表面活性剂提高致密油藏渗吸采收率研究

为了明确表面活性剂改变岩石润湿性及降低界面张力的特性对致密油藏渗吸采油的作用效果,获得表面活性剂渗吸采油的有利条件,通过测量岩心接触角和表面活性剂溶液与油间的界面张力,研究了3 种常用表面活性剂重烷基苯石油磺酸盐（ZPS）、十二烷基苯磺酸盐（SDBS）和磺基甜菜碱（SB）对致密岩心渗吸采收率的影响,分析了自发渗吸机理。结果表明,阴离子表面活性剂改变岩心润湿性的能力好于非离子表面活性剂,两种阴离子表面活性剂（ZPS、SDBS）将岩心表面由油湿反转为水湿,非离子表面活性剂（SB）降低了岩心表面接触角,但未达到润湿反转的效果;油湿岩心介质在注入水溶液中不发生渗吸,表面活性剂引起的接触角改变可实现油湿岩心渗吸采油;岩心原始润湿性影响渗吸采收率,渗吸采收率增幅从大到小依次为水湿岩心>中性岩心>油湿岩心;三种表面活性剂均可使界面张力降至最佳渗吸界面张力范围10^-1～10^-2mN/m,油水界面张力的降低有利于提高岩心自发渗吸采收率。图1 表1 参12     

表面活性剂/聚合物二元复合体系驱油效果研究

针对大庆油田应用的新型表面活性剂/聚合物二元复合体系,开展了微观仿真模型驱油实验和岩心驱油实验研究;对比了水驱油后聚合物溶液驱油、表面活性剂溶液驱、无碱表面活性剂/聚合物（SP）二元复合驱体系驱油3种方案的驱油效果,研究了SP二元复合体系界面张力和乳状液的含水率对其驱油效果的影响规律。研究表明:SP二元体系的驱油效果明显好于聚合物溶液和表面活性剂溶液的一元体系,人造岩心水驱油后,开展SP二元复合体系驱油提高采收率17.50%;人造岩心水驱后聚驱,再开展SP二元复合体系驱油提高采收率10.10%。该研究对指导SP二元复合体注入方案设计具有重要意义。     

砂岩油藏双子表面活性剂渗吸配方研究

本文评价了砂岩油藏低浓度双子表面活性剂（0.2%）渗吸提高采收率效果,考察了双子表面活性剂结构和配方对渗吸的影响。将岩心依次经地层水和原油自吸后放入表面活性剂溶液中测定,发现阳离子双子表面活性剂12-3-12不出油;阴离子双子表面活性剂AAAS采收率为37.27%;阴离子双子表面活性剂12-2-12和磺基甜菜碱C14AB复配后的采收率为38.8%;AAAS和月桂醇醚硫酸钠AES复配体系采收率达53.95%;脱水山梨醇单硬脂酸酯聚氧乙烯醚TW-60和AES复配后的采收率为60.2%。TW-60分子中的酯键不稳定,高温下容易水解断裂,因此选用AAAS和AES的基础配方。加碱（偏硼酸钠）配方渗吸采收率达到59.85% ,比无碱配方渗吸采收率高20.17%。室内一维均质岩心流动实验表明,双子表面活性剂渗吸配方比水驱提高采收率29.8%。     

表面活性剂乳化能力差异对低渗油藏提高采收率的影响

表面活性剂驱是低渗透油藏提高采收率的重要技术手段之一,以往筛选活性剂基本以其降低油水界面张力的性能作为评价重点,而表面活性剂的油水乳化性能并未得到足够的重视。为研究油水乳化性能对低渗油藏提高采收率的影响,结合长庆低渗透油藏条件,选用具备相同超低界面张力但乳化能力有所差异的2种活性剂,利用均质、非均质岩心开展驱油实验。实验结果表明:同时具备超低界面张力和强乳化能力的活性剂BA,可在岩心入口段降低渗流阻力,同时实现岩心中部乳化封堵的效果,岩心中部残余阻力系数为2.08;而界面张力超低乳化能力较弱的活性剂TS,无法建立流动阻力,仅起到降压增注的作用。在非均质岩心驱油实验中,水驱后注入BA段塞0.6PV,建立了较高的驱替压力,扩大了波及系数,提高采收率11.46%,而活性剂TS提高采收率幅度为5.88%。     

