欢喜岭油田欢50块高温油藏提高采收率方法研究

欢喜岭油田欢５０块高温油藏室内提高原油采收率实验结果证明，欢５０块原油／（碱＋表面活性剂）体系的界面张力随温度的升高而降低。可利用界面张力与温度关系曲线外推，获得不易测定的较高温度下界面张力值，由于欢５０块油藏温度很高，表面活性剂的热稳定性成为化学驱成功与否的关键，试验证明，含盐度是影响表面活性剂热稳定性的主要因素之一，配方１．５％Ｎａ２ＣＯ３＋０．４％ＬＨ可满足高温条件下欢５０块油藏原油低张力驱     

热水和表面活性剂驱室内实验

针对辽河油田海26块油藏原油粘度高、常规水驱开发效果差等现状,通过对表面活性剂进行表面活性、界面张力、耐温性和吸附性等性能的评价,筛选出适用于海26块油藏的表面活性剂。通过一维管式驱油实验,研究了注入温度、表面活性剂溶液质量分数、注入方式对原油采收率的影响。结果表明,随着注入温度的不断升高,最终采收率不断增加,当注入温度超过120℃后,原油的最终采收率增加幅度变缓;随着表面活性剂溶液质量分数的增大,最终采收率不断增加,表面活性剂溶液质量分数达到0.3%后,最终采收率增加幅度变缓;表面活性剂与热水多轮次交替注入比单轮次注入表面活性剂的驱油效果要好。在注入温度为120℃、表面活性剂溶液质量分数为0.3%和4轮次交替注入优化参数下,热水和表面活性剂驱的最终采收率为83.67%。     

无碱二元驱提高原油采收率技术在辽河油田的应用

针对辽河油田区块的油藏条件,在室内进行了无碱表面活性剂/聚合物复合二元驱提高原油采收率的研究。对聚合物(P)进行了基本参数的检测,确保聚合物达到驱油聚合物的行业标准;对3种表面活性剂YD,J16,BH进行了筛选,优选出对该地层原油具有最佳降低界面张力效果的表面活性剂YD;将筛选出的表面活性剂与聚合物复配组成二元体系,并得出最佳配方:0.16%P+0.15%YD。筛选出的二元体系可以使油水界面张力降至<10-3mN/m,并具有长期稳定性,采用无碱二元驱可以大幅提高原油采收率,增幅>10%。     

二元复合体系界面活性与乳化性能协同提高采收率实验研究

二元复合驱能够大幅度提高水驱后油藏采收率,为深化二元复合体系提高采收率机理认识,开展二元复合体系界面活性与乳化性能协同提高采收率研究。通过物理模拟实验、微观可视化驱替实验和核磁共振实验,研究具有不同界面活性和乳化性能二元复合体系的驱油效果,明确渗流过程中其界面活性变化规律,阐明油水界面张力与乳化性能协同提高采收率机理。结果表明,由于油藏的非均质性及驱油体系性能变化,二元复合体系与原油界面张力并非越低越好。过高界面张力不利于洗油效率的提高,而过低界面张力不利于乳化作用的发挥。当油水界面张力与乳化性能配伍关系良好时,二元复合体系既可以利用较低界面张力启动油藏深部残余油,又可以通过残余油滴封堵大孔道,改变油藏深部流场分布,降低非优势层剩余油饱和度,实现大幅度提高采收率的目标。     

无碱二元体系的黏弹性和界面张力对水驱残余油的作用

三元复合驱含碱驱油体系会大幅度降低聚合物溶液的黏弹性,引起地层粘土分散和运移、形成碱垢及导致地层渗透率下降。为此提出利用不加碱可形成超低界面张力的聚合物/甜菜碱表面活性剂二元复合体系驱油。通过流变性实验及微观模型驱油实验,分析了表面活性剂对聚合物表面活性剂二元复合体系黏弹性的影响和聚合物表面活性剂二元复合体系的黏弹性及界面张力对采收率的影响。对聚合物表面活性剂二元复合体系提高水驱后残余油采收率机理的研究表明:在驱替水驱后残余油过程中,聚合物表面活性剂二元复合体系利用了聚合物溶液的黏弹特性和表面活性剂的超低张力界面特性,水驱后残余油以油丝和乳状液形式被携带和运移,随着二元驱油体系的黏弹性的增加和界面张力的降低,水驱后二元驱后的采收率增加,降低界面张力的驱油效果(指达到超低)比提高体系的黏弹性的效果更明显。     

