HPAM聚合物与离子型表面活性剂协同稳定CO2泡沫的分子模拟研究

CO₂泡沫驱可以有效地控制CO₂相的流度从而提高波及效率,同时它还能够进行CO₂地质封存,减少碳排放以应对全球气候变暖的挑战。表面活性剂能降低CO₂泡和水相液膜之间的界面张力(IFT),从而增加因拉普拉斯毛细管自吸效应导致的泡沫液膜中液体析出的阻力。聚合物可以提高泡沫液膜黏度,也可以减缓液膜中的液体析出并缓解气泡聚并现象。二者同时被用作提高泡沫稳定性的化学试剂,然而表面活性剂分子根据亲水头基电荷正负属性不同会具有不同的界面行为,在微观尺度下不同类型表面活性剂和聚合物分子之间的协同作用还不明确。本研究采用分子动力学模拟的方法,研究了油藏条件下阴离子型(SDS)和阳离子型(CTAB)表面活性剂分别与水解聚丙烯酰胺(HPAM,水解度25%)在CO₂与水相界面处的相互作用。研究结果表明,CTAB比SDS具有更强的降低CO₂与水之间IFT的能力,IFT的大小与界面宽度和界面覆盖率呈正相关性。具有相同电性的HPAM与平衡离子Br^-在CTAB界面膜...     

气/液介质对泡沫液膜渗透性的影响规律

为了构建适用于泡沫驱的高稳定泡沫,从液膜渗透率角度阐明气/液介质对泡沫稳定性的影响机制。以氮 气和二氧化碳为气体介质,利用气泡缩减法,测定了7 种起泡体系的泡沫液膜渗透率以及起泡性能、析液半衰期 和泡沫半衰期。研究结果表明,对于同一种气体介质,表面活性剂分子疏水碳链数目越多,液膜上表面活性剂分 子之间相互作用越强,泡沫液膜渗透率越小;CO₂泡沫的液膜渗透率是N₂泡沫的1～3 倍,CO₂泡沫稳定性比N2泡 沫的低;泡沫液膜渗透率与泡沫半衰期呈现出良好的相关性,随着液膜渗透率升高,CO₂泡沫半衰期快速递减。     

原油沥青质含量对纳米颗粒-十二烷基硫酸钠发泡二氧化碳泡沫稳定性的影响

采用十二烷基硫酸钠(SDS)表面活性剂和SiO₂纳米颗粒作为发泡体系,在不同原油沥青质含量下进行泡沫稳定性实验,测量CO₂泡沫半衰期;采用扫描电子显微图像、紫外分光光度法测试和Zeta电位测量,分析沥青质降低CO₂泡沫稳定性的机理。研究表明：当合成油与发泡体系质量比为1∶9时,合成油沥青质质量分数从0增至15%,SDS稳定泡沫半衰期从751 s减少至239 s,SDS-SiO₂稳定泡沫半衰期从912 s缩短至298 s;当合成油与发泡体系质量比为2∶8时,随着沥青质质量分数增大,SDS稳定泡沫半衰期从526 s缩短至171 s,SDS-SiO₂稳定泡沫半衰期从660 s缩短至205 s。由于沥青质与SDS和SiO₂纳米颗粒在水相中的相互作用,Zeta电位绝对值减小,颗粒表面电荷降低,导致薄液膜两侧界面之间的排斥力减小,从而破坏泡沫稳定性。     

纳米纤维高稳泡沫在裂缝中的生成和运移规律

致密油藏水平井(井周/井间)裂缝窜流导致开发中、后期能量补充不"均衡"甚至无法补充。通过实验设计研发了基于纳米纤维(NCF)的高稳泡沫体系,并系统研究了高稳泡沫的宏观/微观性质;通过实验室构建的裂缝模型,研究了高稳泡沫在裂缝中的生成和运移规律。研究结果表明,起泡液在质量分数为4.2%的盐水中高度分散,与地层水配伍性好,NCF可以有效抑制泡沫液膜脱水,减缓泡沫失稳过程,泡沫半衰期提高4.5倍;高稳泡沫可以在裂缝中快速生成然后运移至裂缝深部,从而降低裂缝的渗流能力,防止气窜,气液比为2∶1的高稳泡沫产生的流动阻力最大;裂缝开度越小,泡沫生成的速度越快,流动阻力越高,产生高渗流阻力的区域越宽;高稳泡沫在裂缝中的流动阻力和裂缝渗透率呈现良好的线性关系。基于NCF高稳泡沫在裂缝中的流动特征,进一步构建了泡沫流动阻力与气液线速度关系图版。     