高温低渗油藏表面活性剂驱影响因素研究

为改善高温低渗油藏开发效果,开展了表面活性剂驱影响因素研究。通过在114℃条件下,对亲水、亲油低渗岩心进行表面活性剂驱油实验,考察了界面张力、乳化作用、润湿反转以及注入时机对注入压力、驱油效率等的影响。研究结果表明,表面活性剂体系与原油间的界面张力越低,提高驱油效率和降低注入压力的幅度越大。表面活性剂的乳化速率越高,原油采收率越高;乳化降黏能力越强,降压效果越好;同时,适当降低乳状液稳定性也对驱油有利。表面活性剂的润湿反转作用使其能在较高界面张力下有效驱油,并在亲油岩心中获得较亲水岩心更好的增油降压效果。此外,在中等含水阶段进行表面活性剂驱,能够利用最低的投入获得最高的原油采收率。     

表面活性剂对致密砂岩储层自发渗吸驱油的影响

自发渗吸驱油是致密砂岩油藏比较重要的一种采油方式。为了研究表面活性剂对长庆油田致密砂岩储层渗吸效果的影响,采用核磁共振技术,根据天然岩心在地层水和表面活性剂中的自发渗吸实验,研究了不同润湿性岩心自发渗吸的特点,以及表面活性剂对中性润湿砂岩渗吸结果的影响。实验结果表明:强水润湿砂岩的渗吸采出程度为60%左右,而中性润湿砂岩的渗吸采出程度只有33%左右;表面活性剂的加入能够有效提高中性润湿砂岩的渗吸采出程度,0.05%HYZ-5的效果最好。通过岩心驱替实验评价了HYZ-5表面活性剂对中性致密砂岩周期注水采收率的影响,可以看出HYZ-5可以显著提高周期注水的采收率。现场试验证明,A井采用周期注水,注入HYZ-5表面活性剂溶液渗吸驱油后,取得了明显的增产效果,说明表面活性剂可以提高致密砂岩储层的自发渗吸驱油效率。     

起泡剂在不同驱油方式下的驱油效果

对起泡剂XHY-4(阴离子表面活性剂)开展了空气泡沫驱和表面活性剂驱两种驱油方法的效果研究。单管岩心驱替实验结果表明,两种驱油方式下,采收率增幅均随起泡剂浓度的增加而增大并逐渐稳定;起泡剂质量分数相同时,空气泡沫驱采收率增幅高于表面活性剂驱;在XHY-4加量为0.1%时,泡沫驱增幅为8.5%,表面活性剂驱为3.4%。双管并联岩心驱替实验结果表明,表面活性剂驱综合采收率增幅为5.47%,高渗管为7.6%,低渗管为3.3%,含水率由99.55%降至94.95%;泡沫驱综合采收率提高16.5%,高渗管为13.82%,低渗管为19.53%,含水率由98.08%降至70.97%。表面活性剂驱以提高洗油效率为主,而空气泡沫驱以提高低渗管波及体积来提高采收率,低渗管累计增液量为0.14 PV。     

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。     

边底水油藏化学驱提高采收率实验研究

为探索冀东油田高浅南油藏化学驱提高采收率技术,研制适应油藏条件的驱油用表面活性剂,利用均质岩心模型和3层非均质岩心模型开展化学驱驱油实验,对该油藏化学驱提高采收率的可行性进行综合评价。实验结果表明:研制的表面活性剂降低油水间界面张力的能力较强,浓度为0.3%时油水界面张力即可达到10~(-3)mN/m数量级,拥有很强的提高驱油效率的能力;该表面活性剂对高浅南油藏具有较好的驱油效果,可在水驱基础上继续提高采收率15.00个百分点。研究认为,对于冀东油田高浅南油藏,采用单一表面活性剂驱采收率提高幅度较小,而采用调剖堵水+表面活性剂驱技术对提高采收率有明显效果。建议对于非均质性较弱的油藏,提高采收率应以提高驱油效率为主,对于非均质性较强的油藏,提高采收率应以提高波及效率为先。该研究结果对同类油藏提高采收率具有一定的借鉴意义。     

大港官29块弱碱水复合驱研究

针对官29块注改性弱碱水及产层特征与开发现状，提出了在官29块实施弱碱水复合驱提高采收率的观点。通过弱碱水，以及弱碱水／表面活性剂复合体系对官29块油水界面张力的影响研究，确立了弱碱水复合驱的可行性及相应的最佳配方体系；并就体系中表面活性剂在油砂上的吸附损失及该体系在模拟人造岩心上的驱油效率进行了研究。从试验上论证了在官29块实施弱碱水复合驱不仅可行，而且可提高采收率（最高达10％），具有现场应用价值。     

长庆特低渗裂缝发育油藏三维模型驱油实验研究

为真实模拟长庆特低渗透油藏渗流特征、确定水驱后剩余油的合理挖潜方法,采用人造微裂缝露头岩心与天然基质露头岩心并联的三维物理模型,开展石油磺酸盐表面活性剂驱、直链型聚合物驱和聚合物/表面活性剂二元驱驱油实验。研究结果表明,三维非均质模型和实际油藏物性相近,较好地模拟了油藏真实情况。与水驱相比,裂缝层、基质层和并联岩心模型表面活性剂驱分别提高采收率2.65%、2.72%和2.67%,聚合物驱分别提高采收率5.65%、3.32%和4.57%,二元驱分别提高采收率8.23%、5.09%和6.69%。与表面活性剂驱、聚合物驱相比,二元驱提高采收率效果明显,可望用于长庆油田水驱后驱油。     

