化学驱油方法提高稠油油藏采收率实验研究

通过对表面活性剂品种、碱剂与表面活性剂(AS)二元复合体系、表面活性剂与聚合物(SO)二元复合体系的筛选,选出适合NB35-2油田原油性质的最佳化学驱油体系:1.5%表面活性剂17#的一元表面活性剂驱油体系;1.0%Na2CO3+0.3%表面活性剂25#的AS二元复合驱油体系;1.2%表面活性剂17#+0.1%聚合物的...     

张天渠特低渗油藏表面活性剂驱油先导实验研究

张天渠油田属于特低渗油藏,其主力开发层位长2,经过近20年的注水开发,目前综合含水84%,已进入高含水开发阶段,且采出程度达到20.5%,水驱采收率标定25.0%,已达到水驱开发比较理想的效果。为进一步提高油藏的采收率,开展表面活性剂驱油技术研究,通过表面活性剂单剂优选、复配筛选、临界胶束浓度测定,优选出4种表面活性较优的驱油体系,并进行性能评价及岩心驱替实验。室内实验结果表明,表面活性剂驱油技术可使张天渠油田长2储层驱油效率提高17.7%。     

二元无碱驱油体系研究

三元复合驱技术中大量使用碱剂 ,碱的使用可引起多价离子沉淀、岩石矿物溶蚀等现象。解决上述问题的根本途径是不使用碱剂 ,但不加碱的复合体系必须产生超低界面张力 ,实验结果表明 :二元无碱复合驱油体系的粘度明显高于同等条件下的三元复合体系 ,界面张力达到超低 ,且驱油效率较高。     

聚合物/表面活性剂复合体系在稠油油藏孔隙中的微观驱油过程

为了定性研究聚合物/表面活性剂复合体系对稠油的驱替效果,用显微镜观察复配体系在均质微观玻璃模型中的驱油过程,通过图像处理技术分析图像中的残余油分布情况、计算采收率,分析了复合体系的微观驱油机理,并与表面活性剂、聚合物和水驱驱油进行了对比。结果表明,水驱采收率最终可达56.94%,残余油主要存在形式为柱状、油滴状、膜状、盲端油、簇状等;表面活性剂驱残余油主要以盲端残余油、簇状残余油的形式存在于孔隙中,1%阴离子型表面活性剂(BCJ-11)驱后采收率增幅为29.46%;聚合物驱残余油主要以油丝、油膜的形式存在,注入100 PV 1500 mg/L部分水解聚丙烯酰胺(C6725)后的采收率增幅为22.12%;复合驱残余油的存在形式为油膜,1500 mg/L C6725和0.8%BCJ-11组成的复配体系驱替后的采收率增幅为34.59%。对束缚在孔隙中的几类残余油,聚合物/表面活性剂驱油体系具有的黏弹性和低界面张力可以使油相界面形成细丝状不断运移。复合驱油体系驱替残余油波及范围大,波及区域的洗油效率高。     

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%。     

裂缝性特低渗碳酸盐岩油藏注烃类气驱油室内实验研究

川中大安寨油田属特低孔、低渗并有裂缝的双重介质油藏,目前主要是衰竭式开发,靠自喷原油采收率只能达到3%～5%。室内实验采用人工造缝的方法模拟地层双重介质系统,在此基础上采用长岩心设备开展不同驱油方式的烃类气驱油效果对比研究,并开展注气压力敏感性试验。结果表明在裂缝性低渗油藏中,衰竭式开采原油其采收率低,无论注水还是注气均会产生水窜或气窜;单纯注水可适当提高原油采收率,但驱油效率不高;注烃气虽然不能达到混相,但注入压力越高采收率越高。大安寨油藏在目前地层压力下,注烃气比自然衰竭提高原油采收率6.21%,比注水提高3.91%,效果明显。图3表1参7(郭平摘)     

