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。     

表面活性剂-聚合物二元复合驱油体系性能研究

表面活性剂DWS与大庆原油形成超低油水界面张力,矿化度对油水界面张力的影响不明显;表面活性剂不影响聚丙烯酰胺的增黏性能,与聚合物配伍性好,但在油砂上的吸附量相对较大。在低渗透天然岩心上,水驱后二元复合驱平均提高采收率12.0%。在近似黏度和界面张力条件下,三元复合体系比二元复合体系多提高采收率3~5个百分点,但三元复合体系比二元体系的化学剂成本高。亲水亲油平衡是无碱表面活性剂形成超低界面张力的机理,疏水碳链长,相对分子质量大是无碱表面活性剂的一个特征。合成无碱表面活性剂的方向包括选用更长的单一疏水碳链,或合成含两个疏水碳链的双子表面活性剂。     

针对ANDES油田的抗高温高盐二元复合驱油体系研究

ANDES油田属于高温(96℃)、高盐(71.5 g/L)油藏。在此条件下,将耐温耐盐理想的疏水缔合聚合物AP-P5与4种表面活性剂复配,发现0.3%的磺酸盐(MJ2)或大庆石油磺酸盐(DQ)与2500mg/LAP-P5形成的二元体系界面张力可以达到10~(-3)mN/m数量级。考察了温度、矿化度对这两种二元复合体系黏度的影响。结果表明,两种二元复合体系黏度随着温度、矿化度的增加而降低。在96℃、矿化度为70 g/L的条件下,3000 mg/L AP-P5+0.3%MJ2+稳定剂硫脲二元复合体系的黏度为99.4mPa·s,达到现场要求。并且该二元体系在此条件下放置两个月后,黏度趋于稳定,界面张力波动幅度不大。室内物理模拟驱油实验中,当二元复合体系注入体积为0.65 PV时,采收率增幅最大(24.5%)。前期水驱至含水85%+0.65 PV(3000 mg/L AP-P5+0.3%MJ2)+后期水驱至出口含水98%为最佳驱油方案。     

海上油田聚合物/表面活性剂二元复合驱流度优化设计

锦州Z油田是国内首个实施聚合物/表面活性剂二元复合驱的海上油田。随着油田开发的深入,各井组间生产特征出现较大差异,原方案单一的注剂质量浓度已经不能满足油田均衡驱替的要求。为使注剂质量浓度能够更好地匹配井组生产特征,基于流动优化设计理论,在界面张力降低条件下,根据不同界面张力和含水率阶段的相对渗透率曲线变化情况,并结合驱替相段塞黏度与质量浓度关系和渗透率下降程度,建立了二元复合驱流度控制方程和流度优化设计图版。该方法应用于锦州Z油田矿场试验后发现,相比于原方案,预测提高采收率1.6百分点,节约表面活性剂和聚合物干粉用量共计536 t,实现了降本增效的目的。     

抗盐聚合物凝胶/表面活性剂复合调驱技术

针对高温高盐储层常规化学驱油措施效果较差的问题,将耐温抗盐型聚合物凝胶和表面活性剂相结合,提出了新型聚合物凝胶/表面活性剂复合调驱技术,室内评价了复合调驱体系的耐温抗盐性能、配伍性、调剖效果以及驱油效果。结果表明,复合调驱体系具有良好的耐温抗盐性能;新型聚合物凝胶在高温高盐条件下具有良好的调剖效果,且填砂管渗透率级差越大,剖面改善效果越好;复合调驱体系的驱油效果明显优于单独注聚合物凝胶或表面活性剂,其结合了新型聚合物凝胶的调剖作用与表面活性剂的驱油作用,能使岩心水驱后的采收率继续提高25%以上。矿场试验结果表明,实施新型聚合物凝胶/表面活性剂复合调驱技术措施后,目标区块内注水井的注入压力明显升高,对应生产井的日产油量上升,含水率下降,起到了良好的增油控水效果。     

