有机分子膜增注剂减阻增注效果评价

针对低渗透砂岩油藏注水压力高、注水困难的问题,研制出有机分子膜减阻增注剂。通过岩心驱替实验和连续冲刷实验对3种有机分子膜增注剂BFS,BNFS和TD12的减阻效果和耐冲刷能力进行评价。结果表明,经分子膜增注剂溶液处理后,岩心的水相渗透率均有不同程度的提高;分子膜增注剂结构不同,减阻效果不同。累计注入260PV以上,3块岩心的水相渗透率变化幅度均不大,说明岩心微通道壁面吸附了分子膜增注剂后具有很好的耐冲刷能力。     

分子膜增注剂的分子模拟、合成及性能评价

分子膜增注技术有效期取决于分子膜增注剂在储层岩石表面的吸附性能。为了延长分子膜增注技术有效期,采用分子力学与蒙特卡洛相结合的方法研究了不同阳离子化合物在岩石表面的吸附性能,根据分子模拟结果设计了烷基脂肪胺聚氧乙烯醚三季铵盐(AFATQA)作为新型分子膜增注剂,对其吸附和减阻性能进行了预测,对合成产物的结构进行了表征,通过室内实验评价了AFATQA的性能,并在胜利油田实施分子膜复合措施。分子模拟结果表明,单分子吸附能随单分子电荷密度和分子疏水链长的增加而增加,酰胺基团和羟基可以提高单分子吸附能;预测AFATQA在岩石表面的吸附能高(-155.51 kcal/mol),吸附后减阻效果明显;按照分子结构模型合成的AFATQA可以吸附在岩石表面,随AFATQA浓度增加,岩石表面电位和接触角增加、AFATQA防膨率增大;室内岩心驱替实验结果表明,AFATQA能有效降低注水压力,临37-34井现场实施分子膜复合措施后降压增注效果明显,注水量增加,注水压力降低,对应油井产油量上升、含水量降低、动液面回升。     

低渗透砂岩油藏分子膜增注性能和机理研究

针对低渗透砂岩油藏储层低孔低渗导致注水压力高、欠注严重等问题,研制了带有酰胺基的阳离子双子表面活性剂BNFS（分子膜增注剂）。评价了BNFS的吸附性能、润湿性能、表界面活性及减阻性能,结果表明BNFS在砂岩表面吸附后形成分子膜层,岩心表面接触角从27.6°增至88.6°,由强亲水转为弱亲水。BNFS浓度为200mg/L时,溶液的表面张力为26.61mN/m,与煤油间的界面张力为0.06mN/m。岩心驱替实验表明,BNFS处理后,砂岩岩心的水相渗透率提高80%¹20%,注水压力降低12%¹8%。增注机理分析结果表明,在靠近孔壁处,分子膜增注剂、水与孔壁作用能级分别为10^-18、10²⁰J,分子膜增注剂与孔壁的综合作用能远大于水分子,在竞争吸附中占绝对优势,使有效渗流通道增加。BNFS处理岩心后,岩心-水的黏附功由136.5mN/m降至75.7mN/m,减阻作用明显。图5表1参7     

注水阻力分析及功能型减阻增注剂的性能评价

为了提高低渗透油藏注水井的降压增注效率,本文研究了岩石表面润湿性、界面张力等因素对低渗透油藏注水阻力的影响规律,并在此基础上研究了一种多功能型减阻增注剂CNG,评价了CNG溶液改变油水界面张力、改变岩石表面电性和润湿性和改变岩心降压增注效果的能力。研究结果表明:CNG既能降低油水界面张力至10~(-3)mN/m数量级、消除岩心毛管阻力;又能吸附在岩石表面消除岩石表面负电荷、改善岩石表面润湿性至弱水湿。CNG即适用于含有残余油的岩心降压增注,又适用于强水湿油藏的减阻增注,还适用于即有残余油又强水湿油藏的降压减阻增注。对于胜利油田某区块天然岩心,CNG用于不洗油的原始岩心时,渗透率提高48.49%,驱替压差降低31.25%;CNG用于没有残余油、呈现水润湿状态的岩心时,渗透率提高36.32%,驱替压差降低27.66%。图10表1参10     

分子膜增注技术在低渗透油田的应用

通过室内实验筛选出一种带有阳离子基团的物质(在此称为分子膜剂),该物质注入地层后会与带有负电荷的岩石表面产生静电吸附作用,并在岩石表面形成一层纳米级分子膜,岩石表面由原来的强水湿变为中间湿或弱水湿,使岩石孔喉壁面吸附的水膜被剥落下来,增加了孔喉渗水半径,从而提高了水相渗透率,达到降压增注目的.现场试验表明,该技术可以降...     