运用微生物氧化方法改善碱驱效果提高原油采收率

用含有碱性液和合成表面活性剂（ＡＳ）的混合液进行油藏驱替，能显著提高原油采收率且耗资少。若在碱的水溶液混合物和表面活性的水溶液（ＡＳＰ）中加入聚合物添加剂，可进一步提高原油采收率，在油水界面酸性油组份与脂肪盐层发生呼 反应后使油水界面张力下降。     

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     

无碱表面活性剂-聚合物复合驱技术研究进展

无碱表面活性剂-聚合物二元复合驱可避免碱引起的结垢、乳化、腐蚀等负面作用,降低投资和操作成本,是具有应用前景的化学驱提高石油采收率新技术。目前存在主要问题有:缺少高效稳定的活性剂工业化产品,驱油机理及主要影响因素理论研究薄弱,评价方法不健全,矿场试验少、技术风险较大。影响表面活性剂-聚合物二元复合驱驱油效率的主要因素有体系黏度、界面张力、乳化强度等,二元体系具有较高的黏度是提高采收率的重要保障,体系油水界面张力越低驱油效率越高,体系乳化性能也显著影响驱油效果。表面活性剂-聚合物二元复合驱矿场试验取得了一定效果,但也暴露出一些问题,需要提高配方适应性、驱油剂产品质量稳定性,优化注入方案,加强现场监测和跟踪调整等。     

表面活性剂—聚合物驱复合段塞的优化设计

文中对蒙古林岩油藏原油粘度相对较高,水驱效率低的特点,提出一种新型复合驱油体系。室内在对油水界面张力,配伍性,吸附量等方面性能评价的基础上,进行段塞优化设计。实验结果表明：该复合段塞采用混合注入的方式,不仅能够有效地降低油水界面张力,减少表面活性剂在岩石表面的吸附,而且具有很好的保持流度的能力。     

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。     

别古庄油田京11断块油藏三元复合体系配方优化

针对华北别古庄油田京11断块油藏储集层黏土含量高（29%）、地层原油黏度低（11.0 mPa·s）、酸值低（0.28 mgKOH/g原油）、油藏温度低（54 ℃）、水驱采收率高（> 50%）等特点,优化出适合该油藏的三元复合体系:1 500 mg/L聚合物J4+3 000 mg/L表面活性剂ES+12 000 mg/L碳酸钠。开展了该复合体系热稳定性、老化、吸附等评价实验。结果表明,体系老化90 d和天然岩心砂三次吸附后,热稳定性较好（黏度保持率为50.6%）,仍能达到10-3 mN/m超低界面张力。采用高低渗透率双管模型,开展了老化前后复合体系驱油实验对比研究。在综合含水90%时,改注0.3 PV未老化复合体系,综合采收率提高31.1百分点;改注0.3 PV老化90 d后的三元复合体系,综合采收率提高22.2百分点,比老化前降低8.9百分点,说明三元复合体系老化后对驱油效果有较大影响。分析发现体系老化后黏度降低较多、界面张力升高,是导致驱油效率下降的原因。研究结果对今后体系优化具有一定指导作用,体系优化中分别测定不同体系老化前后的黏度和界面张力,根据其变化情况即可最终优化出较佳的复合驱油体系。     

非均相复合驱油体系设计与性能评价

为进一步提高聚驱后油藏采收率,针对聚驱后油藏非均质性强、剩余油普遍分布的特点,提出了非均相复合驱油体系。非均相复合驱油体系包括黏弹性颗粒驱油剂（PPG）、表面活性剂和聚合物。通过研究黏弹性颗粒驱油剂的溶胀能力、黏弹性、滤过能力和在岩心中运移性能,及其与表面活性剂、聚合物之间相互作用,得到了适合于胜利高温高盐油藏和聚合物驱后油藏的非均相复合驱油体系1000 mg/L PPG＋1000 mg/L聚合物＋0.3％胜利石油磺酸盐＋0.1％非离子表面活性剂1709。结果表明,PPG可遇水溶胀,耐盐性能好,在油藏中具有封堵和运移性能,较单一聚合物能够更好地提高波及体积。在含水98％条件下注入0.3倍孔隙体积的非均相复合驱油体系,聚合物驱后提高采收率13.6%(OOIP)。该体系可应用于高温高盐油藏或聚合物驱后油藏大幅度提高采收率。     