低渗透油藏二氧化碳气溶性泡沫控制气窜实验研究

吉林油田黑79区块CO₂驱气窜严重,水基泡沫的井筒CO₂腐蚀问题日益明显。为此,探讨了CO₂气溶性泡沫新技术,结合该区块油藏条件,对5种气溶性起泡剂的溶解性能及起泡性能进行了评价,并开展了气溶性泡沫的岩心流动实验,评价了泡沫的封堵效果、吸水剖面改善效果及提高采收率情况。研究表明：起泡剂1529溶液在超临界CO₂中的气溶性最好,随着醇类助溶剂的加入,其最高溶解量可达1.36%,起泡体积为657.8mL,半衰期为47min;在气液比为2∶1、注入速度为0.01mL/min、注入6周期条件下,阻力因子最高可达37.92,吸水剖面改善率为69.89%,与水驱相比可提高采收率39.045个百分点。CO₂气溶性泡沫新技术可封堵气窜通道,避免井筒腐蚀,提高低渗透油藏泡沫剂的注入性。研究成果对于改善黑79区块CO₂驱开发效果和大幅度提高采收率具有重要意义。     

伴注非凝气体和化学剂提高汽驱采收率实验研究

针对锦45区块于I组稠油油藏,对自制的DQS发泡剂体系进行稳定性评价及注入参数优选。并开展了蒸汽驱过程中伴注非凝气体和化学剂驱油物理模拟实验。发泡剂特性实验结果表明．DQS形成的泡沫在300℃时仍然保持了较高的稳定性;发泡剂的适宜发泡浓度是1．2％;在以N₂为气源的条件下,气液比在2～3的范围内具有较高的阻力因子,可以满足封堵要求。选取N₂和CO₂分别进行蒸汽泡沫驱实验,结果表明,两者均能大幅度提高蒸汽驱驱油效率,伴注N 较单一蒸汽驱驱油效率提高16.7%,而伴注co₂ 则提高了18.1%。两者的经济评价结果表明,选取CO₂作为非凝气体更为经济合理。     

新型氟碳起泡剂的制备及性能评价

为有效解决CO₂驱产生的气窜问题，研制了一种新型氟碳起泡剂HFT-710，与稳泡剂WPT-12相结合形成了一种适合CO₂驱的泡沫封窜体系。室内评价了起泡剂HFT-710的起泡性能和CO₂驱泡沫封窜体系的封堵性能，结果表明：该起泡剂具有良好的耐油性能，在起泡前加入原油能使泡沫体积和半衰期有所增大，而在起泡后加入原油，泡沫半衰期虽有所减小，但减小幅度不大，当原油含量为50%时，泡沫半衰期仍能达到50 min左右。另外，该起泡剂还具有良好的耐温性能和抗盐性能，在温度为120℃、矿化度为224 800 mg/L时，仍能保持良好的起泡性能；CO₂驱泡沫封窜体系对高渗填砂管具有良好的封堵效果，泡沫封窜体系注入6PV时阻力因子增大了10倍以上。现场应用结果表明，M-1井注入CO₂驱泡沫封窜体系后，注入压力明显增大，吸气剖面明显改善，对应油井的日产油量明显提高，气油比显著下降，达到了良好的封窜效果。     

