驱油用高温起泡剂实验评价

选择某商品阴离子起泡剂用于胜利孤岛油田渤21块稠油油藏的热(85℃)氮气泡沫驱。在25℃测定了泡沫体积和半衰期及长填砂管模型中的阻力因子,确定气液比应在0.5~1.0范围,最佳值为0.5,起泡剂溶液浓度应在0.3%~0.5%,最佳值为0.3%。在渗透率1.91μm2、用目的油藏油井原油(20℃、85℃密度分别为0.9793和0.9377 g/cm3)饱和的长管模型上,氮气泡沫驱采收率为41.6%,比热水驱采收率高21.3%;在注入初期压差下降之后,注泡沫压差持续上升。在饱和同一原油、渗透率分别为5.59和1.02μm2的并联双长管模型上,氮气泡沫驱的采收率分别为69.8%和58.3%,平均值63.8%,而在5.60和1.11μm2的饱和原油并联双长管模型上,热水驱的采收率分别为43.3%和13.8%,平均值32.6%;压差曲线表明氮气泡沫改善波及体积的效果更好。图8表4参6。     

高含水稀油油藏蒸汽驱过程中原油组成性质的变化

在大庆葡Ⅰ组非均质砂岩油藏的葡71-75井区进行了稀油(地下粘度4.9 mPa.s)蒸汽驱试验。试验区水驱采出程度22.62%,综合含水82.87%,包含1口注入井和分属不同井网的7口采油井。取3口典型采油井,测定注汽前、注汽78天和120天时采出原油组成、性质的变化。结果表明,在汽驱过程中采出原油的密度、凝固点、含蜡、含胶质沥青质及运动粘度下降;初馏点显著降低(120℃→84℃→75℃),总馏量和300℃前各馏分量增多;50~90℃动力粘度在汽驱120天时最低,汽驱78天时略高于汽驱前;气油比增大;全烃分析表明汽驱后采出油轻质馏分增多,成熟度提高。基于前人关于蒸汽驱中产生热水蒸馏混合带的见解,利用所得分析测试数据,讨论了稀油蒸汽驱油机理:初期以热膨胀为主,中期为热膨胀、蒸汽蒸馏和降粘,后期为蒸汽蒸馏。图5表3参6。     

稠油油藏聚驱后采出液脱水用破乳剂

泽70断块稠油油藏实施可流动聚合物凝胶驱后，采出液脱水困难，使用一种常规聚驱后采出液破乳剂，加量1000mg／L，60℃时脱水率只有30％，脱出水含油最高达20％。研制了由30％～70％多亚乙基多胺起始嵌段聚醚，25％～65％TDI扩链的酚醛树脂起始嵌段聚醚及0．05％～2％N-乙基全氟辛基磺酰胺聚氧乙烯醚组成、干剂含量为45％～65％的水基破乳剂。给出了制备两种嵌段聚醚的原料配方。按基本配方制备的破乳剂样品，有3种在55℃下加量100mg／L时，对泽70断块混合原油样的90min脱水率分别为96．3％、958％、95．3％，脱出水清，油水界面齐；改变加量（30～150mg／L）在50℃考察脱水性能，求得最佳加量为100mg/L，此加量的3种破乳剂90min脱水率分别为96．4％、95．3％、94、2％。将有效物含量55％的第一种破乳剂投入现场试应用，加量80mg／L时脱水原油含水小于0．2％，脱出污水含油小于50mg／L。表2参1。     

底水稠油油藏热采开发特征及控水措施研究

热采是提高稠油油藏油井产能、采油速度和采收率的有效方式,但对于存在大量底水的稠油油藏,底水对热采的开发效果有较大的影响。该文通过机理数值模拟,重点分析了稠油油藏底水对热采效果的影响,提出了合理控制生产压差、降低排液速度和增加非渗透隔板等改善底水稠油油藏热采开发效果的措施,研究结果对渤海稠油油田的开发具有一定的指导意义。     

低渗水敏油藏黏土稳定剂KS-1的性能

胜利油区90%以上低渗砂岩油藏有不同程度的水敏性,其中42.1%属中强水敏。针对低渗水敏性油藏研发的黏土稳定剂KS-1,为齐聚物型有机聚季铵盐,相对分子质量适中,为3000~5000。该剂与胜利油区矿化度0.917~14.4 g/L的各种注入水(清水和污水)配伍。使用气测渗透率3.2×10-3~27.1×10-3μm2的中等和强水敏储层岩心,以2%KCl溶液渗透率为基准,考察以5 PV KS-1溶液处理后再注入30 PV注入水及蒸馏水时的渗透率保留率,结果表明当KS-1质量分数≥0.68%时,保留率均>90%,最高达99.5%,而岩心未经KS-1处理时保留率仅5.4%~64.3%;25℃和90℃下的实验结果相差很小;经KS-1处理的极强和中强水敏岩心中注入100 PV蒸馏水时,渗透率保留率在90%以上,蒸馏水注入量达300 PV时在82%以上,表明KS-1抗冲刷能力强。KS-1质量分数为0.34%或KS-1溶液注入量为2 PV时,黏土稳定效果差。图2表2参5。     