表面活性剂BS复合驱油体系物理模拟实验研究

以大庆油田使用的以重烷基苯磺酸盐Sy为表面活性剂组分的强碱ASP三元体系作对比,考察了由能使油水界面张力达到超低的两性甜菜碱表面活性剂BS配制的无碱SP二元体系和加磷酸钠牺牲剂的该SP二元体系的驱油效率.实验岩心为Ka≈-1μm2的环氧树脂胶结石英砂均质、非均质(变异系数0.72)岩心.驱油实验模拟大庆油田条件(温度45℃),实验体系舍表面活性剂3.0g/L,分等黏度(20,40,80mPa·s)和等聚合物浓度(0.5,1.5,2.5g/L)两个系列,化学剂主段塞0.35PV,后续聚合物保护段塞0.20PV.体系黏度由20mPa·s增至40mPa·s或聚合物浓度由0.5g/L增至1.5g/L时,均质岩心上的采收率增幅很大,黏度或聚合物浓度继续增大时增幅很小.均质岩心上的驱油效果,在等黏度条件下加牺牲剂的SP二元体系最好,SP二元体系和强碱ASP三元体系相近并较差,在等聚合物浓度条件下SP二元体系和加牺牲剂的SP二元体系最好且相近,强碱ASP三元体系较差.在非均质岩心上的驱油效果,当体系黏度为40mg/L时,加牺牲剂SP二元体系最好,SP二元体系次之,强碱ASP三元体系最差,当聚合物浓度为2.5g/L时,加牺牲剂SP二元体系与SP二元体系相当,强碱ASP三元体系较差.     

特低渗透油藏水驱后氮气驱油实验

利用物理模拟实验,开展了特低渗透油藏水驱后氮气驱油的效果及特征研究.结果表明:氮气驱可在水驱波及区内提高原油采收率3.4％左右,见气前与低气液比阶段是油井的主要采油期,后续注气压力梯度为注水压力梯度的1/4 ～ 1/3;多个油层合注合采时,氮气驱波及程度低,低渗透层不具备吸气能力,气体完全进入高渗透层;气窜在高渗透层形成后,剩余油主要分布于低渗透层.选用SCT-1复合凝胶体系对已形成气窜的高渗透层进行封堵,调节高渗透层与低渗透层的吸气能力,封堵后的高渗透层吸气能力变弱,低渗透层剩余油被有效开发.注气封堵结合可有效抑制气窜,提高氮气驱波及程度.     

岩心模拟驱油室内试验及效果分析

本文对油田化学剂在岩心模拟驱油中的试验机理及试验过程进行了阐述,通过用油田化学剂中驱油用表面活性剂、聚合物、起泡剂、聚表二元液4种驱替溶液,进行室内岩心物理模拟驱油试验,模拟地层驱油情况,对比4种化学剂对岩心内的模拟油驱替试验数据分析,得出油田化学剂具有较好的驱油效果理论,使用油田化学剂进行化学驱油可提高原油采收率;另外通过试验的有效性明确了驱替试验流程,为后续的驱替试验规程或方案提供依据。     

低渗油藏表面活性剂驱油技术研究

中原油田属高温高盐油藏,常规三次采油技术难以满足提高采收率的要求。以非一阴离子两性表面活性剂为主剂的驱油剂与原油可形成超低界面张力,与储层流体适应性好。当表面活性剂用量为0．3％时,驱油剂吸附量小于1．5mg／g,耐温100℃,抗盐20×10。mg／L（ca。^2＋＋Mg^2＋含量6000mg／e）。注入0．2PV表面活性剂,可提高采收率7．88％。该驱油剂可以在中原油田大规模应用。     