稠油油藏CO2泡沫启动残余油机制的可视化实验

国内外对于CO₂泡沫与稠油作用的理论研究已相对成熟,但能直观表现CO₂泡沫在驱替稠油过程中对残余油的启动过程以及作用方式的可视化研究较少,为了进一步探究CO₂泡沫与稠油的作用机理,利用自制二维平面模型,通过可视化实验驱替系统开展了CO₂泡沫在驱替过程中对残余稠油启动效果的微观动态实验研究,观察了启动盲端残余油、剥蚀油膜、段塞前端乳化驱油等过程;利用高温高压配样装置,开展了CO₂泡沫体系作用下稠油的PVT实验。温度从30℃升至90℃,气体溶解度变化不大;稠油体积因子由1.19上升至1.42;降黏率由13.55%上升至67.42%。一方面,CO₂泡沫选择性封堵大孔道、启动残余油的微观作用;另一方面,CO₂泡沫流体降低了驱替系统的流度比。这两者的共同作用,使得CO₂泡沫流体具有改善波及体积、增加驱油效率的效果。     

CO2响应性增强泡沫体系室内试验研究

为解决低渗透油藏CO₂驱气体窜流影响开发效果的问题,以泡沫综合值为评价指标,通过搅拌法优选发泡剂,建立了CO₂响应性增强泡沫体系,配方为0.1%发泡剂AOS+4.0％小分子胺+水。该体系在接触CO₂前黏度与水接近,与CO₂作用后黏度可升高18倍以上。性能评价结果显示:CO₂响应性增强泡沫体系的泡沫综合值可达到常规泡沫体系的11倍以上;具有明显的剪切稀释特性,流变方程符合幂律流体流变模式;比常规泡沫体系具有更强的黏弹性,可以封堵优势渗流通道,抑制非均质低渗透油藏CO₂驱气体窜流,提高低渗透油藏CO₂驱的采收率。研究结果表明,CO₂响应性增强泡沫体系可以解决低渗透油藏CO₂气体窜流问题,提高CO₂驱的开发效果。      

CO2泡沫压裂井筒气-液-固三相流动模型

CO₂泡沫压裂技术具有低伤害、易返排、节约水资源等优点,已被广泛应用于非常规油气开采,但目前CO₂泡沫压裂液井筒流动模型大多只考虑气、液两相,忽略了支撑剂固相对CO₂泡沫压裂液流动性的影响。通过体积平均法将支撑剂固相与CO₂泡沫耦合建立气-液-固三相CO₂泡沫压裂液井筒流动计算模型,并与现场压裂井实测温度数据对比,温度平均误差仅为2.7%,验证了模型的正确性。实例计算表明:支撑剂固相会使CO₂泡沫压裂液井筒压力升高,井筒内温度和压力随支撑剂体积浓度的增加而增大,体积分数从0增加到0.3,井底压力增大9.0 MPa;泡沫质量增加会明显增大井筒内CO₂泡沫压裂液温度;增大质量流量会导致温度和压力降低,质量流量增加10 kg/s,井底压力降低5 MPa、温度降低0.4℃。研究成果可以实现CO₂泡沫压裂井筒气-液-固三相流动温度和压力等参数耦合计算。     

N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究

经CO₂多轮吞吐后,华北某稠油油藏增油效果逐年变差,为进一步改善开发效果,采用N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率。为明确N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率机理,通过泡沫体系动、静态性能评价试验,评价了N₂泡沫体系的封堵性能;采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N₂泡沫/CO₂复合吞吐室内物理模拟试验,分析了N₂泡沫与CO₂复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明,质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠(AOS)和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺(HPAM)可形成稳定的泡沫体系,其封堵率达到99.57%,可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明,N₂泡沫/CO₂复合吞吐可使采收率提高22.74百分点,吞吐过程中含水率最低可降至2.07%,有效作用期是纯CO₂吞吐的2.5～3.0倍。N₂     

多元热流体不同组成介质耦合作用机理微观实验

多元热流体吞吐是蒸汽吞吐的重要接替方式之一,而现有的研究尚不能清晰解释不同介质之间的耦合作用机理,难以为海上多元热流体开发提供有效措施。利用微观可视化模拟系统,通过非凝析气(CO₂、N₂)和热水的不同组合驱油实验,研究微观条件下多相流动特点,揭示热水、CO₂和N₂三者之间两两相互影响的耦合作用机理,并定量分析耦合作用机理对波及系数、洗油效率和采收率的影响。研究结果表明：热水与N₂相互协同,提高波及系数,在驱替中期,热水加热稠油,降低流动阻力,N₂气泡变形膨胀,补充压力,在驱替后期,在主流道形成贾敏效应,驱替范围从主流道向边缘扩展;热水与CO₂相互协同,提高洗油效率,热水冲刷CO₂驱替过后的膜状剩余油,同时二者降低油气表面张力,将油气段塞式流动变为念珠式流动,消除附加表面张力,动用簇状剩余油,增大体系毛管数;CO₂和N₂之间相互竞争,N₂与CO     

