长庆油包水乳状液的稳定性与沥青质含量的关系

以长庆轻质原油为例,探讨了原油组分对乳状液稳定性的影响规律;采用煤油萃取轻质组分及二 甲苯溶解沥青质两种方法证实了沥青质是稳定轻质油包水乳状液的主要因素;采用流变仪、布氏黏度计 和光学显微镜等仪器测定了含水原油乳状液界面膜强度、油相黏度和乳状液尺寸。结果表明,取决于沥 青质的油 水界面膜强度和油相黏度是影响原油乳状液稳定性的主要因素,沥青质含量越高,油 水界 面膜强度和油相黏度越大,乳状液越稳定。     

超临界CO_2处理对破乳剂作用效果的影响研究

为掌握CO_2驱技术应用后,超临界CO_2处理对长庆原油乳状液加剂破乳过程的影响,本文以超临界CO_2处理前后长庆原油W/O型乳状液为研究对象,利用界面流变仪、电导率仪、乳液脱水率测定装置,测试超临界CO_2处理前后乳状液稳定性及界面特性变化并分析AP 125型、XL型、JL型破乳剂在超临界CO_2处理前后对乳状液破乳脱水特性及界面特性的作用变化情况,结果表明,长庆原油W/O型乳状液体系较为稳定,不加破乳剂情况下难以脱出游离水,且超临界CO_2处理会使得长庆原油乳状液界面膜强度更高,乳液稳定性更好,同时,超临界CO_2处理会明显恶化三种破乳剂的破乳脱水效果,并使得界面弹性模量更早出现拐点。     

超临界CO2处理后草桥稠油流动性能及沥青质缔合状态的变化

采用自研的scCO2原油混相（非混相）处理装置,模拟驱油条件对草桥稠油进行非混相处理,测定其化学组成、黏温关系、分散稳定性及电导率的变化,从沥青质缔合状态及溶剂化层空间延展度的角度,分析经scCO2非混相处理后脱气草桥稠油流动性能及沥青质缔合状态的变化规律。结果表明,CO2气体的逸出会降低稠油体系中轻质烃的量,略增加体系极性组分含量;scCO2处理会破坏稠油胶体体系稳定性,使得沥青质相互缔合,增大沥青质缔合体粒径,影响沥青质在正庚烷体系中的稳定性,并降低体系的电导率;同时,更多胶质吸附于沥青质缔合体外围以保证scCO2处理后体系内沥青质胶束的稳定性,导致沥青质溶剂化层空间延展度提高,体系内摩擦力增大,黏度上升。     

延长油田乔家洼油区CO_2驱沥青质沉积规律研究

为了明确延长油田乔家洼油区CO_2驱油藏沥青质沉积条件和规律,以该试验区油藏条件为基础,开展了原油和CO_2不同物质的量比条件下的沥青质沉积实验。研究结果表明:随着压力的增加,CO_2与原油作用产生的沥青质沉积量先是缓慢增加,然后大幅上升,直到变化不再明显。沥青质沉积点压力随CO_2含量的增加而降低,两者几乎成线性变化关系。因此,在CO_2驱油过程当中,注入井近井地带和混相驱的混相带是容易产生沥青质沉积的地方,易造成储层伤害。     

油包水乳状液中胶质和沥青质的界面剪切黏度和乳状液稳定性的关系

 采用红外和紫外光谱分析了胜利原油中胶质和沥青质的结构，采用界面剪切黏度对其油、水界面膜强度进行了表征，测定了胶质和沥青质模拟油油包水乳状液的稳定性。结果表明，沥青质和胶质的结构和相对分子质量不同，沥青质含有更多的芳环结构，相对分子质量比胶质大，界面膜强度也比胶质强，其乳状液更稳定。     

有关原油乳状液稳定性的研究

本文从原油中天然乳化剂的主要组分沥青质的性质及其对原油乳状液稳定性的影响，原油乳状液界面膜性质及破乳剂对界面膜性质的影响等方面综述了近十年来国外在原油乳状液稳定性研究方面的进展。     