低渗油藏表面活性剂驱油性能研究

针对SN井区低孔低渗,研究出适合该油藏条件的表面活性剂体系OS-10。在油藏条件下,对OS-10的降低界面张力能力、乳化性能以及润湿改善等进行了系统评价。实验结果显示,2 500mg/L的OS-10表面活性剂溶液在73℃老化160d后,油水界面张力仍可保持10~(-4) mN/m超低数量级。OS-10在岩石表面吸附可使强亲水岩心向弱亲水转变。通过岩心驱油实验研究不同渗透率(油藏渗透率范围内)对驱油效率的影响,实验表明,岩心渗透率越大,提高采收率越高,岩心渗透率为(10~100)×10~(-3)μm~2时,表面活性剂提高采收率为16.80%~22.59%。在不同注入时机注表面活性剂段塞,水驱至经济极限时总采收率最高。     

渣油磺酸盐表面活性剂对晋45断块高温油田的适应性评价

通过对渣油磺酸盐在晋45断块高温油田溶解性、界面张力、稳定性、吸附量及驱油效率的测定,研究渣油磺酸盐在高温油田的驱油性能。结果表明,该表面活性剂在晋45断块油藏条件下,具有较好的溶解性,与该断块脱水原油的界面张力可以达到10-3mN/m数量级;注入浓度0.3%时,在晋45断块岩心上的吸附量小于2 mg/g油砂;0.2%表面活性剂自发吸吮采收率达到25%。室内岩心驱油试验结果表明,0.2%表面活性剂注入0.3 PV可比水驱提高采收率13个百分点以上。研究认为,该表面活性剂可以较大幅度地提高晋45断块油藏采收率。     

表面活性剂复配提高超低渗油藏渗吸采收率

超低渗油藏开发主要靠压裂渗吸开采基质原油,但通常水驱渗吸采收率低,而表面活性剂复配可以提高渗吸采收率。通过对复配体系的性能分析,探讨表面活性剂体系复配对超低渗油藏渗吸采收率的影响规律。针对阴离子表面活性剂HABS、非离子表面活性剂APG1214及两者复配体系,采用渗吸瓶试法测定不同体系处理岩心的渗吸采收率效果;研究了渗吸体系与原油之间的界面张力、岩心经渗吸体系浸泡前后的接触角变化、体系乳状液稳定性3种因素对采收率的影响。结果表明,岩心在复配体系中的自发渗吸采收率最高(10.43%),而HABS体系仅为4.57%,KCl体系只有2.2%,APG1214体系不能发生渗吸。复配体系与原油间的界面张力能达到10-2mN/m数量级,并可将强水湿岩心转变为润湿角接近90o的弱亲油岩心,同时复配体系易与油生成乳液且乳液易聚并。岩心驱油实验中,复配体系的注入压力最小,采收率增幅最大。超低渗油藏渗吸采油率的提高需要低界面张力、偏中性润湿的超低渗岩心,易生成可聚并的乳状液,乳状液过于稳定不利于渗吸采油。图4表2参16     

组合驱提高原油采收率实验研究

根据河南油田双河北Ⅱ4-5块已完成聚合物和微凝胶驱的现状，提出了对聚合物驱、聚合物／表面活性剂二元复合驱、微凝胶驱优化组合进行组合驱提高其原油采收率的观点。并在数模优化组合驱段塞构成的基础上，对不同渗透率的天然岩心与人造岩心进行了驱油实验。实验表明在双河北Ⅱ4-5块聚合物驱后实施组合驱提高原油采收率不仅可行，而且采收率（天然岩心）达13％。在最佳注入速度（14．2m／d）下，采收率高达15．7％。其驱油机理是调堵提高波及系数和降低油水界面张力而提高洗油效率。     

