行评价。研究结果表明:1#表面活性剂具有很好界面活性,质量分数在0.1%～0.5%范围内均可达到10^-3 mN/m数量级的超低界面张力,聚合物浓度对二元体系界面张力影响不大。二元体系具有很好的抗盐性和长期热稳定性,老化90 d后的界面张力仍能保持10^-2mN/m数量级。二元体系中表面活性剂在双河油砂上的吸附量要小于单一表面活性剂的吸附量。该二元体系具有良好的注入性。岩心驱油实验表明:低界面张力的二元体系提高采收率的幅度大,聚合物浓度1800mg/L、表面活性剂浓度3000 mg/L的二元体系在聚驱后可提高采收率10.26%。     

克拉玛依油田B21井区油藏表面活性剂性能评价

为了评价克拉玛依油田B21井区二类砾岩油藏驱油用HW表面活性剂的可行性,评价了表面活性剂界面活性、稳定性、乳化性能和模拟驱油性能。结果表明：HW表面活性剂质量分数为0.1%~0.5%时,界面张力在10-2 mN/m量级,最小界面张力为0.006 0 mN/m,该表面活性剂具有良好的稳定性,长期放置界面张力不发生明显变化,有利于通过降低界面张力提高原油采收率;表面活性剂的质量分数和水油比均对其乳化性能有显著影响,乳化能力随质量分数增加而增大,破乳后析出水较为清澈且界面清晰,有利于表面活性剂驱油后的油水分离。驱油实验结果显示,质量分数为0.3%的HW表面活性剂溶液可提高采收率10.5%     

界面张力对普通稠油驱油效率的影响研究

测量不同矿化度下的单纯阴离子-非离子表面活性剂9AS-3-0与桩106-15-×18井普通稠油原油之间的界面张力,发现单纯表面活性剂的动态界面张力平衡值与动态平衡界面张力最低值基本相同;通过驱油实验发现,在实验条件下,选取了两种不同界面张力的表面活性剂体系,当界面张力较大(0.25 mN/m)时,水驱后不能提高采收率,而在界面张力较小(0.02 mN/m)的情况下,能够提高水驱后采收率4.31%,进一步验证了低界面张力是表面活性剂驱提高采收率的最基本的机理,界面张力的降低有利于洗油效率的增大,同时被洗下来的油滴堵塞流动通道,也增加了波及面积。     

强乳化复合表面活性剂驱油体系研究与应用

表面活性剂的乳化能力强弱对提高低渗透油藏水驱开发后的驱油效果影响较大,为了增强表面活性剂驱 油体系的乳化性能、提高驱油效率,将具有良好界面活性的阴-非双子表面活性剂GEY-2 和具有较强乳化能力的 非离子表面活性剂6501 复配,研制出了一种适合低渗透油藏的强乳化复合表面活性剂驱油体系,并对其综合性 能进行了评价。结果表明：强乳化复合表面活性剂驱油体系具有良好的耐温性能和耐盐性能,在高温高矿化度 条件下,配方为2000 mg/L GEY-2+3000 mg/L 6501 的驱油体系仍能保持10^-3mN/m超低数量级的油水界面张力, 该驱油体系与储层原油按照7∶3 所形成乳状液在75 ℃下放置10 min 和100 min 后的乳化水率仍能达到90.2%和 61.2%,具有较高的乳化性能。该驱油体系具有良好的抗吸附性能,可以减少驱油剂的浪费,有效保证驱油效 果。该驱油体系对低渗透岩心的驱油效果较好,当岩心渗透率为11.38×10^-3 μm²时,水驱结束后注入0.5 PV强乳 化复合表面活性剂驱油体系可使采收率继续提高20%以上。现场应用结果表明,H油田低渗区块实施强乳化复 合表面活性剂驱油措施后,注入井压力有所升高,对应油井日产油量从措施前的2.20 t 升至5.41 t,平均含水率从 措施前的89.2%降低至71.5%,达到了较好的增油效果。     

