适合渤海绥中361油田二元复合驱体系性能研究

本文在渤海绥中361海上油藏条件下,测定了由磺酸盐型双子表面活性剂为主的表面活性剂(辛基酚基聚氧乙烯醚TX100与磺酸盐型双子表面活性剂按质量比1∶4)与疏水缔合聚合物组成的SP二元复合驱体系的黏度及其与渤海绥中361脱气原油间的界面张力,并考察该体系的抗温性、耐盐性、吸附性及老化稳定性等,测定了该驱油体系在不同渗透率岩心中的阻力系数和残余阻力系数,在三层非均质岩心上进行了表面活性剂浓度不同的6个室内驱油实验。研究结果表明,配方为3000 mg/L表面活性剂+1750 mg/L聚合物的SP二元复合驱油体系具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性及老化稳定性;该二元复合驱油体系黏度达40 mPa.s以上,可使油水界面张力降至10-3mN/m数量级,同时该体系在不同渗透率岩心中均能建立较高的阻力系数与残余阻力系数;室内驱油实验表明,在三层非均质岩心中,聚合物浓度为1750 mg/L,二元体系与原油界面张力由100mN/m(表面活性剂0 mg/L)降至10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)数量级时提高采收幅度很大;当界面张力由10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)降至10-3mN/m(表面活性剂1000 3000 mg/L),复合驱采收率增加幅度很小;总体上,该SP二元复合驱油体系具有良好的提高采收率能力,可提高采收率35%以上。图3表4参9     

渤海SZ36-1油田复合驱配方及影响因素研究

针对渤海SZ36-1油田油藏地质特征及特殊地理环境,通过界面张力实验、碱耗实验和乳化实验等,研究得出了适合渤海SZ36-1油田的复合驱配方.在综合考虑结垢等因素之后,确定最佳的复合驱配方为:Na2CO34 000 mg/L 石油磺酸盐500 mg/L 3 630S 1000 mg/L.该配方能使油水界面张力降至10-3mN/m,且有配伍性好,碱耗小,抗Ca2 、Mg2 能力强,乳状液破乳容易等特点.物模实验表明,该复合驱配方能使采收率在水驱基础上提高19.15%,在海上油田有广阔的应用前景.     

渤海SZ36—1油田复合驱配方及影响因素研究

针对渤海SZ36—1油田油藏地质特征及特殊地理环境，通过界面张力实验、碱耗实验和乳化实验等，研究得出了适合渤海SZ36—1油田的复合驱配方。在综合考虑结垢等因素之后，确定最佳的复合驱配方为：Na2 CO3 4000mg／L＋石油磺酸盐500mg／L＋3630S1000mg／L。该配方能使油水界面张力降至10—3mN／m，且有配伍性好，碱耗小，抗Ca^2＋、Mg^2＋能力强，乳状液破乳容易等特点。物模实验表明，该复合驱配方能使采收率在水驱基础上提高19．15％，在海上油田有广阔的应用前景。     

锦州9-3油田二元复合驱提高采收率研究

随着锦州9-3油田的不断开发,含水率上升很快,为了在平台有效期内开采更多的原油,针对该油田的油藏条件,进行了表面活性剂-聚合物二元复合驱提高采收率的研究.结果表明,低质量分数的OS表面活性剂及二元复合体系均可使油水界面张力稳定地保持超低水平(10-3mN/m),与二元复合体系配伍性好、粘度保持率高(大于90%)、耐高矿化度.质量分数为0.10%的OS表面活性剂与质量分数为0.12%的3640C聚合物构成了二元复合体系,运用该体系比单独使用质量分数为0.12%的3640C聚合物驱油可提高采收率4.85%.     

海上油田聚合物/表面活性剂二元复合驱流度优化设计

锦州Z油田是国内首个实施聚合物/表面活性剂二元复合驱的海上油田.随着油田开发的深入,各井组间生产特征出现较大差异,原方案单一的注剂质量浓度已经不能满足油田均衡驱替的要求.为使注剂质量浓度能够更好地匹配井组生产特征,基于流动优化设计理论,在界面张力降低条件下,根据不同界面张力和含水率阶段的相对渗透率曲线变化情况,并结合驱...     