单家寺稠油降粘剂SJ及其O/W型乳状液流变性研究

报道了乳化降粘剂SJ对单家寺稠油的乳化降粘作用。SJ为含少量无机碱和盐的石油磺酸盐、非离子表面活性剂的混合物 ,在 30 0℃、3.4 5MPa下热处理 2 4h后使用。实验油样为单家寺一口井所产超稠油 ,含胶质 31.9% ,含沥青质 9.1% ,酸值 1.83mgKOH/g油 ,5 0℃、1.2s-1粘度 6 3.4Pa·s。水样为该油田采出水 ,矿化度 19.5 g/L。在大范围内变化SJ加量和油水体积比 ,求得乳化剂在水中的最佳加量为 0 .3%～ 0 .5 % ,最佳油水比为 80∶2 0～70∶30 ,所得O/W型稠油乳状液 5 0℃、1.2s-1下的粘度为 4 2 0～ 180mPa·s,在 5 0℃放置 90min后脱水率 >92 %。SJ的乳化降粘性能和形成的乳状液稳定性均符合稠油生产要求。在 6 0℃、剪切速率 5 0～ 12 0 0s-1范围考察了SJ用量 0 .3%、油水比 80∶2 0～ 2 0∶80的 5个O/W乳状液的粘度 剪切速率关系 ,发现乳状液的粘度均随剪切速率增大而减小 ,在剪切速率 >10 0 0s-1后不再变化 ,但假塑性随油水比减小而减小。在 30～ 70℃范围乳状液流变性变化规律相似。图 1表 2参 3     

胜利油田单六块超稠油乳化降粘室内实验研究

在实验室评价了质量比7/3的阴离子/非离子混合表面活性剂降粘剂SB 3(有效物含量≥30%)对胜利滨南油田单6断块蒸汽吞吐井超稠油井筒乳化降粘的性能。所用油样为脱气脱水单6 12 X42井原油,在10s-1下50℃粘度为6.4×104mPa·s,60℃粘度为3.3×104mPa·s;水相为模拟地层水,含NaCl1.5×104mg/L,Ca2+800mg/L,Mg2+200mg/L及设定量SB 3。实验研究结果表明:体积比为90/10～50/50的原油和水在60℃时形成油包水乳状液,其粘度较原油大幅上升;在水相中加入2.0×104mg/LSB 3后,相同体积比的原油和水在60℃时形成水包油乳状液,60℃、50s-1下乳状液粘度为260mPa·s(油水体积比70/30)和～130mPa·s(60/40);温度由35℃升到80℃时,油水体积比70/30的乳状液的粘度(50s-1)由579mPa·s降至65mPa·s;SB 3加量增大时(≤5.0×104mg/L)乳状粘度还会降低;SB 3不影响稠油乳状液的化学破乳脱水。因此,SB 3可用于胜利滨南油田单6断块超稠油的井筒乳化降粘。图3表4参3。     

缩膨剂HDS-01及其缩膨降压增注技术

研制了一种不仅能防止粘土水化膨胀 ,还能使已水化膨胀粘土颗粒体积收缩的阳离子聚合物即缩膨剂HDS 0 1,用于中原卫城、马寨油田水敏储层注水井的减压增注处理。介绍了该剂的缩膨机理。以现用防膨剂SSN 13(一种聚季铵盐 )为对比剂 ,考察了HDS 0 1的应用性能 :HDS 0 1和SSN 13的缩膨率分别为 81.5 %～ 86 .2 %和 17.2 %～ 18.5 % ;防膨率分别为 84 .5 %～ 86 .2 %和 81.5 %～ 83.2 % ;储层水敏岩心在HDS 0 1和SSN 13溶液中的失重率分别为 <7%和 >6 0 % ;充填砂柱经HDS 0 1和SSN 13溶液处理后 ,冲刷出的微粒量分别为空白实验值的 1.2 5 %～ 2 .6 0 %和 96 .4 %～ 12 1.9% ,最终渗透率分别为初始值的 98.6 %～ 118%和 12 %～ 5 2 % ;常规酸化后岩心注水压力迅速回升到原值 ,缩膨处理后则稳定下降 ,长时间内回升趋势很小。现场使用的HDS 0 1溶液浓度 5 %～ 15 % ,处理半径 1.5～ 2 .0m。介绍了在 38口注水井进行HDS 0 1缩膨处理的结果 :注水压力下降 ,注水量上升 ,有效期超过 132天 ,许多对应油井增产。图 4表 3。     

韦5断块稠油油藏常温改性水驱实践与认识

苏北盆地高邮凹陷韦5块稠油油藏是近年发现的普通Ⅰ、Ⅱ级稠油油藏，具有砂泥岩薄互层中、低渗特征。自投入开发以来，韦5断块先后开展了蒸汽吞吐、酸化储层改造、微生物吞吐、高导短缝水力压裂、注常温改性水驱等多种矿场试验，取得了一定的成果与认识。本文重点介绍注常温改性水驱矿场试验情况，这将对该区块油藏下步开发工作及同类型油藏的开发具有积极的指导意义。     

水平井技术在新海27块稠油底水油藏开发中的应用

随着油气田开发技术的进步，水平井开采技术日臻完善，并在底水油藏、高角度裂缝性油藏、稠油和低渗透油藏开发中广泛应用，并取得了明显的效果。新海27块东一段是典型的稠油底水油藏，经过10多年的直井开发已进入高含水开发后期，开发调整效果较差，底水锥进严重，含水上升快。在搞清油藏地质特征和剩余油分布规律的基础上，共实施3口水平井，投产后效果很好，初期产能高，含水率低，大大提高了采油速率，取得了良好的经济效益和社会效益。