古城油田稠油油藏二元复合驱提高采收率研究

古城油田地下原油黏度平均650 mPa·s,为了改善稠油油藏水驱开发效果,研究了聚合物/表面活性剂二元复合驱技术,优化出二元复合体系的配方。与水驱相比,二元复合体系的黏度由0.57 mPa·s增加到81.1 mPa·s,界面张力由19.2 mN/m下降到2.70×10~(-2) mN/m,毛管数增加5个数量级;二元复合体系的乳化性能可降低原油黏度,提高驱替液黏度,进一步改善流度比。研究表明,二元复合驱技术可提高采收率15.99%,能在原油黏度为650mPa·s的普通稠油油藏进行现场应用。     

稠油油藏聚驱后二元复合驱提高采收率研究

针对古城油田泌123断块稠油油藏条件,考察了SP二元复合体系的最佳配方、乳化性和热稳定性,并用最佳配方的SP二元复合体系进行了聚合物驱后复合驱替实验。实验结果表明,得到的最佳SP二元复合体系（2000 mg/L ZL-I＋3000 mg/L OCSB）的黏度为59.5 mPa.s、界面张力7.87×10-3 mN/m,与聚合物溶液相比,黏度上升2 mPa.s、界面张力下降3～4个数量级,毛管数大幅度提高,具备更大幅度提高采收率的能力。SP二元复合体系与原油形成的乳化液黏度大于二元体系的黏度,乳化作用良好,可以进一步改善流度比。60℃下老化120天后SP二元复合体系中HPAM的水解度缓慢上升后维持在30%～40%,黏度始终保持平稳上升,变化规律与单一聚合物溶液相似;界面张力值在老化期间上升半个数量级以内,盐析程度较单一表面活性剂溶液大幅改善。岩心驱油实验表明,聚合物驱后进行二元复合驱可提高采收率10%OOIP以上,说明古城油田泌123断块稠油油藏采用二元复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术是可行的。图4表3参5     

胜利油田无碱复合二元驱油体系的研制与性能评价

为降低无碱二元复合驱的油水界面张力,同时保持聚合物溶液的黏度,针对胜利ST油田的地层条件,研究了表面活性剂油酸酰胺羧基甜菜碱(OAB)、烷醇酰胺(WCXA)对疏水缔合聚合物(AP)溶液的黏度及其与胜利油田原油界面张力的影响,评价了复合表面活性剂与AP组成的二元驱油体系的驱油性能。结果表明,单一的WCXA或OAB与AP组成的二元体系与原油间的界面张力达不到超低值。WCXA与OAB复配可产生协同效应,增加WCXA的比例可以提高体系的黏度保留率,而增加OAB的比例有利于油水界面张力的降低。当WCXA与OAB复配质量比为3∶1、复合表面活性剂加量为0.1%～0.4%、AP加量为0.15%～0.25%时,油水界面张力值可在2 h内降至10~(-3)m N/m数量级,且体系黏度保留率为102%～111%。配方为0.25%AP、0.4%复合表面活性剂的复合体系可在水驱基础上提高采收率36%,驱油效果良好。图11表3参29     

无碱二元复合体系驱油特性研究

针对高温高盐油藏化学驱的需要,研究了一种无碱二元复合驱油体系。该驱油体系由0.175%缔合聚合物和0.2%高界面活性表面活性剂组成。抗温抗盐性能评价试验表明,在矿化度30000mg/L和温度75℃以下,该体系可以同时获得40mPa.s以上的粘度和超低界面张力。非均质岩心模拟驱油试验证实,水驱达到含水70%时,该二元体系可以继续提高34%的采收率。在化学驱阶段,二元复合驱和聚驱可以获得大致相当的采收率,并且在后续水驱阶段还可以额外贡献约6%的采收率。同时发现采用缔合聚合物的聚驱和二元复合驱有两个明显的含水漏斗。     

二元复合驱体系性能及微观驱油机理研究

无碱表面活性剂加聚合物的二元复合驱油体系能与原油形成超低界面张力,相对于三元复合驱来说,配方中去掉了碱,可以最大限度发挥聚合物的粘弹性,减弱腐蚀、结垢现象。研究了无碱表面活性剂理化性能,在试验区油水条件下,对其进行了配伍性、稳定性、抗剪切性、乳化性、流变性、粘弹性等方面的评价,同时从微观进行了提高采收率驱油机理研究,为二元复合驱体系大规模矿场试验提供依据。二元复合驱室内驱油实验提高采收率13个百分点。     