中原油田濮83块高温高盐油藏表面活性剂/生物聚合物二元复合驱油体系研究

中原油田濮83断块砂岩油藏温度79℃,产出水矿化度153～160 g/L,含Ca2++Mg2+3.0～4.5 g/L.将2种耐温抗盐表面活性剂(WPS-A和WA-18)在矿化度120 g/L、含Ca2++Mg2+4.15 g/L的等体积比产出水、注入水混合水中配成溶液,在82℃下老化12小时后测定界面张力,绘制界面活性图,得到低界面张力体系配方1.5 g/L石油磺酸盐WPS-A+1.0 g/L两性表面活性剂WA-18.该体系在矿化度110～150 g/L或pH值4～10范围或在82℃老化61天后仍维持10-3 mN/m超低界面张力.加入生物聚合物使该体系粘度增大,但不影响体系界面张力.由此得到适用于濮83块油藏的SP二元复合驱油体系1.5 g/LWPS-A+1.0 g/L WA-18+1.0 g/L生物聚合物,该体系在82℃老化45天后界面张力维持超低值,粘度为10 mPa·s.在物理实验模拟中注入0.5 PV该驱油剂使采收率在水驱基础上(27.47%)提高至48.08%.在计算机模拟中,在濮83-1井注入由3.0 g/L WPS-A+WA-18、2.0 g/L生物聚合物组成的SP段塞0.2 PV,1.0 g/L生物聚合物段塞0.1 PV,提高采收率13.66%.图2表3参6.     

聚合物与表面活性剂二元驱油体系界面性质研究

将沟槽式界面粘度计及其改进测定方法用于聚合物与表面活性剂二元驱油体系的界面性质研究，应用均匀设计方法安排实验方案，得到了不同条例上的表面粘度和与模拟油之间的界面粘度，用逐步因归分析方法对所测得的界面参数进行回归分析，得出了聚合物浓度、表面活性剂浓度和矿化度等因素对界面性质影响的初步规律。     

聚合物及聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系在超长岩心中运移规律

为了获得聚合物及聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系在油层中真实的运移规律,采用J油田油砂建立15 m超长岩心物理驱油实验模型,利用现场在用聚合物3640(丙烯酰胺、丙烯酸共聚物,相对分子质量2000万,水解度20%,浓度1200 mg/L)和表面活性剂HDS(由α-烯烃磺酸盐与APG等表面活性剂按比例复配而成,浓度2000 mg/L)配制二元复合驱体系和聚合物体系,在油藏温度57℃条件下研究了二元复合体系和聚合物驱油体系的运移情况。研究结果表明:两种体系中聚合物浓度和黏度均随着运移距离的增大而降低,聚合物溶液的黏度损失程度比浓度更严重。二元复合驱与聚合物驱相比注入压力低,采收率提高4.94%,较低的界面张力(10~(-2)m N/m数量级)仅可维持约1/2井距的距离,最终界面张力值与聚合物溶液相近。二元复合体系与原油在岩心内可形成稳定的乳状液,随着运移距离增大,表面活性剂的吸附损失会导致乳状液发生破乳、聚并。     

中原油田表面活性剂/聚合物二元复合驱技术室内研究

针对高温高盐的中原油田,考察了石油磺酸盐MJ2和DQ分别与M=2.4×107的HPAM Y2、疏水基含量0.25%的疏水缔合聚合物AP-P5组成的4个表聚二元体系98℃下的界面张力、表观黏度、耐盐性和热稳定性.配液用水为矿化度122.4 g/L、含钙镁的胡12块产出水,在考察耐盐性时使用NaCl盐水,基础实验体系含石油磺酸盐3.0 g/L,含聚合物1.5 g/L.含MJ2的表聚二元体系与胡12块原油间的界面张力在含盐量30～210 g/L时维持10-3～10-4mN/m超低值,受含盐量的影响相对较小,动态界面张力迅速达到稳定.含Y2的表聚二元体系即使Y2浓度增至2.5 g/L,黏度仍小于10 mPa·s.含AP-P5的表聚二元体系在温度超过60℃后,黏度快速上升,在AP-P5浓度超过1.0 g/L后,98℃黏度快速上升,含盐量达到230 g/L时为54～59 mPa·s.3.0 g/L MJ2 1.5 g/L AP-P5体系为最佳体系,在98℃老化150天过程中界面张力波动小,150天后黏度31.3 mPa·s.在98℃用此体系在天然岩心上驱油,注入段塞体积为0.25～0.30 PV,采收率提高值为14.3%～15.8%.图8表3参2.     

