低温高盐低渗油藏表面活性剂驱油体系的筛选及评价

针对延长化182 井组长6 油层在实际采油开发过程中注采比不理想以及开发井低产、低能,地层水矿化度 和钙镁离子高导致常规表面活性剂失效等问题,研究了一种抗盐性表面活性剂驱油剂。该剂在不用螯合剂和稳 定剂的条件下,将两性-非离子Gemini 表面活性剂（PPM-12）、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠（AES-12）与十二烷基 二甲基氧化胺（OB-2）复配而得。对复配表面活性剂的配比和性能进行了优选和评价。结果表明,在表面活性剂 总加量为0.3%时,PPM-12、AES-12、OB-2 较适宜的质量比为4∶1∶1～1∶1∶4,油水界面张力均能达到10^-3 mN/m 数量级,在最佳配比2∶1∶3 下的油水界面张力可达1.2×10^-3 mN/m。复配表面活性剂的吸附性能、抗盐性能、乳化 性能和驱油效果均较好。经岩心6 次吸附后的油水界面张力仍在10-3mN/m数量级;其在油田钙镁离子浓度范围 内可达10^-3 mN/m数量级,镁离子对界面张力的影响最大,其次为钙离子,钠离子影响最小。当驱油体系加量≤ 0.25%时,乳化分水时间≤2894 s,且油水界面清晰。复配表面活性剂驱油体系在高盐低渗油藏的平均采收率增 幅达10.3%,在类似油藏有良好的应用前景。     

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。     

三季铵盐表面活性剂界面性能及驱油效果评价

在化学驱中,降低油水界面张力是表面活性剂驱油最基本的机理。三季铵盐表面活性剂因其特殊结构表现出更好的界面性能。针对已合成的三季铵盐,探讨了各因素对界面性能的影响,结果表明,纯三季铵盐溶液与长庆油区模拟油界面张力可达10-2mN/m,比常规活性剂低1～2个数量级,具有较好的耐盐、耐高温性;与阴离子活性剂α-烯烃磺酸盐复配后,界面张力可达10-4mN/m,表现出较好的协同效应。驱替实验结果表明,纯三季铵盐可降低低渗透岩心注入压力10.6%,提高采收率8.35%;与α-烯烃磺酸盐复配后,降压率为17.4%,岩心采收率提高了11.1%,降压和驱油效果更佳,这也表明界面张力越低,提高低渗透岩心采收率效果越好。     

安塞油田表面活性剂驱油体系室内研究

考察了阴离子-非离子型表面活性剂体系SKDAS的界面张力、乳化能力、吸附性能、配伍性能、降压增注能力,并进行了室内驱油实验。结果表明,0.1%数0.9%的SKDAS与安塞油田原油的最终界面张力维持在10-3m N/m数量级。在矿化度为10数90 g/L时,0.5%的SKDAS矿化水溶液与原油之间的界面张力均在10-3m N/m数量级,耐盐性较好。其对原油具有较强的乳化能力,且加量越大,乳化能力越强。0.1%数0.5%SKDAS溶液在油砂中的吸附量为0.11数0.14 mg/g。SKDAS和安塞油田清水、采出水配伍性良好。当SKDAS质量分数由0.3%增至0.7%时,可在水驱基础上提高采收率10.41%数12.84%,能满足安塞油田表面活性剂驱油的要求。     

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%。     

SN7-33井表面活性剂驱油研究与应用

针对江苏ShaN低渗透油藏非均质性强、物性差、孔隙结构复杂、水驱采收率较低的问题,开展了粘稳型表面活性剂HLX1和驱油表面活性剂HLX2的界面张力、吸附、乳化、防膨和驱油室内评价试验。根据试验结果进行了表面活性剂驱注入工艺优化,设计1.5%HLX1为前置防膨段塞,0.3%HLX2为驱油主段塞,在SN7-33井进行表活剂驱油现场试验,取得了增油降水效果。     