特低渗油藏注CO2吞吐适应性评价及规律模拟

CO₂驱油是常规油藏提高采收率有效方法。为了分析研究在特低渗储层注CO₂的适应性及作用规律,分析研究了注入CO₂后原油体系相态变化特征,通过建立岩心尺度的基质裂缝基本渗流单元模型,研究不同吞吐介质CO₂,N₂和H₂O在单簇缝中的渗流规律,定性表征CO₂在扩散效应、降黏作用、改善流动性以及抽提富集作用中区别于其他2种介质的优越性。研究结果表明：考虑CO₂扩散效应作用体现在基质网格中摩尔分数分布差别,最大相差约10%;CO₂降黏和改善油相渗透率作用明显,在相同注入压力下CO₂注入性弱于N₂优于H₂O;经过5轮次吞吐后注CO₂采出程度为23%,注H₂O为20%,注N₂约为18%,这为特低渗油藏注CO₂提高采收率提供了依据。     

二氧化碳与稠化剂降低流度改善气驱效果评价

由于地层条件复杂、非均质性严重,天然或人工裂缝发育及CO₂本身存在的不利流度比等因素,造成CO₂气窜严重,采收率低。为了降低气体流度、改善CO₂驱替效果,YC油田根据CO₂性质提供了一种线性嵌段共聚物稠化剂。通过室内模拟YC油田区块,对稠化剂/CO₂体系进行了剪切流变性、高温高压流变性静态评价;再结合二维岩心、三维三轴模型驱油实验,动态评价了稠化剂/CO₂体系的驱油效果。结果表明,稠化剂与CO₂形成的体系在40数80℃具有良好的稳定性,可增大CO₂黏度(0.014 mPa·s)约20倍。温度对稠化剂/CO₂体系黏度的影响较小。随剪切速率增加,稠化剂/CO₂体系黏度减小;随着压力的增加,稠化剂/CO₂体系的黏度逐渐增大。在模拟地层条件下,稠化剂/CO₂体系具有良好的降低CO₂流度和改善气驱效果的作用。对于非...     

纳米颗粒稳定泡沫驱油研究进展

泡沫驱技术具有优异的驱油机制而被广泛应用于各类油藏的开采过程中,但是大多数的油藏环境具有高温、高矿化度和低渗透率等储层特征,会对泡沫的稳定性产生不利的影响。泡沫的稳定性是决定泡沫驱油效率的关键因素。纳米颗粒具有特殊的表面效应、界面效应和小尺寸效应,可作为稳泡剂增强泡沫的稳定性,进而改善泡沫在孔隙介质中的驱油效果。本文介绍了纳米颗粒稳定泡沫的机理:改善泡沫液膜性质、减缓泡沫歧化速度和形成致密稳定结构,分析了纳米颗粒浓度、纳米颗粒润湿性、纳米颗粒尺寸、温度、含油饱和度和矿化度对纳米颗粒稳定泡沫的影响,总结了纳米颗粒稳定泡沫的驱油机理:增大泡沫与原油的相互作用力、改善泡沫的封堵特性和改变油藏润湿性,提出了纳米颗粒稳定泡沫研究的发展方向。参57     

高温高矿化度CO2泡沫性能实验研究

在高温、高矿化度条件下,通过测试起泡剂浓度、温度、矿化度和压力对CO₂泡沫性能的影响,筛选出了耐温、耐盐性能良好的表面活性剂作为起泡剂,并通过动态驱替实验,考察了起泡剂在高温、高矿化度条件下的CO₂泡沫的流度控制和封堵能力。实验结果表明,HLB值在14¹6之间的两性和非离子表面活性剂复配的起泡剂泡沫稳定性较好;高压下（15MPa）所产生CO₂泡沫更为稳定,在100℃下驱替实验所测得最大阻力因子达130,表现出良好的封堵和流度控制性能。泡沫仪测试和驱替实验结果对比表明,泡沫半衰期对阻力因子的影响更为敏感,是衡量泡沫稳定性和封堵能力的主要因素。表4图5参11     