聚合物/表面活性剂二元复合驱配注工艺

聚合物/表面活性剂(以下简称聚合物/表活剂或聚/表)二元驱的配注工艺是在原聚合物配注工艺基础上,针对表活剂的性质,增加表活剂的储存、注入等设备及地面配套工艺流程,实现表活剂与聚合物母液的调配、输送、升压、注入过程.表面活性剂通常采用罐车运至配制站,这样在配制站内就需增加表活剂的储存及配注站内的注入系统.其地面配注工艺关键点是把表活剂按照目的液浓度安全、连续、保质保量地加入到目标浓度的聚合物溶液中.该配注工艺主要包括单剂单泵单井配注和母液表活剂二元-表活剂稀释水混合配注工艺.大庆、胜利、吉林等开展二元驱较早的几个油田,根据其二元复合驱开展的注入时机,经过系统的研究攻关,形成了不同方式的聚/表二元复合驱配注工艺技术.     

宽分子量聚合物/表面活性剂复合驱油体系性能评价

为解决注水开发油藏在高含水、高采出程度开发阶段,非均质性较强、层间及层内矛盾突出而又无法实现分注的问题,提出了宽分子量聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系。采用理论计算及室内实验的方法,评价了复合体系的性能,结果表明:宽分子量聚合物具有较好的增黏效果,与表面活性剂配伍性较好;并且同时发挥了宽分子量聚合物扩大波及的作用以及表面活性剂提高洗油效率的作用,与储层的适应性更好,可以在水驱基础上提高采收率15%以上;宽分子量聚合物中分子量配比应根据储层的渗透率划分确定,只有宽分子量聚合物体系与储层非均质情况匹配性最好时,才能取得最好的驱油效果。宽分子量聚合物复合驱油体系是一种有效的驱替体系,研究结果可以为处于双高开发期的非均质油藏提高采收率提供借鉴。     

耐盐表面活性剂驱油体系的研究

介绍了高矿化度油藏用耐盐表面活性剂驱油体系的研究开发。指出高效、廉价、无环境污染的表面活性剂及其驱油体系是今后化学驱的发展方向。     

聚合物-表面活性剂二元抗盐体系注入性能评价

针对M油田目的层油藏物性差、非均质强、矿化度高等问题，研究了新型双烷基甘油醚衍生表面活性剂(diGE-EO)的耐温抗盐性能，并利用霍尔曲线对比研究了聚合物和聚合物-表面活性剂二元抗盐体系的注入性能，分析了聚合物-表面活性剂二元抗盐体系提高M油田目的层原油采收率的可行性。研究结果表明：双烷基甘油醚衍生表面活性剂(diGE-EO)在质量浓度高于3 500 mg/L时依然保持较好的抗盐性能，在85℃条件下放置超过45 d,仍能使油水界面张力降至5.73×10^-3mN/m,处于超低界面张力范围，可满足高矿化度油藏开发的要求。同时分析了聚合物-表面活性剂二元抗盐体系的注入性能。结果表明，当聚合物溶液质量浓度达到1 500 mg/L、岩心渗透率低于200 mD时，单独注入聚合物难度增大；存在表面活性剂情况下，注入性能得到明显改善。该结果为M油田二元复合驱项目方案设计及现场实施提供了室内实验基础。     

耐温抗盐型复合表面活性剂驱油体系的合成及应用

为解决高温、高矿化度油藏注水开发效果差的问题,通过室内实验,合成了一种新型阴-非离子表面活性剂AN-2,复配以磺酸盐型Gemini表面活性剂GS-1,研制出一种耐温抗盐型高效复合表面活性剂驱油体系。对体系性能进行了室内评价,结果表明:体系具有良好的耐温抗盐性能,在温度140℃、矿化度30×104mg/L时,界面张力仍可以达到10-3 m N/m数量级,在125℃下老化30 d后仍能保持超低界面张力水平;体系的动态吸附量较小,在地层中的吸附损失较少;当注入0.3 PV的驱油体系时,能够使岩心水驱后的采收率增加15%以上。现场应用结果表明,施工后区块内生产井产液量、产油量明显上升,含水率下降,取得明显增油效果。     

