渗透降黏驱油剂提高采收率机理

渗透降黏驱油剂是一种聚合物型降黏剂,具有优异的水相增黏和油相降黏作用,能抑制水窜,有效地提高水驱稠油采收率。从介观和微观2个层面对渗透降黏驱油剂提高采收率的机理开展了分析和探索,CT扫描驱油实验研究发现,渗透降黏驱油剂在模拟非均质油藏驱油过程中,出现了纯油相和乳液相2个采油峰值,实现了高、低渗透层的均衡动用。微观刻蚀模型驱替实验结果表明,渗透降黏驱油剂在驱替过程中可与稠油形成多种类型流体形态,并在油藏驱油过程中发挥不同作用：驱替初期形成油包水（W/O）乳液扩大波及体积;继续注入可变W/O型乳液为水包油包水（W/O/W）型,提高渗流能力;形成的微乳液相可提高岩石上的油相剥离效率。渗透降黏驱油剂驱替后剩余油分布特征表明,簇状流和滴状流的相对含量显著降低,说明其具有良好的扩大波及和洗油效果,对于大幅提高低效水驱稠油采收率具有重要的借鉴意义。     

稠油降黏剂驱提高采收率机理

为系统研究降黏剂驱这一新的开发方式提高采收率机理,应用单管填砂驱油模型、三维填砂驱油模型和微观玻璃刻蚀驱油模型,测试降黏剂驱的驱油效率和波及系数,并对其原因进行分析。实验结果表明,降黏剂驱通过提高驱油效率和增加波及系数提高采收率。与水驱相比,降黏剂驱可提高驱油效率13%,其机理为:①分散乳化,形成水包油的小油滴,有利于通过狭窄的喉道,降低原油的表观黏度;②降低界面张力,增加毛管数,降低残余油饱和度。同时,降黏剂驱将波及系数由水驱时18.8%提高到39.9%,其机理为:①乳液调驱,分散乳化的原油进入水窜通道,水渗流面积减小、阻力增加,后续注入液进入以前未波及区域;②贾敏效应,降黏乳化小油滴聚并成大油滴堵在孔喉处,周围驱替液转向。研究明晰了降黏剂驱提高采收率机理,为后续开发技术界限研究及现场应用奠定基础。     

含蜡普通稠油低温冷采降黏剂的研制及性能

以大豆油为原料,通过两步化学反应制备了改性植物油脂型降黏剂,考察了降黏剂的乳化能力,研究了降黏剂对中国石化河南油田分公司L区块、XH区块和EX区块稠油的降黏界限,并对降黏剂的模拟驱油效果进行评价。实验结果表明,所制备的降黏剂对于L区块和XH区块含蜡普通稠油具有很好的适应性,能够实现15～40℃低温条件下稠油的乳化降黏,降黏率达95%以上,形成了均匀分散的水包油乳液体系;对于高含蜡的EX区块稠油,在降黏剂中添加氢氧化钠助剂,可降低降黏剂的使用量。模拟驱油实验结果表明,降黏剂对L区块和XH区块稠油具有较好的驱替效果,采收率分别提高了14.67和9.17百分点。     

稠油降黏剂的研究进展

稠油的高黏特性是使其在开采、运输和加工方面具有很大困难的关键因素。向稠油中添加降黏剂从而达到降低稠油黏度的方法具有很好的开发前景。通过分析国内外学者对稠油降黏剂的研究应用现状,指出将无机纳米颗粒与聚合物降黏剂分子进行接枝聚合可以提高降黏效果,并进一步阐述了稠油降黏剂目前所存在的问题及发展方向。     