低渗透油藏表面活性剂驱油体系的室内研究

通过对降低界面张力能力、乳化能力、改变岩石润湿性能力、吸附量以及驱油效率的评价,研究了SHSA-03-JS表面活性剂用于江苏油田沙七断块油藏表面活性剂驱的性能,并对低渗透油藏表面活性剂驱油机理进行了探究。结果表明,SHSA-03-JS表面活性剂溶液用于江苏油田沙七断块油藏原油时,在0.05%～0.6%浓度范围内油水界面张力均可达到10-2 mN/m的数量级,在0.1%～0.3%浓度范围内可达到10-3 mN/m的超低数量级;同时,该表面活性剂能使油湿石英片向水湿方向转变;在初始浓度0.3%时,表面活性剂在油砂的吸附量为4.78mg/g,能够满足江苏油田沙七断块表面活性剂驱的要求。室内岩心模拟驱油实验结果表明,当SHSA-03-JS表面活性剂浓度为0.3%时,表面活性剂驱可比水驱提高采收率11.47%。SHSA-03-JS表面活性剂能够满足江苏油田沙七断块进行表面活性剂驱的要求。     

OCS表面活性剂用于大港油田枣1219断块表面活性剂驱的室内研究

通过界面张力、增溶率、吸附量以及驱油效率的测定,研究了OCS表面活性剂用于大港油田枣1219断块油藏表面活性剂驱的性能。结果表明,OCS表面活性剂用于大港油田枣1219断块油藏原油时,油水界面张力均可以达到1×10-2mN/m的数量级,最低可以达到1×10-3mN/m。在注入浓度0.5%时,OCS表面活性剂在大港油田枣1219断块岩心上的吸附量小于2mg/g油砂。室内岩心驱油试验结果表明,当OCS表面活性剂的浓度为0.5%时,OCS表面活性剂驱可比水驱提高采收率12.2%。可以满足大港油田枣1219断块油藏进行表面活性剂驱的要求。     

高温高盐油藏表面活性剂研发与试验

化学驱技术是油田开发进一步提高采收率的重要手段,但在90℃以上的高温高盐油藏中面临挑战。针对大港油田南部高温高盐油藏特征,研制了耐温抗盐的原位乳化表面活性剂产品BJ-G-77。该产品不仅能够降低油水流度比,而且还具有较好的洗油能力,因此可以驱替更多残余油。原位乳化表面活性剂是由高浊点的非离子表面活性剂组合和乳化增粘组分复配而成。性能评价结果表明,0.3%BJ-G-77水溶液能使油水界面张力降低至10^-3 mN/m数量级,同时具有优异的乳化增粘和抗吸附性能。室内单岩心物模实验在水驱基础上提高采收率16.9%;渗透率级差为3的并联岩心驱油实验结果表明,BJ-G-77溶液能够降低油水流度比,进一步提高采收率20.3%。该产品在W27断块官77-60井组进行了现场试验,油井见到明显的增油降水效果。现场试验表明,原位乳化驱油表面活性剂应用于高温高盐油藏可以提高采收率。该表面活性剂的开发为其他不同油藏提高采收率、开发系列化产品及扩大储层适应性提供了指导。     

一种阴-非离子表面活性剂在安塞油田长6油藏适应性研究

对室内研发了一种阴-非离子型表面活性剂开展油藏适应性研究,测试了界面张力、乳化能力、油藏配伍性、岩心室内驱油实验。结果表明,该表面活性剂与安塞油田长6油藏原油的最终界面张力维持在10-3m N/m数量级,耐盐、耐温性较好,对原油具有较强的乳化能力,并且与安塞油田注入水配伍性良好,0.5%的质量分数下较水驱提高采收率12%以上,能满足安塞油田表面活性剂驱油的要求。现场试验10个井组,对应油井含水下降3.7%、增油效果明显,表明该表面活性剂在安塞油田长6油藏具有较好的适应性。     

边底水油藏化学驱提高采收率实验研究

为探索冀东油田高浅南油藏化学驱提高采收率技术,研制适应油藏条件的驱油用表面活性剂,利用均质岩心模型和3层非均质岩心模型开展化学驱驱油实验,对该油藏化学驱提高采收率的可行性进行综合评价。实验结果表明:研制的表面活性剂降低油水间界面张力的能力较强,浓度为0.3%时油水界面张力即可达到10~(-3)mN/m数量级,拥有很强的提高驱油效率的能力;该表面活性剂对高浅南油藏具有较好的驱油效果,可在水驱基础上继续提高采收率15.00个百分点。研究认为,对于冀东油田高浅南油藏,采用单一表面活性剂驱采收率提高幅度较小,而采用调剖堵水+表面活性剂驱技术对提高采收率有明显效果。建议对于非均质性较弱的油藏,提高采收率应以提高驱油效率为主,对于非均质性较强的油藏,提高采收率应以提高波及效率为先。该研究结果对同类油藏提高采收率具有一定的借鉴意义。     