稠油油藏表面活性剂辅助CO2驱油效果及主控性能

针对稠油油藏储层特征与开发现状,基于静态泡沫性能与驱油性能评价,复配了3种具备不同性能的表面活性剂,并研究了不同表面活性剂辅助CO2驱油效果,明确了表面活性剂的主控性能。实验结果表明,表面活性剂S1,S2和S3辅助CO2驱油对渗透率级差为3.0的非均质岩心水驱后采收率增幅分别为19.7%,13.2%和15.2%,优于直接注入CO2的驱油效果,说明表面活性剂可以提高稠油油藏高含水阶段CO2驱油效果。其增油机理主要为表面活性剂驱油贡献及其与后续CO2产生的泡沫的驱油贡献。表面活性剂乳化能力越强,乳化现象越明显,驱油效率增幅越大;静态发泡能力越强,与CO2在岩心中越容易产生泡沫;强发泡能力-弱稳定性表面活性剂与CO2产生的泡沫更容易实现深部调驱。随着非均质岩心渗透率级差从3.0增至9.0,3种表面活性剂辅助CO2驱油效果均不同程度地下降,其中S1辅助CO2驱油的采收率增幅降至12.6%,相比于S2和S3,S1对岩心非均质性变化的适应性较强。因此,对于目标油藏,具备强乳化、强发泡能力且兼顾弱泡沫稳定性的复配表面活性剂S1辅助CO2驱油效果最佳,对非均质性变化的适应性更强。     

高温高盐油藏表面活性剂研发与试验

化学驱技术是油田开发进一步提高采收率的重要手段,但在90℃以上的高温高盐油藏中面临挑战。针对大港油田南部高温高盐油藏特征,研制了耐温抗盐的原位乳化表面活性剂产品BJ-G-77。该产品不仅能够降低油水流度比,而且还具有较好的洗油能力,因此可以驱替更多残余油。原位乳化表面活性剂是由高浊点的非离子表面活性剂组合和乳化增粘组分复配而成。性能评价结果表明,0.3%BJ-G-77水溶液能使油水界面张力降低至10^-3 mN/m数量级,同时具有优异的乳化增粘和抗吸附性能。室内单岩心物模实验在水驱基础上提高采收率16.9%;渗透率级差为3的并联岩心驱油实验结果表明,BJ-G-77溶液能够降低油水流度比,进一步提高采收率20.3%。该产品在W27断块官77-60井组进行了现场试验,油井见到明显的增油降水效果。现场试验表明,原位乳化驱油表面活性剂应用于高温高盐油藏可以提高采收率。该表面活性剂的开发为其他不同油藏提高采收率、开发系列化产品及扩大储层适应性提供了指导。     

用于无酸值低活性原油油藏的ASP驱油体系

针对原油酸值为零的辽河油田曙光４７１４区块原油，进行了碱／表面活性剂／聚合物（简称ＡＳＰ）复合驱油的研究。从１４种表面活性剂中优选出了两种与ＮａＯＨ＋Ｎａ２ＣＯ３混合碱和聚合物复配的ＡＳＰ体系，可使油／水动态界面张力平衡值降至１０－４ｍＮ／ｍ；还研究了该配方体系与原油的乳化性能、长期稳定性，并作出了活性图；驱油实验结果表明在人造岩心上ＡＳＰ体系可提高采收率２０．６％，在人工充填天然油砂岩心上可提高采收率２６．８％，采出液十几分钟后乳化现象消失，油／水彻底分离，界面清晰。本试验结果表明：对于无酸值低活性原油，ＡＳＰ复合驱也具有较好的潜在应用价值。     

ROS驱油表面活性剂在高温高盐油藏中的应用

研究了 ROS 驱油表面活性剂用于华北油田晋45断块的有关性能,包括溶解性、界面张力性能、耐高温性能、吸附性能以及岩心驱替实验。结果表明,ROS 驱油表面活性剂在晋45断块地层水中具有良好的溶解性和耐高温性能;当 ROS 质量分数大于0.2%时,油水界面张力可以达到10~(-3)mN/m 的超低值;在设计注入质量分数0.3%附近,吸附量小于1.0 mg/g,能够满足华北油田晋45断块对表面活性剂驱油的要求;质量分数为0.2%的 ROS 驱油表面活性剂驱可比水驱提高采收率13.3%。     

用生物表面活性剂提高采收率的试验研究

本文研究了用生物表面活性剂提高采收率的有效性。大量的试验研究表明在加入助表面活性剂(2, 3 丁二醇) 和部分水解疏水缔合聚合物(PHPA) 后, 生物表面活性剂(由杆菌mojavensisJF 2培育而成) 能够使水驱后达到残余油饱和度的岩心中的油流动起来并采出这部分残余油, 采出程度为残余油的20% ~80%, 其采收率与生物表面活性剂的浓度线性相关。仅注入表活剂其提高采收率的程度低于分别注入了稠化剂段塞和流度缓冲液段塞时表活剂的采收率, 在加入2, 3 丁二醇和PHPA后, 只需用浓度较低的生物表面活性剂16ppm (即0 0016% ) 就能采出残余油的22%。然而,在没有助表面活性剂或稠化聚合物的情况下, 即使生物表面活性剂有着非常高的浓度(12300ppm), 也只能采出残余油的极少部分(小于5% )。