冀东低渗透油藏降压增注剂的性能评价与应用

针对冀东高尚堡油田注水开发过程中,注水压力抬升快、高压欠注的问题,结合冀东低渗透油藏物性特征制得阳离子-非离子表面活性剂降压增注剂JDZC,研究了JDZC加量对其表面张力、油水界面张力、乳化能力的影响及其耐温性和降压增注能力,并在现场进行了推广应用。结果表明,用聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂和环氧丙基三季铵盐制得的JDZC降压增注剂耐温可达130℃。随JDZC加量的增加,溶液表面张力降低并逐渐稳定,500 mg/L JDZC溶液的表面张力为28 mN/m;用冀东油田注入水配制的JDZC溶液的临界胶束浓度为1000mg/L。500数5000 mg/L的JDZC与冀东原油的最低界面张力维持在10~(-2)mN/m的数量级。JDZC对原油的乳化能力较好,且加量越大,乳化能力越强。JDZC对冀东高尚堡主力层岩心具有明显的降压增注效果,可使洗油后的岩心渗透率提高40%,压力降低26%。现场38口井应用结果表明,现场实施有效率为94%,注水井初期注水压力平均下降8.5 MPa,有效期超过半年,平均单井增注超过2×10~3m~3,改善了冀东高尚堡低渗透油藏注水难题。图3表5参12     

分子膜增注技术在双河油田的应用评价

分子膜增注是一种新型的增注技术,它是以水溶液为传递介质,膜剂分子依靠静电相互作用为成膜动力,膜剂有效分子沉积在呈负电性的岩石表面,形成超薄表面分子膜,改变岩石的润湿性,降低界面粘滞阻力,增大水分子扩散能力,使岩石表面更加亲水,从而达到增产、增注、提高原油采收率的目的。特别是对于地层物性比较差、亲油岩层,效果明显,在双河油田现场应用中得到证实。     

陆梁油田分子膜增注工艺技术研究

陆梁油田石南21井区属中孔、低渗、特低渗透油藏,注水井的吸水能力逐渐变差,注水压力逐渐升高,油藏欠注日趋严重,为从根本上解决这一问题,采取了分子膜增注技术来改善油藏吸水能力,提高水驱采收率的技术。现场试验结果显示,该技术改善了注水开发效果。同时,针对普通酸化解堵过程中,解堵剂处理半径小、有效期短等问题,进行了一种强穿透剂的实验研究。将强穿透酸化技术进行优化,与分子膜技术相结合,能妥善解决石南21井区的注水问题,进一步提高水驱采收率。     

超深低渗透底水油藏压裂增注油藏模拟研究

对于底部注水、纵向上非均质性较严重的低渗透油藏,采用分层、局部网格加密方法,利用三维三相黑油模型,考虑水力裂缝对注水状况的影响,使水力裂缝与油藏模拟紧密结合起来,对该类油藏不规则井网进行不同情况下的注水量的模拟。主要进行了５个方面的模拟：①夹层对注水量影响;②不同渗透率条件下的日注水量变化;③不同有效厚度条件下的日注水量变化;④不同压差下的日注水量变化⑤水力压裂裂缝长度的优化。模拟的结果真实反映了油藏地下采注状况,与压裂后实际增注的情况相符。图５表３（陈志宏摘     

低渗透油藏增注技术在胜利油田的应用

分析了胜利油田低渗透油藏的欠注原因,总结了2012年以来低渗透油藏增注技术在胜利油田的应用情况,主要包括普通盐酸及土酸酸化增注技术、缓速酸酸化增注技术、活性降压增注技术以及物理解堵技术等。重点介绍了多氢缓速酸酸化增注技术、氟硼酸深部酸化增注技术以及生物酸酸化增注技术的酸液特点、主要机理及应用情况,有针对性地介绍了活性降压增注、分子膜复合增注、径向钻井增注等技术的试验情况,并结合低渗透油藏注水井的注水现状及增注中存在的问题,提出了增注技术的研究方向。     

新型裂缝性低渗透油藏堵水剂性能评价

针对堵水剂在裂缝中的漏失问题,研制出二次交联聚合物凝胶堵水剂,对一次交联聚合物弱凝胶的流变性、耐剪切性、注入性和滤失性和二次交联聚合物凝胶的突破压力、封堵率、耐冲刷性、对基质伤害率和长期热稳定性进行了评价。实验结果表明,一次交联聚合物弱凝胶具有剪切稀释的流变特征,耐剪切,注入性好,滤失量低;二次交联聚合物凝胶具有突破压力高、封堵率高、耐冲刷性强、对基质伤害率低和长期热稳定性好的特点,在裂缝性低渗透油藏堵水作业中具有明显的优势。     