特低渗油藏水驱后二氧化碳气水交替驱见效特征

为明确特低渗透油藏水驱后CO₂气水交替驱见效特征,通过动静结合的方法,结合物理模拟实验获得的驱替动态数据和高温高压相态系统测定的CO₂在油水中的溶解度静态数据,开展水驱后CO₂气水交替驱动态特征研究。结果表明,CO₂驱过程中适当增加气油比可产出溶解CO₂的油气,在油藏条件下为单相油带,该阶段对驱油效果的贡献率为71.98%。建议油藏方案设计时可适当增大第1周期CO₂段塞的尺寸,并选择在气窜临界点交替水驱,可有效提高CO₂的利用率,并改善驱油效果。该研究结果对气水交替驱注入参数的优选具有一定的指导意义。     

长庆特低渗透油藏注水动态裂缝及井网加密调整模式研究

为改善长庆特低渗透油藏中高含水期水驱开发效果,进一步提高采收率,综合运用储层地质力学、油藏工程及数值模拟等方法,研究了注水动态裂缝开启机理及延伸规律,给出了不同方向裂缝开启压力界限。当注水压力超过现今最小水平主应力时,单方向注水动态裂缝开启;注水压力越高,现今最大、最小水平主应力差越小,注采井连线与最大水平主应力方向夹角越小,越容易产生多方向注水动态裂缝。根据不同缝网匹配油藏剩余油分布规律,采取了不同的井网加密调整模式,限定注水压力控制多方向裂缝开启,沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替等措施,改善了水驱效果,提高了油藏水驱采收率,为提高特低渗透油藏水驱采收率提供了新思路。      

长庆油田低渗透油藏聚合物微球深部调驱工艺参数优化

为了提高聚合物微球深部调驱技术在长庆油田低渗透非均质性油藏的应用效果,在先导试验的基础上,在室内开展了不同粒径聚合物微球微观测试和模拟岩心流动试验,优选了低、中、高含水阶段的微球粒径,模拟优化了不同含水阶段聚合物微球深部调驱注入工艺参数及段塞组合。该技术在安塞、西峰、靖安、姬塬等油田43口井进行了现场应用,油井产量自然递减率平均降低3.0百分点以上,含水上升率平均降低2.2百分点,累计增油16 000 t以上,累计降水21 400 m3。室内试验和现场应用结果表明,聚合物微球深部调驱技术对长庆油田低渗透油藏具有较好的适应性,解决了长庆油田低渗透油藏开发中存在的油井多向性见水、含水上升快和单井产能低等问题。      

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。     

稠油油藏聚驱后二元复合驱提高采收率研究

针对古城油田泌123断块稠油油藏条件,考察了SP二元复合体系的最佳配方、乳化性和热稳定性,并用最佳配方的SP二元复合体系进行了聚合物驱后复合驱替实验。实验结果表明,得到的最佳SP二元复合体系（2000 mg/L ZL-I＋3000 mg/L OCSB）的黏度为59.5 mPa.s、界面张力7.87×10-3 mN/m,与聚合物溶液相比,黏度上升2 mPa.s、界面张力下降3～4个数量级,毛管数大幅度提高,具备更大幅度提高采收率的能力。SP二元复合体系与原油形成的乳化液黏度大于二元体系的黏度,乳化作用良好,可以进一步改善流度比。60℃下老化120天后SP二元复合体系中HPAM的水解度缓慢上升后维持在30%～40%,黏度始终保持平稳上升,变化规律与单一聚合物溶液相似;界面张力值在老化期间上升半个数量级以内,盐析程度较单一表面活性剂溶液大幅改善。岩心驱油实验表明,聚合物驱后进行二元复合驱可提高采收率10%OOIP以上,说明古城油田泌123断块稠油油藏采用二元复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术是可行的。图4表3参5     

