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。     

纳米微球与表面活性剂复合调驱体系研究与应用

针对高温高盐低渗透油藏注水开发中出现的含水率高、采收率低以及常规表面活性剂驱等措施难以发挥有效作用的问题,提出将耐温抗盐型纳米微球SQ-5和新型阴-非离子表面活性剂FA-2相结合的复合调驱技术,采用纳米微球/表面活性剂复合调驱体系来提高低渗透油藏水驱后的采收率。室内评价了复合调驱体系的性能,并优化了纳米微球和表面活性剂的注入参数。结果表明,纳米微球和表面活性剂均具有良好的耐温抗盐性能,在温度为120℃、矿化度为257300 mg/L时仍具有良好的性能;复合调驱体系的最佳注入参数为0.5PV的纳米微球溶液（1500 mg/L）和0.5 PV的表面活性剂溶液（1000 mg/L）;单独表面活性剂驱体系和复合调驱体系能在水驱的基础上分别提高采收率为12.43%和27.28%,可以看出,复合调驱体系取得了更好的驱油效果。矿场试验结果表明,调驱后注水井压力升高,对应油井产油量上升,含水率下降。说明纳米微球/表面活性剂复合调驱技术适合在高温高盐低渗透油藏中应用。     

适用于高温高盐低渗砂岩油藏的表面活性剂驱油体系

为适应高温高盐低渗砂岩油藏提高采收率的需求,以新型阴—非离子表面活性剂SNH-10为主要处理剂,通过室内实验研究了一种耐温抗盐的表面活性剂驱油体系,并对其综合性能进行了评价.结果表明,该表面活性剂驱油体系在温度为140℃、矿化度为350 g/L时,界面张力值仍能维持在10-3 mN/m数量级,具有良好的耐温抗盐性能;当...     

S7断块驱油用阴/非离子表面活性剂性能评价

针对S7断块低渗透油藏特征,开发出驱油用阴/非离子表面活性剂SHSA-JS,并对其进行性能研究。结果表明,在温度为83℃,SHSA-JS溶液浓度窗口为0.05%~0.6%,注入水矿化度为1 000~25 000 mg/L、二价离子(Ca2+,Mg2+)含量为2 410 mg/L的条件下,SHSA-JS可使油水界面张力达到10-2mN/m数量级;储层净砂和石英砂对0.3%SHSA-JS溶液的静态吸附量分别为4.50 mg/g和0.32 mg/g;静态洗油效率在41.8%以上,0.3%SHSA-JS溶液注0.4 PV孔隙体积后可在水驱基础上平均提高采收率7.71%。该表面活性剂可满足S7断块低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

耐温抗盐改性甜菜碱表面活性剂MBS16 的合成及室内性能评价

为提高磺基甜菜碱表面活性剂在胜利油田高温高盐油藏的水溶性,在磺基甜菜碱分子中引入了羟基,采用“两步法”合成了具有高界面活性的驱油用表面活性剂—十六烷基羟基磺基甜菜碱（MBS16）,通过红外光谱、核磁共振光谱对该表面活性剂的结构进行了表征,利用界面张力仪和Ross-Miles 泡沫仪研究了其油水界面活性和泡沫性能,并在气测渗透率约为1500×10^-3 μm²的填砂管中进行了驱油实验。结果表明,合成的产物与所设计的目标分子结构相吻合,在胜利油田孤岛、孤东、胜坨的油水条件下,0.3% MBS16 溶液与原油间均能达到超低的界面张力,具有良好的耐温抗盐性;在0.15%聚合物（HPAM）溶液中加入0.3% MBS16 后体系的黏度略有增加;同等注入段塞（0.3 PV）条件下,在水驱采收率48.6%的基础上,0.3% MBS16+0.15% HPAM二元体系提高采收率（16.5%）较单一聚合物体系（0.15% HPAM）提高采收率（7.1%）增加9.4%。此外,MBS16 还具有很强的发泡能力,与阴-非表面活性剂B4的复配体系具有很好的稳泡性能。图4 表4 参10     