稠油乳化降黏体系提高采收率

为了解决胜利油田陈家庄稠油黏度大、开采难的问题,考察了阴离子烯烃类磺酸盐乳化降黏剂SS、阴离子烷烃类磺酸盐乳化降黏剂SD、非离子乳化降黏剂SF以及SS+SF(质量比1∶1)和SD+SF(质量比1∶1)复配体系降低油水界面张力的能力和乳化稠油的能力,并采用SS、SF、SS+SF溶液进行了微观可视化驱油实验。研究结果表明,在质量分数0.4%,温度25℃下,SD、SS阴离子乳化降黏剂体系与模拟油的界面张力分别为1.87×10-2mN/m和1.21×10-2mN/m,与稠油模拟油(黏度187 m Pa·s)形成乳状液(质量比3∶7)的黏度分别为42 mPa·s和46 mPa·s;在微观驱油过程中,阴离子乳化降黏剂SD、SS的提高采收率分别为56.75%、61.93%。同样条件下,SS+SF体系具有优于单组分乳化降黏剂的界面活性和提高采收率能力,界面张力降至1×10-4mN/m以下,与稠油模拟油形成的乳状液黏度为30 mPa·s,相对于SF乳化降黏剂提高采收率14.93%。SS+SF乳化降黏剂有望用作普通稠油油田的驱油处理剂。     

钻井液用降黏剂磺化苯乙烯-马来酸酐聚合物的合成与评价

以甲苯和丙酮为溶剂,苯乙烯、马来酸酐为主要原料,合成了磺化苯乙烯-马来酸酐聚合物(SSMA),平均相对分子质量为2 500～4 000.室内评价结果表明,SSMA具有良好的降黏和抗温性能.SSMA加量为30 g/L时,可使4%淡水基浆的表观黏度从7.5 mPa·s降至3.0 mPa·s;SSMA加量为40 g/L时,可...     

纳米聚（二乙烯苯-甲基丙烯酸十八酯）降黏剂的合成及其降黏效果

采用乳液聚合及酯交换方法合成了纳米聚(二乙烯苯-甲基丙烯酸十八酯)油溶性降黏剂。采用傅里叶变换红外光谱和透射电子显微镜对其进行表征,并测定其对大庆稠油和胜利稠油的降黏效果。结果表明,该合成聚合物为粒径165 nm左右的纳米小球。在温度40℃、最佳加入量条件下,该降黏剂对大庆稠油的表观降黏率为72.92%,净降黏率为49.91%;对胜利稠油的表观降黏率为80.29%,净降黏率为48.54%,均优于市售乙烯-乙酸乙烯酯共聚物降黏剂。该降黏剂是一种降黏效果较好的通用型降黏剂。     

两亲性降黏剂合成及性能评价

稠油降黏冷采是一种重要的稠油开采方式,研究合成了两亲性聚合物降黏剂L–A,并利用乌氏黏度仪、电导率仪等对L–A剂进行性能评价,与非离子型降黏剂烷基酚聚氧乙烯醚OP–10和吐温–80、阴离子型降黏剂石油磺酸盐(WPS)和烷基硫酸钠(SDS)相比,L–A剂耐温降黏效果良好,耐温120℃.室内物模驱油实验结果表明,相比单一水...     

降黏驱用降黏剂性能评价方法的研究

对稠油降黏驱用降黏剂的性能指标如界面性、乳化性、洗油性、热稳定性等进行评价,建立适用于降黏驱的降黏剂性能评价方法.     

南堡35-32稠油低温改质降黏剂研究

针对南堡35-2油田地层原油黏度高的特点,从族组分转化改善稠油流动性角度,评价了13种降黏剂的降黏性能。研究表明,降黏剂[Et3NH]Zncl3.co2+具有较优的改质降黏效果,在剂/油质量比1%、80%、反应16h条件下,可实现稠油黏度不可逆降低,降黏率达到22.0%。该降黏剂从根本上改善了稠油在地层中的流动性,有利于提高其采收率。     

变流度聚合物驱提高采收率作用规律及应用效果

大庆油田二类油层相比一类油层具有渗透率低、非均质性强、砂体发育较差的特点,为了更大程度上发挥聚合物驱油技术在二类油层上的开发效果,基于聚合物驱油墙聚并理论和流度控制理论,提出了变流度聚合物体系的梯次降黏、恒压提速的注入方式,即采用先高黏低速调堵高渗层、后降黏提速启动中低渗层的段塞式注入方式。该方式与交替注入对比实验结果和矿场应用效果表明：变流度聚合物梯次降黏注入的驱替前缘压力梯度大,可聚并形成高饱和度油墙,大幅度降低含水率,明显增加高渗透层流动阻力,后续低黏段塞以提速注入的方式依次匹配进入中低渗透层,明显扩大了中低渗透层的波及体积,改善了高、中、低渗层流度差异,在降低注聚成本的基础上,进一步提高了聚合物驱在非均质油藏的采收率。在梯次注入基础上提出的变流度聚合物驱新设计思路,指出了变流度聚合物驱设计参数关键在驱替段塞的数量和聚合物体系同油层的匹配关系。     