非离子表面活性剂对污水聚合物热稳定性的影响

针对聚/表二元复合驱体系的长期热稳定性问题,在污水配制的聚合物溶液中加入非离子表面活性剂,研究其长期热稳定性及降低油水界面张力的程度。配制聚合物浓度为2 000 mg/L,非离子表面活性剂质量分数为0.10%和0.20%,在53 ℃无氧条件下恒温60 d。结果表明,非离子表面活性剂加入后,黏度保留率由22.3%提高到71.4%,恒温60 d后油水界面张力仍然保持在10?3数量级。现场采用该体系进行试注后发现,注入液可将油水界面张力降至2.59×10?3 mN/m;在油藏条件下,溶液经60 d老化后其黏度保留率达到72%;注入井注入压力较注聚/表二元体系前上升1 MPa。     

二元复合驱中表面活性剂的提采机理分析

为了探究二元复合体系中表面活性剂的作用,将甜菜碱型(S1)、阴离子型(S2)、脂肽生物型(S3)、非离子-阴离子型表面活性剂(S4)4种表面活性剂分别与部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)组成二元复合体系,通过测定体系的黏度、油水界面张力、乳化性与岩心驱油实验,分析表面活性剂提高采收率的作用机理。结果表明,在二元复合驱中,表面活性剂对体系黏度有影响,但影响很小,最终决定体系黏度的是聚合物。4种类型的表面活性剂均具有双亲结构,可以降低油水界面张力至10^-3mN/m,促进油水乳化。二元复合驱的采收率较单一聚合物驱采收率高。S4/HPAM二元体系可将油水界面张力降至2.4×10^-3mN/m,形成的油水乳状液黏度最高,稳定性最强,提高采收率效果最好。     

聚合物/两性表面活性剂二元体系提高水驱后残余油采收率研究

针对三元复合驱中的碱大幅度降低聚合物溶液的黏弹性，降低波及效率和驱油效率，含碱驱油体系引起地层黏土分散和运移、形成碱垢、导致地层渗透率下降等问题，利用不加碱可形成超低界面张力的聚丙烯酰胺／两性表面活性剂二元复合体系，通过人造岩心驱油实验，研究了聚表二元复合体系提高水驱后残余油采收率的可能性。研究表明，聚表二元复合体系在驱替水驱后残余油中，可以同时发挥活性剂的超低界面张力特性和聚合物溶液的粘弹特性，使得该二元体系的采收率高于单一的表面活性剂体系和聚合物驱油体系，并且二元体系的聚合物浓度越高，采收率越高。     

表面活性剂-聚合物二元复合驱油体系性能研究

表面活性剂DWS与大庆原油形成超低油水界面张力,矿化度对油水界面张力的影响不明显;表面活性剂不影响聚丙烯酰胺的增黏性能,与聚合物配伍性好,但在油砂上的吸附量相对较大。在低渗透天然岩心上,水驱后二元复合驱平均提高采收率12.0%。在近似黏度和界面张力条件下,三元复合体系比二元复合体系多提高采收率3~5个百分点,但三元复合体系比二元体系的化学剂成本高。亲水亲油平衡是无碱表面活性剂形成超低界面张力的机理,疏水碳链长,相对分子质量大是无碱表面活性剂的一个特征。合成无碱表面活性剂的方向包括选用更长的单一疏水碳链,或合成含两个疏水碳链的双子表面活性剂。     

模拟二元复合驱采出液稳定性影响因素研究

二元复合驱是中高渗透油藏提高采收率的主要技术之一。为了研究聚表二元驱对乳状液稳定性的影响,选取含聚表水与模拟油组成油水界面体系,测试了油水界面张力、界面剪切黏度等参数,并结合乳状液静置脱水效果,分析聚表二元驱对油水采出液稳定性的作用机理。采用含聚合物和表面活性剂的水相与模拟油配制成模拟油采出液,用于测试不同聚合物及表面活性剂浓度对界面张力的影响。界面张力结果表明:聚表二元驱成分能够显著增大油水乳状液的稳定性,但聚合物与表面活性剂在界面活性上存在明显差异;界面剪切黏度的影响因素主要为聚合物;静置脱水实验表明,影响油水乳状液稳定性的主要因素为表面活性剂。这与过去的观点存在矛盾,即认为界面剪切黏度是影响乳状液稳定性的关键。因此本研究认为存在其他因素影响乳状液稳定性。     

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。     

The Effects of Oil Displacement Efficiency and Conformance Efficiency on Viscosity of ASP Flooding in a Heterogeneous Reservoir

According to the formation conditions of alkali/surfactant/polymer (ASP) flooding in Daqing oilfield, the effects of the concentrations for polymer and alkali in ASP solution on oil recovery efficiency were studied by means of oil displacement experiments and numerical simulation. The effects on improving oil recovery by different ASP solution have been investigated from the aspects of interfacial characteristics and rheological behavior. Only the apparent viscosity of ASP solution reaches the critical viscosity, the ultralow interfacial tension can play an important role in enhanced oil recovery. Both displacement experiments and numerical simulation shows that ASP solution has a critical viscosity to certain heterogeneity.     

