高温高钙稠油油藏二元复合驱配方设计与应用

孤岛油田东区属于高温高钙普通稠油油藏,地层温度71℃,配注水钙镁离子230 mg/L,地面原油粘度1 500 m Pa·s~3 000 m Pa·s,目前已进入特高含水开发阶段。本文针对孤岛油田东区II类油藏温度高,钙镁离子含量高,原油粘度高的特点,通过增加石油磺酸盐(SLPS)相对分子质量、调整SLPS及非离子活性剂gd-1复配比例提高体系界面活性和抗钙能力,设计出了适合用于目的区块的高效二元驱配方,其抗钙镁能力大于500 mg/L,界面张力4.4×10-3m N/m,室内提高采收率17.4%。配方于2010年应用于孤岛东区北Ng3-4单元,矿场取得了很好的降水增油效果,已经累计增油87.7万t,提高采收率5.98%。孤岛东区二元复合驱矿场试验的成功为今后高温高钙稠油油藏大幅度提高采收率研究提供了指导。     

羧酸/磺酸/聚醚三元共缩聚型乳化降粘剂的组成与性能

为满足稠油开采业对乳化降粘剂耐高温，抗矿盐等性能的要求，合成了一种磺酸，羧酸和聚醚共缩聚型乳化降粘剂，在实验室考察了共缩聚物组成与性能的关系，结果表明，在350℃高温处理前后，其乳化降粘效果无明显的变化，在钙镁离子浓度达2000mg/L的矿化水中，其降粘率仍达90％以上，优于磺酸盐或磷酸盐型乳化降粘剂。     

耐温抗高钙镁油藏驱油表面活性剂复配体系的研究

针对现有复合驱技术对地层原油黏度高于120 mPa·s、地层水钙镁离子含量超过1 000 mg/L的油藏普遍存在驱油效果不理想的问题,优选了非离子表面活性剂月桂酸二乙醇酰胺和阴离子表面活性剂十二烷基磺酸钠进行复配,考察了复配表面活性剂的油水界面张力、接触角、对原油的乳化力、对油砂的洗油能力等性能,实验结果表明,当m（月桂酸二乙醇酰胺）∶m（十二烷基磺酸钠）=5.3时,复配表面活性剂在高温、高矿化度、高钙镁含量条件下,均具有较低的油水界面张力,同时具有较好的润湿性能和对油砂较高的洗油能力。     

羧酸盐在稠油乳化降粘中的作用

从稠油中分离出天然羧酸组分，并用现代分析手段测定了天然羧酸的结构，详细考察了羧酸含量、结构与乳化降粘性能的关系；关在此基础上采用几种合成羧酸盐改善了稠油的乳化降粘性能；最后合成了一种羧酸和磺酸共缩聚型乳化降粘剂。试验结果表明，其抗钙、镁离子的能力可达700mg／L，所形成的稠油乳状液也较稳定。     

矿化水对稠油乳化降粘剂SDGD降粘效果的影响

SDGD是室内研制的阴离子、两性表面活性剂和助剂的复配物,考察了SDGD对孤东稠油的乳化降粘作用并与碱（NaOH)水作了对比,在50℃,油水质量比为7：3条件下,0．5g/dL SDGD蒸馏水溶液与稠油形成的乳状液粘度仅为32mPa.s,相同浓度的SDGD在矿化度10000mg/L,含Ca^2 Mg^2 150mg/L的矿化水中的溶液与稠油形成的乳状液粘度略高于60mPa.s,对稠油（9000mPa.s)的乳化降粘率均在99％以上,乳状液不稳定,易破乳,矿化度维持10000mg/L不变,SDGD可以抗耐的C ^2 M^2 ipe ya o 250/L,粘土样在5g/dLSDGD水溶液中的膨胀程度小于在相同浓度KCl水溶液中的膨胀程度,因此,SDGD可用于高矿化度稠油油藏的乳化降粘开采。碱水作为稠油乳化降粘剂,在高矿化度特别是高钙镁离子浓度条件下效果很差,讨论了SDGD和NaOH在稠油乳化降粘中的有关机理。     