非离子、阳离子表面活性剂与驱油表面活性剂的协同效应

研究了驱油表面活性剂与非离子、阳离子表面活性剂的协同效应.表面活性剂之间的复配效果不仅与表面活性剂之间能否形成紧密的混合胶束有关,而且与油相性质如碳数、分子结构及水相性质如矿化度及电解质组成有关.当油相碳数较低时,Tween类非离子表面活性剂的亲油基在界面上插入油层较浅,在和阴离子表面活性剂形成混合胶束时其庞大体积的亲水基在水相中插入较深,对混合胶束形成的空间位阻作用较小,因此可形成较紧密的胶束而改善界面活性.Tween 80由于其亲油基碳链较长,在和阴离子表面活性剂形成混合胶束时,其庞大体积的亲水基离得较远,对混合胶束形成的空间位阻作用较小,而使减小阴离子表面活性剂离子端电荷间静电作用的屏蔽效应居于优势,因而界面活性有较大改善.阳离子表面活性剂CTMAB加入阴离子表面活性剂中由于其正负离子之间的引力使胶束更加紧密,界面活性得到改善,但只发生在矿化度较低的情况下.当矿化度较高时,反离子浓度增加,从而压缩表面活性剂的双电层,减弱了表面活性剂离子头上电荷对周围表面活性剂离子头的电荷作用力.     

一种驱油用表面活性剂的室内研究

长庆油田属于低渗油藏,大部分区块采收率仅在30%左右,提高采收率是增加原油可采储量的重要途径,表面活性剂能大幅度提高采收率,寻找一种高效率、低成本的驱油用表面活性剂已成为石油工作者的研究热点。经过大量室内实验,研制出一种β-萘磺酸盐甲醛缩合物表面活性剂,并对其进行了各项性能评价。实验结果表明:以β-萘磺酸盐甲醛缩合物为主的复配表面活性剂各项指标达到了现场应用要求,配以合理的注入工艺,在长庆油田具有较好的推广应用前景。     

中原油田明15块表面活性剂驱油技术

ZY-M1505驱油表面活性剂是一种针对明15块研究的阴—非离子两性表面活性剂。室内评价了ZY-M1505驱油表面活性剂的浓度与界面张力关系、热稳定性能、驱油性能,并进行了矿场试验。实验结果表明,在明15块地层条件下,注入水、地层水表面活性剂液均可以达到超低界面张力,并具有长期的热稳定性和一定的驱油能力。矿场试验结果表明,表面活性剂驱提高了洗油效率,试验区块开发状态得到改善,区块递减明显减小,增油效果明显。     

非离子表面活性剂对阴/阳离子复配表面活性剂性能的影响

以十六烷基三甲基氯化铵、烷基磺酸钠、非离子表面活性剂等为原料,制备了阴/阳离子复配表面活性剂(记为CAN),以TX-10和MOA-15为非离子表面活性剂时分别记为TCAN和MCAN。采用界面张力测试、乳化性能测试和室内岩心驱替等方法,研究了非离子表面活性剂对CAN性能的影响。实验结果表明,TX-10和MOA-15均可提高CAN的溶解性。MCAN在地层水中的溶解性更佳,浊度较低。随非离子表面活性剂含量的增大,CAN的油水界面张力呈先减小后增大的趋势。随CAN含量的增大,油水界面张力呈急剧减小后趋于平缓的趋势。TCAN降低油水界面张力的性能较MCAN好。CAN的耐盐性为70 g/L,耐Ca2+达5 g/L,抗油砂吸附性能基本满足要求。TCAN的乳化性能和驱油效率均好于MCAN,且随岩心渗透率的增大,TCAN驱油效率的增幅比MCAN大。     