CO_2驱对长庆原油物性及流变性影响研究

本文以长庆原油为研究对象,利用CO_2原油处理装置、气象色谱仪、差式扫描量热仪、流变仪、凝点测定仪等仪器设备,测试了CO_2处理前后长庆原油的化学组成、析蜡特性及流变性的变化规律,揭示CO_2处理后长庆原油化学组成变化与流变性变化之间的联系。结果表明,CO_2处理使得长庆原油高碳数的烃类组成含量明显上升,饱和分量减少,胶质沥青质含量增加,析蜡点与析蜡量均有一定程度的上升,凝点、反常点升高,油品流动性变差,低温胶凝结构增强。     

CO2驱油过程中原油胶质对沥青质沉积的影响

沥青质沉积严重影响油田开发效果,为明确CO_2驱替过程中胶质对于沥青质沉积的影响,本文以不同胶质沥青质质量比的原油模拟液为研究对象,通过微观可视驱替实验,模拟CO_2驱替过程中沥青质沉积现象,确定其组分含量、物性、固相颗粒大小变化,分析胶质对沥青质稳定性的影响。研究结果表明:胶质以圆球状包裹沥青质,对沥青质起着稳定作用;当胶质沥青质质量比从1∶1升至6∶1时,沥青质沉积量、沉积潜力均先增大后减小,黏度则先减小后增大,胶质与沥青质质量比为2∶1时,黏度达到最低,沥青质沉积量、沉积潜力最大。沥青质沉积与胶质含量有关;沥青质胶质间存在一对作用力—吸附力与分散力,沥青质沉积量与这对力的作用效果相关。图16参25     

油藏条件对超临界CO2扩散行为及浓度场分布的影响*

超临界CO_2(scCO_2)在原油中的扩散行为直接决定了其吞吐提高采收率的效果,尤其对于致密页岩等非常规油藏。本文根据压降法搭建了测定scCO_2在原油体相中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、温度、原油黏度等油藏条件对scCO_2扩散系数及浓度分布的影响规律,并建立了scCO_2浓度场及扩散前缘的预测方法。研究结果表明,scCO_2在原油体相中的扩散系数为10~(-8)m~2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓;升高温度促进了CO_2分子的扩散,但在临界温度点附近出现最大扩散系数;扩散系数随原油黏度增加快速递减。经过0.4 h扩散,扩散前缘可以完全抵达高度为2.8 cm的油相底部,10 h后scCO_2能够完全充满整个油相空间,在扩散后期,CO_2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。图16表1参17     

烃组分对CO2驱最小混相压力的影响

针对CO_2-EOR原油组分对混相能力影响的问题,应用界面张力消失法设计了不同碳数烃组分、不同族烃组分、不同含量烃组分混合模拟油与CO_2的最小混相压力实验,分析不同族烃组分与CO_2最小混相压力的变化规律,探寻原油中影响CO_2驱最小混相压力的关键组分。研究表明:原油中不同组分与CO_2的最小混相压力不同,相同碳数烃组分最小混相压力依次为:烷烃、环烷烃、芳香烃;同族烃的碳数越小,最小混相压力越小;相同碳数烃类的混合组分模拟油的最小混相压力小于单一烃组分的最小混相压力;原油中低碳数烷烃含量增加,最小混相压力降低,高碳数芳香烃含量增加,最小混相压力升高。该研究结果为多种类型油藏实施CO_2驱提高采收率提供了数据材料及理论支撑。     

三元复合驱和聚合物驱采出原油组成和破乳脱水的关系

 进行了三元复合驱采出液和聚合物驱采出液与水驱采出液的对比破乳脱水实验及模拟采出液的破乳脱水实验, 考察了三元复合驱和聚合物驱采出原油与水驱采出原油组成的差异, 以及沥青质和胶质对破乳脱水效果的影响. 结果表明, 与水驱相比, 由于原油各组分与岩石表面相互作用力的差异及不同驱替液的驱替能力的差异, 三元复合驱和聚合物驱采出原油中的沥青质、胶质和芳烃含量增加. 原油中的沥青质和胶质含量的增加, 导致采出液的油、水相分离更困难, 因为沥青质和胶质是原油中对油-水界面膜强度贡献较大的组分, 其进入油-水界面使界面膜强度较大. 沥青质形成的界面膜的强度大于胶质形成的界面膜, 因此沥青质对油、水分离的影响大于胶质.     