聚合物-降粘剂复合驱原油粘度界限确定方法

聚合物-降粘剂复合驱已越来越广泛地应用于各大油田,并取得了良好的开发效果,但随着原油粘度的增大,增油量不断减少,开发效益不断降低,目前尚没有明确方法来确定所适用的原油粘度界限,严重制约了该技术的推广应用。为此,从财务净现值入手,以吨剂增油值作为筛选指标,建立聚合物-降粘剂复合驱的原油粘度界限确定方法,以孤岛油田东区Ng4~1-5~1单元为例,利用所建方法得到该区块的原油粘度界限筛选图版。研究结果表明,聚合物-降粘剂复合驱原油粘度界限随油价上升不断增大,当油价为40美元/bbl时,原油粘度界限仅为854 mPa·s,但当油价升至70美元/bbl时,原油粘度界限提高至4 471 mPa·s。     

聚合物驱提高采收率注入参数研究

聚合物驱是油田提高原油最终采收率的重要手段之一。结合孤岛油田的相关资料,利用油藏数值模拟软件CMG,建立聚合物驱模型,针对影响聚合物驱效果的三个重要参数:注入时机、注入速率以及注采比进行研究。通过改变三个参数,探究日产油量、日产水率以及原油最终采收率的变化规律。模拟结果表明,在合理的成本范围内,注入聚合物的时机越早越好;提高聚合物注入速率时,原油最终采收率有下降趋势;注采比为1时,驱油效果达到最佳,对实际生产起到积极的指导作用。     

油溶性降粘剂辅助蒸汽驱在稠油开采中的应用研究

在研究新疆风城稠油性质的基础上,开展了一种油溶性降粘剂辅助蒸汽驱在稠油开采中的应用研究。研究表明,在50℃时,该降粘剂的室内净降粘率达80%以上,结合注蒸气工艺,室内提高采收率34.3%。现场试验增效作用明显,显著延长生产周期,提高油汽比和产油量。     

Optimum effective viscosity of polymer solution for improving heavy oil recovery

Severe viscous fingering during waterflooding of heavy oil leaves a large amount of oil untouched in the reservoir. Improving sweep efficiency is vital for increasing heavy oil recovery. Polymer flooding, a widely recognized mobility control enhanced oil recovery (EOR) technology for conventional oil, is generally not recommended for oils with viscosities higher than 200 mPa s according to the traditional EOR screening criteria. However, polymer flooding of heavy oil reservoirs is becoming increasingly feasible with the wide use of horizontal wells and because of relatively high oil price.This study investigated the relationship between the tertiary oil recovery by polymer flooding and the effective viscosity of polymer solution. Twenty-eight sandpack flood tests were conducted using oils with viscosities ranging from 430 mPa s to 5500 mPa s. Results showed that there existed a minimum value and an optimum value of effective viscosity for the injected polymer solution. Rapid increase in oil recovery was observed when the effective viscosity of the polymer solution was increased between these two values. Outside of this range, the increase in the effective viscosity of polymer solution resulted in only small incremental oil recovery. It was also found that both the minimum and optimum effective viscosities of polymer solution increased with increasing oil viscosity.     