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。     

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。     

化学驱中动态界面张力行为的研究进展

汇总了近年来强化采油动态界面张力研究进展的报道,阐述了驱油过程中的动态界面张力行为,总结了碱浓度、油相粘度、驱替液粘度对原油/碱体系及原油/碱/聚合物体系动态界面张力的影响和表面活性剂、离子强度对原油/碱/表面活性剂体系及原油/碱/表面活性剂/聚合物体系动态界面张力的影响,并对上述影响因素进行了归纳。     

The Effect of Alkali and Surfactant on Polymer Molecular Structure

Abstract

With the technical development of enhanced oil recovery (EOR), the alkali/surfactant/polymer (ASP) compound flooding technique has been the necessary choice in Daqing oilfield. Compared to average polymer flooding, ASP compound solution decreases the interfacial tension (IFT) between water and crude oil; however, the viscosity and viscoelasticity of ASP solution were performed by surfactant and alkali, both of which could affect the polymer moleculal structure and the oil recovery of ASP flooding. Considering practical requirements in oilfield development, much effort has been focused on the effect of alkali and surfactants on polymer solution by laboratory experiment and theoretical analysis. The results indicate that alkali and surfactants cause the interfacial tension decrease; at the same time, the molecular structure of the polymer is changed and the viscosity and viscoelasticity of polymer solutions are decreased. In addition, alkali neutralizes with negative ion on polymer molecular and causes the polymer molecular chains to curl up, forming a “band” molecular structure. Those actions could make viscoelastic behavior and rheological property of ASP solution weak.     

聚驱后缔合聚合物三元复合驱提高采收率技术

三元复合驱是大庆油田聚驱后进一步提高采收率的重要途径,其驱油体系须保证超低油-水界面张力,且能大幅提高波及能力。通过研究烷基苯磺酸盐（ABS）-缔合聚合物（HAPAM）-NaOH三元复合驱体系的性能,并与超高分子量部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）三元复合体系进行对比。研究结果表明,HAPAM三元复合体系在NaOH浓度为0.5%~1.2%、ABS浓度为0.025%~0.300%时具有良好的界面活性,油-水界面张力可达10^-3mN/m数量级。0.16%HAPAM-0.3%ABS-1.2%NaOH三元复合体系黏度达108.8 mPa ·s,采用HPAM达到相同黏度其浓度为0.265%,因此HAPAM可降低聚合物用量40%。驱油实验结果表明,在相同黏度下,HAPAM三元复合体系在不同孔隙介质中均能提高聚驱后采收率13%以上,比HPAM三元复合体系多提高采收率6%以上。HAPAM三元复合体系具有更高的阻力系数与残余阻力系数、更好的黏弹性以及乳化稳定性,可以为大庆油田聚驱后提高采收率提供新的技术手段。     

胜利油田聚合物驱后二元复合驱油体系优化

针对胜利油田聚合物驱后油层中仍有大量原油未被采出的情况，选取应用聚合物驱较为典型的孤岛中一区Ng3油藏开展了二元复合驱油体系优化，并进行了系统评价，结果表明，优化的二元复合驱油体系与原油可达到超低界面张力状态，其吸附量小，热稳定性及驱油效果好。物理模拟试验结果表明，聚合物驱后二元复合驱可提高采收率10．6％，优于单一聚合物驱，经济效益和可操作性优于三元复合驱，且具有较好的调驱能力。     

复合驱驱油用无碱表面活性剂筛选

无碱表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系能与原油形成低的界面张力,而且由于配方中没有了碱,解决了设备腐蚀和乳化等问题,减小了采出液地面处理的难度。通过室内实验优选出二元复合体系的配方,并对该配方与试验区块油水条件的配伍性、黏度稳定性、热稳定性、抗盐性能、抗硬水性能、乳化性能等方面进行了评价,认为该配方各方面的性能均符合要求。并利用该复合体系进行了物理模拟研究,结果表明:洗油效率在采收率中所做的贡献只占复合驱采收率的一部分,而聚合物扩大波及体积对其采收率的贡献占有一定的比例。正是二者的协同作用提高了驱油效率。