适合低渗高盐油藏的表面活性剂复配体系及性能研究

为获得适合长庆油田低渗高盐油藏使用的驱油体系,通过将石油磺酸盐阴离子表面活性剂CQPS和脂肪醇系列非离子表面活性剂ZFC-2复配,并加入醇类助剂ZJ-5,得到表面活性剂复配驱油体系YFFP-2,对其界面特性、乳化性能、吸附性能和提高采收率性能进行了研究。结果表明,YFFP-2复配体系的最佳配方为0.15%CQPS+0.05%ZFC-2+0.005%ZJ-5。在80℃、矿化度50 g/L的条件下,YFFP-2与脱水原油的界面张力为3.35×10-3m N/m;YFFP-2乳状液静置15 h后的析水率约15%;在天然低渗(20×10-3μm2)岩心上的动态吸附量为0.63 mg/g,远小于其在油砂、净砂上的静态吸附量(13.9、12.8 mg/g);YFFP-2驱油的最终采收率为68.4%,采收率增幅为26.4%,提高采收率的作用优于CQPS。     

低渗油藏用聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系

针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上,优化了复合调驱各段塞的注入参数,评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性,最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L),在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。     

桩西115区块表面活性剂驱技术研究与应用

胜利油田桩西采油厂桩115区块属于高温中低渗油藏,为进一步改善区块注采矛盾,本文通过考察不同浓度4种甜菜碱表面活性剂溶液与桩115区块原油间的界面张力及其在石英砂表面的吸附规律,开发了以甜菜碱表面活性剂为主剂、以碱木素为牺牲剂的低界面张力驱油体系。该体系在石英砂表面的静态吸附量为0.4 mg/g;无需同碱复配,即可使油水界面张力降至5×10-4mN/m。物理模拟实验表明,在水驱后注入0.3 PV冻胶堵剂+0.3 PV低界面张力驱油体系,原油采收率可提高17%。2008年1月在桩115-5井组采用驱替方案进行了现场试验,截止2010年5月净增原油1632 t。图13参7     

低渗透油藏表面活性剂/有机碱降压增注体系研究

在50℃下,通过室内实验优选出一种化学降压增注体系,组成为：0.05%双子表面活性剂HA-1+0.1%乙醇胺MEA+0.1%甲醇。该体系可使油-水瞬时最低界面张力降至3.78×10^-5 mN/m。考察了降压增注体系改变岩石润湿性的能力以及耐盐、耐温性能。结果表明,该体系可将油湿表面反转为水湿表面,33 h后模拟地层水与岩心表面的接触角从130°降至60°。NaCl加量为5000～20000 mg/L时,油水瞬时最低界面张力可达10^-2~10^-5 mN/m。CaCl₂加量为50~200 mg/L时,最低界面张力可达10^-3 mN/m数量级,平衡界面张力保持在10^-2 mN/m数量级。该体系适用于Na⁺加量5000～20000 mg/L、Ca²⁺加量小于200 mg/L,温度为40~70℃的油藏。岩心驱替实验结果表明,注入降压增注体系后,水驱压力降低20%,降压效果明显。     

低渗透油藏表面活性剂驱油体系的室内研究

通过对降低界面张力能力、乳化能力、改变岩石润湿性能力、吸附量以及驱油效率的评价,研究了SHSA-03-JS表面活性剂用于江苏油田沙七断块油藏表面活性剂驱的性能,并对低渗透油藏表面活性剂驱油机理进行了探究。结果表明,SHSA-03-JS表面活性剂溶液用于江苏油田沙七断块油藏原油时,在0.05%～0.6%浓度范围内油水界面张力均可达到10-2 mN/m的数量级,在0.1%～0.3%浓度范围内可达到10-3 mN/m的超低数量级;同时,该表面活性剂能使油湿石英片向水湿方向转变;在初始浓度0.3%时,表面活性剂在油砂的吸附量为4.78mg/g,能够满足江苏油田沙七断块表面活性剂驱的要求。室内岩心模拟驱油实验结果表明,当SHSA-03-JS表面活性剂浓度为0.3%时,表面活性剂驱可比水驱提高采收率11.47%。SHSA-03-JS表面活性剂能够满足江苏油田沙七断块进行表面活性剂驱的要求。     