缓速酸增注剂的试验研究

通过大量的试验,优选出以及机酸和ＮＨ４Ｆ为主要成分的有机缓速土酸,室内试验结果表明,缓速酸增注剂ＩＡ－３有较强的溶蚀能力和缓速性能,８５℃时它与地层有效作用时间可达１０ｈ以上,酸化液对油管的腐蚀性小,耐Ｆｅ＾３＋能力强,适合于高温地层的酸雇仍有优异的增注性能,对重复酸化井增注效果也稻明显。     

泡沫剂性能评价研究

评价和研究了多种泡沫剂的起泡能力、稳定性、抗油性、老化性、岩石吸附、与水的配伍性，对部分泡沫剂进行了阻力因子和驱油效率试验，取得了良好的效果。在非均质模型驱油试验中，提高采收率26％，为泡沫驱油的现场试验提供了有利依据。     

耐高温发泡剂室内性能评价

本文围绕改善注蒸汽热采流度比开展了耐高温发泡剂室内性能评价。制备了阴离子型表面活性剂AGS-8和PMP-1,开展了发泡剂室内静态和动态评价实验,并将AGS-8和PMP-1与商业发泡剂F240B、SuntechⅣ、ATS、AOS2024、LD-Foam进行性能对比。结果表明:发泡剂F240B、AGS-8、PMP-1耐高温、抗盐,综合性能最好;阻力因子较大,且随温度的升高,降幅较小,蒸汽流度控制能力良好;注入量为0.5 PV时,F240B、AGS-8和PMP-1的驱油效率分别达到65.3%、58.9%和51.6%。随岩心含油饱和度的增加,阻力因子降低,当含油饱和度超过15%时,泡沫控制蒸汽流度的能力急剧降低;随发泡剂质量分数的增加,阻力因子增大,当发泡剂质量分数超过0.5%以后,阻力因子增大的趋势减缓;阻力因子随岩心渗透率的增大而增大,渗透率高于8μm2后的阻力因子基本不变;气液比在0.5 1.5范围内,泡沫的阻力因子较高。图4表6参8     

柴油抗磨剂的分子结构设计研究

根据前线轨道理论,采用量子力学方法考察了多种烯基丁二酸酐及其衍生物与摩擦表面的化学吸附作用;采用分子力学方法研究了烯基丁二酸酐及其衍生物分子间的相互作用;结合高频往复试验(HFRR)对烯基丁二酸酐及其衍生物抗磨性能的评价结果,提出了同时含有与摩擦表面发生化学吸附的官能团和形成分子间氢键的官能团的抗磨剂分子--“T”形分子可能具有更优越的抗磨性能,此观点为开发新型抗磨剂分子提供了一种新思路。     

分子沉积膜剂HB降低聚合物注入压力实验研究

优选出了分子沉积膜剂HB室内最佳配方：两种长链季铵盐（总质量浓度95g/L)及天然高分子、渗透剂、润湿剂、缓蚀剂的水溶液。在经盐水预冲洗的大庆砂岩洗油岩心中注入膜剂HB 2PV，在45℃放置48h令岩心孔隙内形成有序分子沉积膜，在45℃下连续注入1000mg/L的HPAM溶液160PV，再改注盐水20PV。与未注入膜剂HB的空白实验相比，岩心内形成分子沉积膜后HPAM溶液最高注入压力梯度由158．4kPa/cm降至64．6kPa/cm，聚合物堵塞被突破后的最终稳定注入压力梯度由141．4kPa/cm降至80．8kPa/cm，改注盐水后的残余阻力系数由8．26降至3．27。岩心内形成分子沉积膜后，流出的HPAM溶液中膜剂HB（以两种季铵盐总量计，下同）的质量浓度随HPAM注入量的增加而减小，注入量达10PV后降至零，由此计算出膜剂HB的岩心内的吸附量为0．0237mg/g岩心。HB形成的分子沉积膜耐冲刷，具有显著的保护储层，降低聚合物注入压力的作用。图1表2参3。     

注蒸汽后油藏火驱见效初期生产特征

克拉玛依油田红浅1 井区将火驱作为稠油油藏注蒸汽(蒸汽吞吐、蒸汽驱)后的一种接替开发方式,进一步提高原油采收率。通过油藏数值模拟、物理模拟等方法,研究了该种方式下次生水体对火驱进程的影响,并给出了火驱开发过程中一线生产井的5 个生产阶段及各阶段生产特征。结合矿场试验实际生产动态,分析了生产井见效初期的3 种产状及不同产状的形成机理。这对分析类似油藏的火驱动态具有重要意义。