表面活性剂改善稠油油藏水驱开发效果实验研究——以东辛油田深层稠油油藏为例

针对深层稠油油藏原油粘度高、渗流阻力大、常规水驱效果差、水井注入压力高及注入能力低等现状,以东辛油田深层稠油油藏为例,在评价表面活性剂适应性的基础上,通过低界面张力活性体系室内岩心驱替实验,研究了界面张力、渗透率、注入量和注入速度4因素对表面活性剂改善水驱效果的影响。结果表明:使用的表面活性剂与研究区块的注入流体具有很好的配伍性,表现出较好的降低油水界面张力的能力,质量分数为0.01%的表面活性剂溶液与模拟油的界面张力在70℃时最低可达10-2mN/m数量级;一次水驱结束后注入表面活性剂溶液段塞,可降低注入压力,改善水驱开发效果,并且当油水界面张力越低、注入量越大、注入速度越低时,二次水驱降压效果越好,采收率提高幅度越大,降压率最高为18.0%,采收率最大可提高15.7%;在相同实验条件下,当气测渗透率由256.65×10-3μm2降至36.16×10-3μm2,注入0.7倍孔隙体积表面活性剂溶液后,二次水驱降压率由17.1%降至10.0%,采收率提高幅度由15.7%降至11.7%,说明当渗透率较低时,因渗流条件变差,导致表面活性剂改善水驱效果变差。     

双河油田V_(1-10)层系聚驱后二元复合驱配方筛选与评价

针对聚驱后双河油田V1-10层系,优选出表面活性剂S-1、S-2,研究了表面活性剂和聚合物质量分数对二元体系界面张力的影响,并对二元体系的长期热稳定性、对原油的乳化性能、抗吸附性能、微观驱油、宏观岩心驱油实验进行评价。研究结果表明:两种表面活性剂都具有较好界面活性,二元体系在0.10%～0.35%质量分数范围内均可达到10-3mN/m数量级的超低界面张力;聚合物质量分数对二元体系界面张力影响不大;两种二元体系具有较好的长期热稳定性,老化90d后,界面张力能保持10-2mN/m数量级;S-2表面活性剂抗多次吸附的能力强于S-1;S-2表面活性剂微观和岩心驱油效率高于S-1。综合两种表面活性剂性能,选择S-2表面活性剂作为双河油田V1-10层系的二元复合驱的驱剂。     

表面活性剂提高致密油藏渗吸采收率研究

为了明确表面活性剂改变岩石润湿性及降低界面张力的特性对致密油藏渗吸采油的作用效果,获得表面活性剂渗吸采油的有利条件,通过测量岩心接触角和表面活性剂溶液与油间的界面张力,研究了3 种常用表面活性剂重烷基苯石油磺酸盐（ZPS）、十二烷基苯磺酸盐（SDBS）和磺基甜菜碱（SB）对致密岩心渗吸采收率的影响,分析了自发渗吸机理。结果表明,阴离子表面活性剂改变岩心润湿性的能力好于非离子表面活性剂,两种阴离子表面活性剂（ZPS、SDBS）将岩心表面由油湿反转为水湿,非离子表面活性剂（SB）降低了岩心表面接触角,但未达到润湿反转的效果;油湿岩心介质在注入水溶液中不发生渗吸,表面活性剂引起的接触角改变可实现油湿岩心渗吸采油;岩心原始润湿性影响渗吸采收率,渗吸采收率增幅从大到小依次为水湿岩心>中性岩心>油湿岩心;三种表面活性剂均可使界面张力降至最佳渗吸界面张力范围10^-1～10^-2mN/m,油水界面张力的降低有利于提高岩心自发渗吸采收率。图1 表1 参12