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%。     

自发乳化驱油方法Ⅱ:自发乳化驱油试验研究

研究了模拟油在岩心中的自发乳化驱油效果及提高采收率机理。不同渗透率岩心中,自发乳化驱油效果好于表面活性剂驱及聚合物驱。碱聚合物自发乳化驱替后采收率在水驱基础上还可提高23.7%,远远高于单独碱自发乳化驱、聚合物驱和表面活性剂驱,说明这一自发乳化驱油体系具有良好的驱替能力,能够大幅度提高采收率。模拟油在岩心中的自发乳化驱采收率和总采收率分别为24.5%和71.8%,与超低界面张力聚合物表面活性剂驱相近。高于三元复合驱、高浓聚合物驱。微观驱油试验证实光刻模型中发生了自发乳化现象。残余油自发乳化成小油滴,很容易穿过孔喉,以水包油型乳化状态开采出来。     

三元复合驱的驱油特征研究

大量室内研究和矿场试验结果表明,在高效的表活剂条件下,三元复合驱是一种非常有效的三次采 油方法,具有良好的应用前景。文中应用数值模拟技术并结合室内研究,给出了三元复合体系不同界面张 力和粘度比条件下,在非均质油层中的驱油特征。分析结果表明,三元复合驱与聚合物驱相比,对油层非 均质性有更大的适用范围;对于非均质油层的三元复合驱,采用增加体系的粘度和降低体系的界面张力的 方式都能获得较好的提高采收率效果,但高粘度是获得好的提高采收率的关键;采取分层注入的方式,或 者在三元复合驱后对高渗透层进行封堵,能更有效地采出中、低渗透层的剩余油,进一步提高采收率。本 项研究对认识三元复合驱的驱油机理和编制调整矿场试验方案提供了重要依据。     

锦州油田无碱二元复合驱实验研究

针对锦州油田的条件及开采现状,进行了α-烯烃磺酸盐类表面活性剂HDS及SNF聚合物组成的二元复合体系(SP)提高采收率的室内研究。考查了HDS表面活性剂的界面张力特性以及吸附特征;进行了二元复合体系的界面张力、表观黏度及岩心驱替等实验。结果表明:HDS表面活性剂油水平衡界面张力可以降低到超低数量级(10-3mN/m),吸附损失小(0.2%浓度HDS≤2.0 mg/g);二元复合体系油水平衡界面张力也能达到超低;黏度保持率高(≥90%),配伍性好,相对水驱提高采收率20%以上。故HDS表面活性剂是性能优良的表面活性剂,HDS与SNF聚合物组成的无碱二元复合体系能大大提高锦州油田的采收率,无碱二元复合驱是适合锦州油田开发的新技术。     

The Characterization of Natural Surfactant and Polymer and Their Use in Enhanced Recovery of Oil

Abstract

Studies have been done to examine the applicability of natural surfactant and polymer for enhanced oil recovery. A detailed investigation has been made on interfacial and rheological properties of natural guar gum polymer and surfactant obtained from extracted soapnut shell. Based on the physicochemical properties of the surfactant and polymer solutions, optimum compositions were designed for flooding experiments. Three sets of experiments were performed to study enhanced oil recovery by injecting the same pore volume of polymer, surfactant–polymer, and alkaline–surfactant–polymer slug after brine flooding. Significantly higher additional recovery (~24% original oil in place) was obtained by alkaline–surfactant–polymer flooding compared to the other two methods over waterflooding (~50% original oil in place).     

Low gas-liquid ratio foam flooding for conventional heavy oil

The recovery of heavy oil by water flooding is 10% lower than that of conventional crude oil,so enhanced oil recovery (EOR) is of great significance for heavy oil.In this paper,foam flooding with a gas-liquid ratio (GLR) of 0.2:1 for the Zhuangxi heavy oil (325 mPa·s at 55 °C) was performed on cores,sand packs and plate model.In sand pack tests,polymer enhanced foam flooding increased oil recovery by 39.8%,which was 11.4% higher than that for alkali/surfactant/polymer (ASP) flooding under the same conditions.Polymer enhanced foam flooding in plate models shows that the low GLR foam flooding increased oil recovery by about 30%,even when the extended water flooding was finished at 90% water cut.Moreover,it was discovered by microscopy that foam was more stable in heavy oil than in light oil.These results confirm that low GLR foam flooding is a promising technology for displacing conventional heavy oil.