新型活性剂体系在低渗透油田降压增注现场应用

介绍低含量活性剂体系在不同低渗透油田油水井的降压增注中的应用。低含量活性剂体系ZP-1918主要由多元高分子表面活性剂组成,室内性能评价结果表明．在模拟油层温度45～150℃条件下,该体系静态液相稳定期为120d,不分层,不沉淀,油水界面张力达到10^-2mN／m(数量级)以下,吸附损失量小,特别适用于低渗透油田增注施工。现场应用表明,0．1％～0．3％活性剂体系可使注水能力提高50％以上,压力下降2～10MPa,平均有效期在200d以上。     

低渗透油田双子表面活性剂降压增注实验研究

通过室内实验考察了H双子表面活性剂在临盘低渗透油田的降压增注效果.H双子表面活性剂的含量为0.05％～0.3％时,与此区块原油间的界面张力达到10-2 mN/m数量级,并且该活性剂可以使岩心片由强水湿性向弱水湿性方向转变.在岩心含油的情况下,注入H双子表面活性剂可降低注入压力,活性剂含量为0.2％时降压率最高,达30.9％.     

非离子表面活性剂/低碳醇体系的界面活性及应用

测定了45℃时非离子表面活性剂SP 1/醇/地层水(矿化度4456mg/L)体系与大庆十厂原油间的界面张力。在5g/LSP 1地层水溶液中按10g/L的浓度加入C1～C4脂肪醇,油水界面张力由2.06×10-2mN/m降至1.12×10-3～5.90×10-3mN/m,按2～15g/L的浓度加入甲醇,界面张力降至10-3mN/m数量级。在甲醇浓度为10g/L条件下改变SP 1加量,在1～10g/L浓度范围产生10-3mN/m数量级的超低界面张力。用悬滴法测定的5g/LSP 1/10g/L甲醇/地层水体系的界面张力,随测定时间延长而下降,25～100min时出现10-3mN/m数量级的超低值,100～120min时降至10-4mN/m数量级。在渗透率分别为25.0×10-3和2.9×10-3μm2的2只岩心上,水驱油后注入SP 1/甲醇/地层水溶液,后续水驱末的注水压力比前期水驱末分别降低63.6%和42.6%。简要介绍了在低渗透注水井朝82 152注入该体系降低注水压力、增加注水量的成功试验。图3表3参5。     

2-D智能纳米黑卡在低渗透油藏中的驱油性能评价

针对低渗透油藏渗透性差、孔喉狭小和岩层致密等特点,研制了片状2-D智能纳米黑卡驱油体系。研究了2-D智能纳米黑卡的微观结构、润湿性、界面性质、稳定性、乳化降黏性,通过一维岩心驱替实验考察了岩心渗透率、纳米黑卡浓度以及原油黏度对2-D智能纳米黑卡溶液驱油效果的影响。研究结果表明,纳米黑卡尺寸约为60 nm×80 nm×1.2 nm,其与油水界面形成"面-面"接触,界面作用极强。纳米黑卡比表面积大,能在水相中均匀分散,可发挥润湿反转、乳化降黏、降低界面张力、降压增注等多重功效。岩心驱替实验结果表明,岩心渗透率、纳米黑卡浓度和原油黏度对驱油效果均有影响。在岩心渗透率为25×10^-3μm²、纳米黑卡加量为0.005%和原油黏度为25 mPa·s时,2-D智能纳米黑卡溶液的驱油效果较好,原油采收率增幅为18.10%。片状2-D智能纳米黑卡可充分发挥"智能找油"功能,适用于低渗透油藏提高驱油效率。图10表2参28     

高30断块油藏S/P二元复合驱室内实验研究

针对高30断块砂岩油藏,筛选和评价了表面活性剂/聚合物(S/P)二元复合驱油体系。结果表明,表面活性剂CDS-1在有效浓度(0.025%~0.300%)低而宽的范围内,体系与原油的界面张力可降到能大幅度提高驱油效率的10-2mN/m数量级;当疏水缔合聚合物HNT201-3浓度为1 250 mg/L、CDS-1浓度为0.05%时,体系在地层条件下的表观黏度可达72.37 mPa.s。在模拟油层渗透率及非均质变异系数的岩心上,注入0.30 PV二元复合体系及0.10 PV聚合物保护段塞时,可比水驱提高采收率20.91%OOIP。