应用降粘剂提高大港稠油油藏水驱采收率

在对大港官109-1断块稠油组成及结构进行分析的基础上,针对油藏高温、高矿化度及水驱采出程度低的特点,研制出一种降粘剂。在含水量大于30%及降粘剂加入量大于1 000 mg/L（占油水总质量）的条件下,能使油水体系形成稳定的O/W乳液,降粘率大于97%,且降粘剂的存在对采出液的破乳脱水没有负面影响。岩心驱油实验结果表明,降粘剂驱油体系比水驱体系稠油采收率提高22%以上,说明使用降粘剂可降低油藏稠油粘度,改善水/油流度比,提高波及系数,明显改善水驱效果。     

新型耐温抗盐聚合物驱油体系设计评价及应用

针对胜利油田油藏温度高、地层水矿化度高、钙镁离子质量浓度高、地层原油黏度高等实际问题,设计具有较强耐温抗盐和抗钙镁能力的新型耐温抗盐聚合物驱油体系,以满足胜利油田Ⅲ类高温高盐普通稠油油藏聚合物驱流度控制需求。在常规聚合物性能评价的基础上完善新型耐温抗盐聚合物驱油性能评价体系,并总结新型耐温抗盐聚合物在岩心中的渗流规律。以油藏数值模拟为手段,开展聚合物驱油流度控制模拟。室内物理模拟实验结果表明,新型聚合物抗钙镁离子能力超过800 mg/L,室内提高采收率15.0%以上;在合理流度比界限下,数值模拟预测提高采收率7.0%。在胜坨油田二区东三4单元开展Ⅲ类高温高盐普通稠油油藏聚合物驱先导试验,综合含水率由96.5%下降到88.4%,日产油量从86 t/d增加到273 t/d,矿场降水增油效果显著。     

物理防垢技术在大牛地气田的应用

由于地层水矿化度较高,钙镁离子质量浓度较大,许多气井生产管柱内易出现结垢现象.通过流压测试分析发现,大牛地气田2005-2010年开发气井中50％有结垢现象,严重影响气井的持续生产.2010年开始,在大牛地气田加注阻垢剂,但防垢率只有80％.为了提高防垢效果,大牛地气田进行了物理防垢试验,并研制了悬挂式物理合金防垢器.对5口气井安装物理合金防垢器前后钙镁离子质量浓度监测的结果表明:安装物理合金防垢器后,钙镁离子质量浓度提高了133％,综合防垢率提高至90％,且钙镁离子质量浓度在20 000～40 000mg/L的气井防垢效果较好.通过物理防垢试验,形成了大牛地气田物理防垢技术和物理合金防垢器安装工艺技术,为大牛地气田的防、除垢研究奠定了基础.     

河水与长6地层水混合特征研究

为了降低河水与长6地层水混合水回注长6地层时因结垢造成的伤害,通过离子含量、结垢量及垢型、混合水失钙率分析等,研究了陕北油田某采油厂河水和长6层产出水的混合性质;运用岩心流动实验评价了混合水对长6地层岩心的伤害。结果表明：长6地层水的矿化度为80000 mg/L以上,河水矿化度为120 0 mg/L左右; 30℃下,河水、长6地层水的体积比为6:4时,混合水的失钙率及结垢量最高,分别为9.5%和36 mg/L;处理过的混合水与长6地层水以体积比7:3混合后的失钙率及结垢量最低,分别为0.59%和 21.5 mg/L;经过处理的混合水悬浮含量、含油量分别由处理前的68 mg/L、115 mg/L降低到处理后的2.6 mg/L、3.7 mg/L,且注入体积为1～15 PV时,岩心伤害率为14.29%,低于20%。     

脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐耐温耐盐性研究

脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐（AESO）是一种非离子-阴离子型表面活性剂,与廉价表面活性剂重烷基苯磺酸盐（HABS）复配,得复合表面活性剂,可大大提高HABS的耐盐性,分别考察了AESO和AESO与HABS复合表面活性剂耐盐性、耐钙镁离子浓度及耐高温性能。结果表明,在HABS与AESO质量比7：3,两种活性物总含量0．3％,或单独使用AESO含量0．5％,氢氧化钠含量1．0％,聚合物含量0．1％的三元复合驱体系,在地层水总矿化度89000mg／L、钙镁离子浓度1150mg／L、温度85℃条件下,仍能使油水界面张力达到超低（～10^-3mN／m）,表面活性剂活性物水解率很低,说明表面活性剂AESO及AESO与HABS复合表面活性剂具有耐盐、耐钙镁离子浓度及耐高温性能,适合于高温、高矿化度的油藏三次采油。     

高效油溶性稠油降粘剂CYJJ的性能评价

介绍了稠油开采现状、方法和存在的问题以及研究该降粘剂的目的。根据稠油形成的原因,进行分子结构设计,以烯类酰胺、羧酸酐、高碳醇共聚合成的高效油溶性稠油降粘剂。对合成的CYJJ降粘剂的降粘机理进行了详细地阐述,同时对降粘剂的降粘剂性能进行了评价,并与常规的水溶性降粘剂进行了降粘效果对比分析研究。通过评价表明,合成的CYJJ降粘剂具有高效降粘性,抗盐、抗矿化度性能优良的特点。其降粘率达87.2％,抗盐浓度达到30000mg／L,抗矿化度10000mg／L,比水溶性降粘剂的降粘效果好。     

老君庙油田L油层无预冲洗胶束注入性试验

本文介绍了无预冲洗胶束溶液在老君庙油田L油层注入和回采的全过程。本次试验表明,所使用的胶束溶液具有良好的注入性能和驱油性能,表面活性剂在地下的损失较小。     

一种季铵盐双子表面活性剂自转向酸的变粘特性评价

长庆油田开发过程中地层CaCO_3垢引起堵塞造成油井产量下降,论文提出采用清洁无伤害的粘弹性表面活性剂自转向酸解除储层堵塞,并利用酸增粘形成暂堵屏障使后续酸分流转向改造未有效动用的低渗透油层。室内确定了一种自行合成的季铵盐双子表面活性剂自转向酸的主体配方:5%季铵盐表面活性剂15%盐酸。酸液最佳增粘温度在50～75℃;增粘后在170 s~(-1)下剪切2 700 s后粘度仍大于170 mPa·s;盐离子对酸液后期粘度的保持贡献的高低依次为Ca~(2+)>Na~+>Mg~(2+);高粘胶束遇原油等烃类能够自动破胶降粘,易返排对地层无伤害。该自转向酸适用于长庆油田三叠系和侏罗系的中低温、高矿化度油藏。     

脂肪醇/烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐的合成工艺

实验以脂肪醇/烷基酚聚氧乙烯醚(AEO/APEO)为起始剂,经过卤代、磺化反应得到脂肪醇/烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐。以不同结构中心碳原子的反应规律分析确定了磺化反应为S_N2过程,以L_(27)(3~(13))正交实验得到较佳合成条件为:AEO为起始剂,磺化反应2 h,反应温度70℃,最终产物收率89.67%。界面活性测试结果表明,在单剂质量浓度0.2%,矿化度80 g/L时,Ca~(2+)/Mg~(2-)总量在0.4～1.1 g/L范围内变化,2 h油水界面张力稳定值达到10~(-3)mN/m数量级。     

驱油聚合物溶液粘度稳定性研究

对驱油聚合物溶液粘度稳定性的影响因素进行了研究,结果表明,溶解氧对其影响是长期而缓慢的过程,但由于注聚周期长,造成粘度损失较严重;Mg^2＋、Ca^2＋的存在使聚合物溶液粘度稳定性变差;在低浓度范围（Fe^3＋浓度小于10mg／L）内Fe^3＋的影响较小,而Fe^2＋使聚合物溶液粘度急剧降低,溶液长期稳定性变差。针对聚合物溶液粘度稳定性的影响因素及其影响程度,研制了稳粘剂WN系列,采用胜利油田采油污水对其粘度稳粘效果进行了评价,经稳粘剂WN处理的污水所配制的聚合物溶液粘度保留率达68．8％,具有良好的粘度稳定效果。     