挥发性油藏CO2驱动态混相特征

挥发性油藏地层能量充足,原始地层压力高,常规水驱开发难以实施。CO_2驱以其良好的驱油特性在该类油藏中得到了应用,但由于挥发性原油气油比高,溶解气中甲烷含量高,导致CO_2驱混相压力高,使得其驱油效果受到一定的影响。通过室内实验和数值模拟,研究挥发性油藏注CO_2过程中的动态混相特征,并剖析衰竭开发转CO_2驱界限。结果表明:挥发性油藏存在着适度衰竭转CO_2驱"脱气降混"机理,即随着地层压力的降低,原油中甲烷成分部分脱出,有助于CO_2驱最小混相压力的降低。另外,其脱气降混程度与其原油类型和溶解气油比有关,原油越接近于凝析油,气油比越高,混相压力降低程度越大;反之,原油越接近于黑油,气油比越低,混相压力降低程度越小。结合动态混相机理,提出了挥发性油藏衰竭开发转CO_2驱界限,即气油比越高,其转驱界限越低,脱气后CO_2混相驱补充地层能量幅度越小;反之,转驱界限越高,补充地层能量幅度越大。     

致密砂岩油藏CO_2驱固相沉积规律及其储层伤害特征

沥青质及金属无机沉淀对致密储层的伤害是注CO_2驱替中不可避免的问题。为探究沥青质及无机沉淀对储层的伤害机理,以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例,在明确(非)混相压力下原油中CO_2含量与沥青质沉淀量关系的基础上,通过开展CO_2驱替长岩心实验,研究了CO_2非混相和混相驱过程中沥青质和无机沉淀对储层的伤害特征,评价了有机和无机沉淀对储层渗透率和孔隙度的伤害程度。结果表明:当原油中CO_2含量达到临界值时,沥青质开始沉淀,沉淀量随CO_2含量的增加先快速上升后趋于稳定。混相压力下沥青质沉淀对渗透率和孔隙度的伤害程度均大于非混相。沥青质在混相压力下大量沉积部位为长岩心中后部,而在非混相压力下主要在长岩心前中部。当岩心中沥青质沉淀量达到最大时,后续岩心中的沥青质沉淀量将会逐渐降低,对渗透率造成的伤害也会逐渐减小。无机沉淀在非混相压力下对前中部岩心的渗透率伤害程度大,而在混相压力下则对中后部岩心的渗透率伤害程度大;无机沉淀对孔隙度的影响规律与对渗透率存在差异,主要与溶蚀作用及无机沉淀产生的位置有密切关系。若目标油藏采用非混相驱开发,预防重点为无机沉淀,预防沉淀部位为注入端附近储层;若采用混相驱开发,则预防重点为有机沉淀,预防沉淀部位为产出端附近储层。     

原油乳状液稳定性影响因素研究的新进展

乳化剂的存在是生成稳定乳状液的必要条件。研究表明:胶质和沥青质的协同作用很强,胶质对沥青质的分散能力可以阻碍沥青质的聚并和缔和。随着原油相黏度增加,阻碍了界面膜的排液,油滴间难以聚并,使W/O型乳状液更加稳定。在界面面积不变的情况下,油水两相间具有较低的界面张力,降低界面能,可增加界面膜的强度,这不仅有利于增加乳液的热力学稳定性,同时还能保持乳状液动力学稳定性不变,使乳状液的稳定性增加。对于W/O型乳状液,随着十二烷基苯磺酸钠(SDBS)浓度的增加,电导率不断提高,比较容易形成胶束。在调配驱油体系时,碱的加量应控制在一定范围内,以最大程度地发挥其驱油效果。     

超临界CO2处理对长庆原油添加降凝剂效果的影响

利用超临界CO2(scCO2)与原油混相处理装置,模拟地层条件对长庆原油进行超临界CO2混相处理,通过对处理前后油样的四组分(SARA)、沥青质稳定性、蜡析出曲线、凝点、流变性分析及微观显微观察,从沥青质缔合状态与蜡结晶层面分析了超临界CO2处理对乙烯 醋酸乙烯共聚物(EVA)降凝剂添加到长庆原油作用效果的影响。结果表明,超临界CO2处理加剂原油相比未处理加剂原油具有更好的低温流动性能。超临界CO2处理会增加未加剂原油体系极性,增强沥青质缔合程度,使低温下蜡晶形貌更细小,恶化原油低温流动性,而超临界CO2处理后添加EVA降凝剂却使得蜡晶形貌向更加紧密的团簇转化。由于超临界CO2处理有利于EVA降凝剂进一步改善蜡晶形貌,故超临界CO2处理可以促进EVA降凝剂对长庆原油低温流动性的改善效果。     

碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱采油井高黏稳定乳状液成因探讨

为揭示碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱采油井高黏度乳状液的成因,分析了室内物理模拟驱油及矿场采出液中油相黏度特点,考察了外力作用、化学剂浓度和类型、含水率和原油组分对乳状液稳定性及黏度的影响规律,探讨了相关作用机理。结果表明,在适宜的含水率(低于50%)条件下,含有极低浓度化学剂的采出水与原油通过强烈的外力作用(均化器转速超过6000 r/min),可形成高黏度稳定乳状液,原油中的沥青质是形成高黏度乳状液的关键物质。在模拟地层水中外加浓度较低的化学剂(重烷基苯磺酸盐、碱或部分水解聚丙烯酰胺)时,无论哪种类型的化学剂体系与原油在含水50%、均化器转速11000 r/min下形成的乳状液放置90 d后仍不分相,黏度均超过100 m Pa·s;当模拟地层水中外加化学剂浓度较高时,高黏度稳定乳状液不易形成,乳状液放置7 d后,析水率均大于85%,黏度均低于100 m Pa·s,外加的重烷基苯磺酸盐和部分水解聚丙烯酰胺等主要起破乳剂的作用。     

利用CO_2非混相驱提高采收率的机理及应用现状

由于重油的相对分子量很高,CO_2与原油的混相压力比油藏压力高得多,因此通过注CO_2提高原油采收率必须依赖非混相驱。在非混相驱中,CO_2溶入原油后,使油膨胀,并降低油的粘度,从而达到驱油增产的目的。通过介绍非混相CO_2驱在油藏增产中的驱油机理,证明CO_2作为一种有效的驱油剂,可以提高油藏原油的采收率。     

原油乳状液的稳定性与界面膜研究进展

1 前言原油乳状液是十分复杂的分散体系 ,以油包水型为主。分散在原油中的水滴的直径一般在 10～ 10 0 μm之间。有许多因素影响原油乳状液的稳定性 ,如原油密度、粘度、水含量和水滴直径等。原油之所以能形成稳定的乳状液 ,主要是由于原油中含有天然成膜物质 ,如沥青质、胶质和卟啉类极性物等 ,它们吸附在乳状液的油水界面形成牢固的界面膜 ,乳状液的形成大大提高了原油的粘度 ,使原油流动性变小。液滴间界面膜强度的大小是决定乳状液稳定性的关键。界面膜稳定是原油乳状液稳定的一个重要机理。水滴聚并的速率与界面膜的可压缩性有关 ,具有…     

低渗油藏CO_2/原油及N_2/原油间油气相渗实验

CO_2驱以其良好的注入性和驱油效果成为低渗透油藏有效提高采收率方法。油气相渗曲线是研究CO_2驱油效果的关键参数。通过非稳态油气相渗实验及JBN方法,分别进行了CO_2/原油、N_2/原油的油气相对渗透率实验,并从气测渗透率、黏度、界面张力等分析了2种气体相渗曲线的差异。研究结果表明:CO_2驱过程中的油气相渗曲线的两相共渗区要明显宽于N_2驱,且残余油饱和度小于N_2驱;随着含气饱和度的升高和含油饱和度的降低,CO_2与N_2的油相相渗比值急剧增大,气相相渗比值缓慢上升;相比于N_2,CO_2气测渗透率较大、黏度和油气界面张力较低,低渗透油藏中CO_2的渗流能力强于N_2。     

温度对油砂沥青相渗规律影响研究

针对目前油砂沥青等超稠油油藏热采过程中相渗规律研究较少的现状,通过非稳态热水驱实验,利用ＪＢＮ 方法计算油水相对渗透率,探究温度对油砂沥青相渗规律的影响。研究表明：对于含油砂沥青储层而言,油相相对渗透率较大,水相相对渗透率很小,油水相对渗流能力极不平衡;随温度升高,束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水相对渗透率都增大,两相共渗区间扩大;超高的原油黏度和胶质沥青质含量是造成油砂沥青相渗规律有别于稀油的主要原因;高黏油相对水相的阻碍作用使水相相对渗透率远小于油相相对渗透率;温度升高,原油黏度减小,胶质沥青质解吸,进而影响油水分布、润湿性及水相黏性指进程度,引起渗流规律的变化。