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。     

长庆高矿化度致密油藏空气泡沫驱适应性研究

开展了空气泡沫驱提高裂缝发育高矿化度致密油藏采收率的实验。利用自主研发的高温高压泡沫装置评价泡沫剂的发泡能力、半衰期及抗盐性,考察了气液比对泡沫稳定性的影响;通过物理模拟装置研究空气泡沫驱在基质岩心的注入能力、驱油效率及改善裂缝渗流的能力。结果表明,SFR-173阴离子-非离子复配发泡剂在去离子水和模拟地层水中的泡沫体积分别为290和340 m L,半衰期分别为368和330 min,泡沫综合指数分别为6370和6697,泡沫性能最好。当矿化度由7增至56 g/L时,0.5%SFR-173发泡剂的泡沫体积由370降至340 m L,出液时间由174缩短至122 s,半衰期由778减至330 min。地层条件下,泡沫体积随气液比增大而增大并逐渐稳定,最佳气液比在1∶1~2∶1之间。致密油藏空气泡沫注入性研究结果表明,随注入体积的增加,岩心两端压差和阻力系数增大并逐渐稳定,最大值分别为31.4 MPa和1.74;水驱后转空气泡沫驱,驱油效率提高17.86%。在裂缝非均质油藏条件下,水驱含水率达98%时的采收率仅为39.14%,水驱后转空气泡沫驱能有效改善基质岩心的动用状况,封堵裂缝渗流通道,基质岩心采收率分别从12.59%和21.21%提高至49.87%和72.0%。     

聚合物/羧基甜菜碱二元复合体系驱替水驱后残余油的机理

实验研究在30℃下进行。实验聚表二元复合体系为1.0 g/L HPAM、2.0 g/L羧基甜菜碱在矿化度3.7 g/L的模拟大庆油田采出水中的溶液,与模拟大庆油(黏度10 mPa.s)间的界面张力为5.8×10-3mN/m,1-1000 s-1范围的表观黏度与1.0 g/L HPAM溶液十分接近。在玻璃刻蚀大庆油藏仿真均质微观模型上,水驱20 PV的采收率为55.795%,注入20 PV二元体系使采收率增加39.724%;在二元复合体系驱替过程中,注入、采出口之间主流区域内的水驱后残余油在二元复合体系作用下发生变形,伸长并形成油丝,主要以油丝的形式被驱出;过渡区和边角区的残余油则主要以W/O乳状液的形式被驱出。W/O乳状液中的乳化水滴通过圈闭、Y型孔道挤压及水滴变形、断裂这3种方式形成并汇集为比较连续的W/O乳状液流,二元复合体系以W/O乳状液的形式由主流区扩展到两侧的过渡区,再进入边角区,启动死油区的残余油,从而扩大了波及体积,提高了驱油效率。图5参11。     

喇嘛甸北东块三元复合驱储层驱替特征研究

针对强碱三元复合驱油生产过程中油井结垢严重的问题,通过室内模拟油层温度和压力的物模实验,研究了三元复合驱体系在喇嘛甸北东块萨Ⅲ4-10运移过程中提高采收率程度、离子变化趋势、溶蚀及沉积特征。实验结果表明,室内模拟油藏条件下,三元复合驱在水驱基础上（39.90%）可提高采收率22.7%;实验过程中出现溶蚀-沉积及颗粒运移,造成岩心的注入压力及渗透率的相关性波动,解释了三元复合驱矿场试验过程中离子变化特征及结垢情况。     

低渗透油层聚合物驱渗透率界限及驱油效果实验研究

针对低渗透油层能否进行聚合物驱的问题,运用物理模拟方法开展了室内研究。渗流实验研究结果表明：对于低渗透油层,当孔隙喉道半径与聚合物分子回旋半径之比大于5倍时,注入低相对分子质量聚合物不会发生堵塞,小于5倍时会出现堵塞。驱油实验结果表明：聚驱比水驱提高采收率的幅度在3．79％～6．82％之间,平均5％左右。这说明低渗透油层可以开展聚合物驱,但由于受聚合物相对分子质量与低渗透油层渗透率匹配关系的限制,低渗透油层只能选用较低相对分子质量的聚合物,因此聚驱采收率提高幅度不大,