CO2注入方式对芳48油藏开发效果的影响

大庆油田芳48断块为特低渗透油藏,对该油藏进行了水驱、CO₂驱、CO₂吞吐、CO₂转水驱、水驱转CO₂驱等开采方式室内物理模拟研究。实验结果表明,该区块水驱见水早、含水率上升快、注水能力低。在上述5种气驱方式中,CO₂吞吐后气驱的累积采收率最高,然后依次为水驱转CO₂驱、气驱、CO₂驱转水驱,CO₂吞吐的累积采收率最低。从累积气油比来看,CO₂吞吐累积气油比最高,其次为CO₂驱,而水驱转气驱、气驱转水驱、吞吐转气驱的累积气油比较低。从气体注入能力来看,气驱的注入能力最高,而水驱转气驱、气驱转水驱的注入能力比较低。考虑开采效果和气体注入能力,芳48特低渗透油藏开采应优先选择CO₂吞吐后气驱,其次为水驱转CO₂驱。     

二氧化碳乳液微观稳定性实验研究

实验优选了AOT作为CO₂乳液表面活性剂,利用高温高压反应釜测定了AOT水溶液与CO₂在不同温度、压力下的乳液析液半衰期,并通过微观实验测定了温度、压力对CO₂乳液微观稳定性的影响。结果表明,随着压力的增大,CO₂乳液稳定性随之增大;随着温度的增加,CO₂乳液稳定性随之降低,低压下温度的影响不明显,随着压力的增加,温度的影响越来越明显。微观实验显示,温度越高越不利于乳液的稳定,压力越高越有利于乳液的稳定,这与高温高压反应釜所得的结果相对应,说明CO₂乳液的稳定性主要取决于乳液的扩散、聚并、排液、破灭等机理。CO₂乳液在驱油过程中能有效控制CO₂流度,大幅改善CO₂驱油效果,提高采收率。     

南海北部大陆架Y盆地天然气中N2成因及气源剖析与探讨

Y盆地天然气中普遍含有非烃N₂和CO₂,且N₂含量与无机CO₂总体呈相互消长关系,而与CH₄为主的烃类气正相关。非烃N₂依据其含量可划分为低含N₂(N₂<10％)、含N₂(N₂=10％～15％)和富(高)N₂天然气(N₂>15％)等三类,而N₂成因则根据其地质地球化学特征及伴生稀有气体同位素特点,可将其综合判识为大气成因、壳源有机成因及壳源有机―无机混合成因等三种成因类型。N₂总体分布特征多具有平面上分区分块、剖面上集中富集于400～1600m的浅层或超浅层的特点。N₂与CO₂及烃类气的共生组合关系,常常具有有机成因的富N₂天然气与低含量有机CO₂及高含量CH₄为主的烃类气伴生,而有机―无机混合成因的低含N₂、含N₂天然气则多与高含量无机CO₂及部分CH₄为主烃类气并存的组合特征。很显然,这种共生组合关系决定了N₂的成因及气源构成特点。因此,基于N₂成因类型及与CO₂及烃类气的共生组合关系和分布特征,结合地质地球化学的综合分析研究,可以综合判识N₂气源。     

二氧化碳泡沫压裂技术在低渗透低压气藏中的应用

针对低渗透、低压气藏压裂改造中压裂液返排困难的问题,研究了CO₂泡沫压裂技术,分析了CO₂泡沫压裂过程中井筒和储层温度场变化对CO₂液气转化的影响,对提高CO₂泡沫压裂液的流变性、内相恒定与工艺措施等进行了室内研究.现场试验表明,CO₂泡沫压裂技术能减少进入地层的水基压裂液量,提供地层液体返排的能量,达到了压裂液自喷、快速、多排的目的,从而降低了压裂液对储层的二次伤害,提高了低渗透、低压气藏的压裂效果.