环江油田抗高矿化度压裂液体系研究

环江油田在前期的压裂施工过程中存在压裂液体系抗剪切、携砂性能差的问题,严重影响了对储层的有效压裂改造。通过室内实验分析后发现该区压裂配液用水中含有浓度高于正常值数倍的Ca~(2+)、Mg~(2+)等金属离子,其能与胍胶高分子基团作用,导致胍胶不能在水中发生充分溶胀或溶解,并出现分层和沉淀物。为此,特开发出抑制水质高矿化度、促进胶液溶胀、提高压裂液抗剪切能力的AH-Z螯合助溶剂与AH-W螯合稳定剂,可大大减小高矿化度金属离子对压裂液性能的影响,提高压裂液的抗剪切、携砂性能,促使形成有效稳定的交联冻胶保证压裂顺利施工。     

络合剂改善无碱一元和二元复合驱油体系的增粘能力和油水界面性能

通过研究络合剂对部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和直链烷基甜菜碱(BH)粘度和油水界面张力的影响,探讨了在高矿化度条件下,利用络合剂作为助剂改善无碱一元和二元复合驱油体系增粘能力和油水界面性能的方法。结果表明,在NaCl,CaCl2和MgCl2的质量浓度分别为6 500,890和520 mg/L的矿化水中,质量浓度为50 mg/L的络合剂就可以使质量浓度为1 800 mg/L的HPAM的粘度增加80%以上,可以使质量浓度为800~3 000 mg/L的直链烷基甜菜碱BH与原油的最低界面张力由10-2mN/m数量级降低到超低水平,而且这种络合剂也可以使1 800 mg/L HPAM—800 mg/L BH二元复合体系老化30 d的粘度增加40%以上,并使油水界面张力最低值由1.52×10-2mN/m降低到6.06×10-3mN/m。通过考察粘度和油水动态界面张力随不同老化时间的变化规律,分析了络合剂的作用机制。     

压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响

统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现,存地液量越大,一年累积产量越高,与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反,可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明,渗吸替油不同于驱替作用,渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大,而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大,但从现场致密储层岩心孔隙度来看,储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素,探索影响压裂液油水置换的关键影响因素,得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明,各参数对渗吸速度的影响顺序为:界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大,渗吸采收率越大,但是增幅逐渐减小;原油黏度越小,渗吸采收率越大;渗吸液矿化度越大,渗吸采收率越大;当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%,即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时,浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明:并不是界面张力越低,采收率越高,而是存在某一最佳界面张力,使地层中被绕流油的数量减少,渗吸采收率达到最高,为油田提高致密储层采收率提供实验指导。      

稠油自乳化降黏技术在临盘油田的应用

针对目前临盘油田稠油油藏开发中存在的采出液含水率高、产油量低、普通水驱采收率低等问题,开展了稠油自乳化降黏吞吐技术研究。通过室内实验优选了最佳配方,然后进行了温度、 质量分数、矿化度和反应时间等因素对驱油效果影响的评价及物模驱替评价,得出了适合临盘油田稠油低温高矿化度地层条件的降黏剂的使用条件。现场小型试验表明,NB-5034A降黏剂能有效提高临盘稠油井采收率。     

乳化稠油堵水技术在高温高盐油藏中的应用

以塔河油田为例,对乳化稠油堵水技术在高温高盐油藏中的应用进行了研究。使用非离子与阴离子乳化剂复配体系,且添加固体粉末提高乳状液黏度和稳定性,筛选出最佳乳化体系:3%CI-18+1%C22SC+4%沥青粉。结果表明,该乳化体系配制的W/O乳状液具有黏度高、耐温抗盐能力强且热稳定性高。物理模拟实验表明,该乳化稠油堵剂具有较好的堵水性能和耐冲刷性能。