高盐油藏表面活性剂的适应性及作用机制 ——以雁木西油田为例*

针对雁木西油田高盐油藏储层特征和提高采收率技术需求,本文开展了耐盐表面活性剂研制和油藏适应 性研究。结果表明,非离子表面活性剂复合体系DW-01具有界面张力低、抗吸附能力强、发泡效果好和驱油效率 高等特点,DWW-01质量分数超过0.05%后可使油水界面张力达到超低数量级（10^-3 mN/m）,与油砂3次吸附后油 水界面张力仍可达10^-2 mN/m数量级,水驱后注入0.4 PV的质量分数0.3%的DW-01采收率增幅超过8%,与目标 油藏具有良好适应性。水驱后表面活性剂主要沿水驱形成优势通道流动,水驱未波及区域的波及程度较低,表 面活性剂必须与其他液流转向措施联合使用才能取得较好增油降水效果。     

低界面张力表面活性剂DQ-2的制备及性能研究

界面张力表面活性剂具有较强的洗油效果。用十二烷基硫酸钠、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和十二烷基二甲基甜菜碱复配制备出了低界面张力表面活性剂DQ-2。通过界面张力测定,对DQ-2表面活性剂的耐温耐盐、洗油效果、吸附等性能进行室内评价。结果表明,在矿化度5 426 mg/L的条件下,加入质量分数为0.3%低界面张力表面活性剂DQ-2,油水界面张力为4.96×10~(-3) mN/m;动态驱替实验表明低界面张力表面活性剂DQ-2加入可提升采收率11.38%,复配体系具有良好的耐温耐盐性、稳定性和乳化性。     

以月桂酸为起始剂合成聚醚磺酸盐型驱油剂

针对高温高盐油藏常规表面活性剂存在的性能缺陷,以月桂酸为原料,经环氧乙烷直接加成、氯代和磺化,合成了阴-非离子表面活性剂月桂酸聚醚磺酸钠,并对产物进行了单、双酯含量的测定以及红外光谱表征.实验结果表明,质量分数为0.3%的表面活性剂模拟水溶液,与胜坨油田二区原油的界面张力达到10-3mN/m数量级;其耐盐达到30 000mg/L,抗Ca2 和Mg2 达到1000mg/L,耐温大干90℃,经物理模拟试验,二元复合驱可提高采收率15.6%.     

针对A油田的抗温、抗盐聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系研究

常规聚合物/表面活性剂二元复合驱的地层适应性差、耐温抗盐能力有限,难以满足低渗、高温、高盐油藏进一步提高采收率的需求。针对这一难题,优选梳形聚合物和非离子-阴离子型表面活性剂构建了一种适用于低渗、高温、高盐油藏的二元复合驱油体系,并通过室内实验,系统考察了二元复合驱油体系的黏度、油水界面张力、老化稳定性、吸附量、色谱分离程度以及提高采收率能力等性能。结果表明:二元复合驱油体系可降低油水界面张力至10~(-3m) N/m数量级,同时具有稳定的增黏能力和良好的老化稳定性;二元复合驱油体系的协同作用使聚合物和表面活性剂在油田净砂表面的饱和静态吸附量均低于单一体系,能将表面活性剂在地层中的超低界面张力有效作用距离由19%延伸到27%,此外,还存在较强的色谱分离效应。针对A油田提出的二元复合驱油体系0.4 PV(1000 mg/L HF62208+0.3%NPAC)对水测渗透率为18.6~62.5 mD的天然岩心的采收率提高幅度达到11%以上,驱油效果优良。     

耐温抗盐聚合物微球/表面活性剂交替段塞调驱实验研究

通过室内实验,优选出耐温抗盐型聚合物微球S5和耐温抗盐低界面张力阴非离子表面活性剂体系GH。在高温高盐条件下,测定了表面活性剂体系降低油水界面张力的能力;采用并联岩心物理模拟驱替装置,开展不同聚合物微球/表面活性剂交替段塞调驱实验。结果表明,表面活性剂体系在95℃和22×10⁴mg/L矿化度条件下老化三个月后可以将界面张力降低至超低水平;在渗透率为（70³50）×10^-3μm²的岩心中,聚合物微球具有良好的注入性和封堵性;在非均质条件下,聚合物微球/表面活性剂交替段塞的调驱效果明显好于表面活性剂体系,开展水驱+微球驱+表活剂驱+后续水驱和水驱+微球驱+再次水驱+表活剂驱+后续水驱,其低渗透率岩心提高采收率分别为25.59%和14.72%。该研究对聚合物微球/表面活性剂复合体系注入方案设计有重要的指导意义。