Characterization of ternary compound viscosity reducer system on viscosity of viscous crude oil

Based on the theory that viscous crude oil can form stable two-phase oil-water interfacial molecular membrane with surfactant, the oil-water interfacial activity and viscosity reduction of oil-water interface of viscous crude oil were studied for the ternary compound system, including anionic surfactant alpha olefin sulfonate (AOS), weak alkali Na₂CO₃ and four different kinds of nonionic surfactant emulsifying silicon oil (LKR-1023), lauryl diethanolamide (LDEA), isomeric alcohol ethoxylates (E-1306), and polyoxyethylene sorbitan monooleate (T-80). Results showed when lipophilic or hydrophilic nonionic surfactants were used separately in the same compound system. The viscosity of viscous crude oil could be reduced, but the viscosity reduction efficacy was not desirable. However, using LKR-1023, E-1306, and T-80 as nonionic surfactant with mass fraction 1.0%, the viscosity reduction rate of viscous crude oil reaches 98.92%, 98.29%, and 96.87%, respectively. With 1.4% of LDEA, the viscosity reduction rate of viscous crude oil can reach 98.89%. Through all different kinds of the nonionic surfactant tested, oil-in-water (O/W) emulsion under LDEA ternary compound system has been proved to be the most stable with no phase inversion. Therefore, it is promising to improve the viscosity reduction of the super viscous crude oil by selecting the proper surfactant and dosage.     

三元复合驱中乳化作用对提高采收率的影响

评价了不同机械搅拌力、不同含水率条件下,碱、表面活性剂、聚合物溶液与原油间的乳化能力,研究了这种三元复合驱过程中形成的乳化液类型及其稳定性,给出了油水比、化学剂类型、浓度、外力及其综合作用对产生乳化的影响程度。分析了大庆油田三元复合驱矿场试验中采出液产生乳化的原因。室内物理模拟实验表明,三元复合驱过程中产生的原油乳化作用是提高驱油效率、扩大波及体积的关键因素。     

新型疏水缔合聚合物溶液性质及提高采收率研究

新型疏水缔合聚合物是亲水性大分子链上带有少量疏水基团的水溶性聚合物,当其溶液浓度达到临界缔合 浓度时,会出现疏水效应,强烈影响该聚合物溶液的性质,使其与一般聚合物溶液大相径庭。室内研究表明,该聚 合物溶液具有优良的增粘效应、耐温、抗盐和抗剪切性能。针对胜利油区Ⅱ类聚合物驱潜力油藏的地质特点,在室 内用填砂管模型和真实岩心研究了新型疏水缔合聚合物的驱油效率,结果表明在高温、高粘度、高矿化度油藏条件 下,新型疏水缔合水溶性聚合物可提高采收率7.62％以上,具有广阔的应用前景。     

微生物采油现场试验及效果分析

根据桩西油田的油井特点，选用两种微生物菌种Ｐａｒａ－Ｂａｘ．ｓ和Ｂｅｎ－Ｂａｃ。介绍了这两种微生物菌种的作用机理，应用条件。通过１０口油井的现场应用，表明两种微生物具有较好的清蜡、防蜡作用，对碳链具有一定的分解作用，增产节能效果明显，有效率８０％，平均单井日增油２．１ｔ，增幅达２４．６％，累计增油２１８１ｔ，有效期长，产出投入比为３．９∶１，该项试验首创了微生物采油处理深井、高温，高含蜡原油的成功经验。     

聚驱后油层提高采收率驱油方法

大庆油田已开展了聚驱后高浓度聚驱和三元复合驱现场试验,这2种驱油方法虽可取得一定的技术效果,但聚合物用量大、经济效益低。为实现低成本高效开采,在深刻认识聚驱后油层特点的基础上,依据堵调驱相结合的技术路线,应用物理模拟实验和配方优化技术,进一步研究了3种新型驱油方法：①"调堵剂+驱油体系"组合注入驱油方法,该方法通过低初黏凝胶调剖后再注入三元体系,特点是可大幅降低聚合物用量,较单纯三元复合驱可提高采收率2.1%,节省聚合物用量25%;②研发了非均相复合驱油体系,该体系由连续相三元溶液和非连续相PPG颗粒组成,可实现动态调整、动态驱替,聚驱后非均相复合驱可提高采收率13.6%,较三元复合驱可提高采收率3.4%;③研发了聚驱后插层聚合物复合驱驱油方法,插层聚合物具有残余阻力系数大于阻力系数的特点,调堵能力强于普通聚合物,聚驱后可提高采收率15.9%。鉴于上述3种新型驱油方法室内实验取得的较好效果,且较普通三元复合驱大幅降低化学剂用量,拟开展现场试验以提高油田采收率。