稠油用聚合物/表面活性剂二元复合表面活性剂

利用聚合物/表面活性剂二元复合表面活性剂(wxl-2)对中国石化胜利油田一区稠油进行驱油。研究了wxl-2溶液的油水瞬时界面张力、表面张力、吸附性能、乳化性能及热稳定性。实验结果表明,当wxl-2溶液的质量浓度为3~6 g/L时,油水瞬时界面张力均可降至10-4 mN/m数量级,超低油水瞬时界面张力有利于提高稠油采收率。wxl-2溶液的表面张力低,热稳定性良好,且对稠油具有较好的乳化能力。wxl-2溶液在石英砂上的吸附损失量低于行业标准。wxl-2溶液被岩心吸附5 d后,或在80℃下放置30 d后,油水瞬时界面张力仍可降至10-4 mN/m数量级。     

安塞油田表面活性剂驱油体系室内研究

考察了阴离子-非离子型表面活性剂体系SKDAS的界面张力、乳化能力、吸附性能、配伍性能、降压增注能力,并进行了室内驱油实验。结果表明,0.1%数0.9%的SKDAS与安塞油田原油的最终界面张力维持在10-3m N/m数量级。在矿化度为10数90 g/L时,0.5%的SKDAS矿化水溶液与原油之间的界面张力均在10-3m N/m数量级,耐盐性较好。其对原油具有较强的乳化能力,且加量越大,乳化能力越强。0.1%数0.5%SKDAS溶液在油砂中的吸附量为0.11数0.14 mg/g。SKDAS和安塞油田清水、采出水配伍性良好。当SKDAS质量分数由0.3%增至0.7%时,可在水驱基础上提高采收率10.41%数12.84%,能满足安塞油田表面活性剂驱油的要求。     

聚合物／表面活性剂二元复合体系室内研究

针对海上旅大10-1油田,筛选出适合海上油田的易溶解、耐温性能和增黏效果较好的大庆高分子聚合物HPAM,以及在较低质量浓度范围内能使油水界面张力达到超低的表面活性剂SSOCT。在目标油藏温度下,二者组成的二元复合体系（1500mg／L大庆HPAM＋1000mg／LSSOCT）的黏度和界面张力可达18．7mPa·s和1．2μN／m。试验结果表明：此二元复合体系具有较好的配伍性和一定的老化稳定性。室内水驱含水率95％后注入0.3PV二元复合体系,可提高采收率20．54％,相同经济成本下比聚合物驱提高采收率6．39％。     

低浓度表面活性剂-聚合物二元复合驱油体系的分子模拟与配方设计

 采用耗散颗粒动力学（DPD）方法在介观层次上模拟了表面活性剂烷基苯磺酸盐在油-水界面的排布行为,考察了分子结构、油相等因素对界面密度和界面效率的影响,探讨了利用表面活性剂复配协同效应提高界面活性的机理。实验研究了表面活性剂类型、油相、表面活性剂复配等对油-水界面张力的影响。结果表明,“阴-非”表面活性剂复配可使油-水界面张力降低1个数量级。根据分子模拟和实验研究结果,结合孤东七区试验区原油特点,提出了“0.3%”石油磺酸盐 + 0.1%表面活性剂1^#+0.15%聚合物"的二元复合驱配方,可使油-水界面张力降低至2.95×10^-3 mN/m,物理模拟实验提高采收率高达18.1%。     

聚合物驱后利用OCS表面活性剂/聚合物二元体系提高采收率的研究

为进一步提高河南双河油田聚合物驱后原油采收率,进行了聚合物驱后利用OCS表面活性剂／聚合物二元体系驱油性能的研究。结果表明,OCS表面活性剂／聚合物二元体系是一种高效驱油剂,聚合物驱后利用OCS表面活性剂／聚合物二元体系可以进一步提高原油采收率。利用交联聚合物与OCS表面活性剂／聚合物二元体系相结合进行驱油的实验结果表明,聚合物驱后先用交联聚合物进行调剖,再注入OCS表面活性剂／聚合物二元高效驱油剂,提高采收率的效果更好。     

胜利油田聚合物驱后二元复合驱油体系优化

针对胜利油田聚合物驱后油层中仍有大量原油未被采出的情况，选取应用聚合物驱较为典型的孤岛中一区Ng3油藏开展了二元复合驱油体系优化，并进行了系统评价，结果表明，优化的二元复合驱油体系与原油可达到超低界面张力状态，其吸附量小，热稳定性及驱油效果好。物理模拟试验结果表明，聚合物驱后二元复合驱可提高采收率10．6％，优于单一聚合物驱，经济效益和可操作性优于三元复合驱，且具有较好的调驱能力。