河南双河油田90℃以上高温油藏二元复合驱实验研究

针对河南双河油田Ⅵ油组90℃以上高温油藏条件,提出了由表面活性剂SH7与聚合物1630S组成的适合该油藏条件的SP二元复合驱油体系,研究了该二元驱油体系的界面性能、乳化性能、热稳定性能、抗吸附性能及驱油性能。结果表明,SP二元复合驱油体系(1630S浓度1500 mg/L)在SH7浓度高于500 mg/L时油水界面张力可达10~(-3)mN/m超低数量级,SH7浓度高于1000 mg/L后,界面张力可达10~(-4)mN/m数量级,且在30 min内即达到超低。组成为1500 mg/L 1630S+2000 mg/L SH7的SP二元复合体系的乳化性能良好,油水比为7∶3时乳状液黏度是SP二元复合体系的7倍以上。该SP二元复合体系的抗岩心吸附性能良好,在经历五次吸附后,油水界面张力仍可达8.82×10~(-4)mN/m。当体系中氧含量低于0.8 mg/L时,聚合物及SP二元复合体系的长期热稳定良好,95℃下老化180 d后的体系黏度仍高于初始值,油水界面张力可以保持在10~(-4)mN/m数量级。均质岩心驱油实验结果表明,水驱后注入0.606 PV的SP二元复合体系,在水驱(采收率42.26%)基础上可提高采收率22.16%,较同等条件下的聚合物驱高出6个百分点。三倍渗透率级差层内非均质岩心驱油实验结果表明,SP二元复合体系的最佳段塞尺寸为0.6 PV,在水驱基础上提高采收率16.23%。     

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。     

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。     

无碱二元复合驱油体系室内实验研究

根据实验筛选了适合无碱二元复合驱油体系的最佳表面活性剂和聚合物,并在70℃下对该体系的性能进行了评价。结果表明,聚合物浓度为1 200mg/L、表面活性剂浓度为1 500mg/L形成的二元复合驱油体系,油水界面张力可达到0.002 17mN/m,粘度可达到16.8mPa.s;该体系具有一定的耐温性和耐盐性,适合在70℃、矿化度5 000~15 000mg/L的油藏使用;物模驱油实验结果表明,水驱后注无碱二元复合驱油体系可提高采收率32.17%。     

胜利油区海上油田二元复合驱体系性能评价

通过流变性、界面张力、吸附、老化、驱油等实验研究了适合胜利油区海上油田条件下的二元复合驱体系的性能,结果表明该体系具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性及老化稳定性,表面活性剂在较大浓度范围内使油水界面张力达到10-3 mN/m.物理模拟研究表明,二元复合驱体系在多孔介质中具有良好的注入性能,在1 152.3×10-3μm的孔隙介质中具有较高的阻力系数和残余阻力系数,分别为504.2和102.7,大幅度降低了水测渗透率,且有效地扩大了波及体积.驱油实验结果表明该体系具有良好的驱油能力,能使胜利油区海上原油采收率提高24％以上.     

聚表二元驱表面活性剂的研究与应用进展

在阐明聚表二元复合驱提出的背景及特点基础上,指出了聚表二元复合驱对表面活性剂的基本要求。分析了常规表面活性剂用于二元复合驱存在的问题和相应的对策。重点对聚表二元复合驱表面活性剂的研究现状和应用实例进行了讨论。     

兴1块复合驱配方室内筛选研究

化学驱提高原油采收率的能力主要取决于体系的界面张力。用实验方法研究了聚合物、表面活性剂对兴１块驱油体系界面张力的影响。结果表明：表面活性剂对降低界面张力起重大作用，而聚合物则影响甚微；单纯碱剂或碱浓度小于０．５％的复合配方不能使兴１块驱油体系界面张力降至超低。初步得出了兴１块复合驱配方，其中二元配方为：（１．５％～２．０％）Ｎａ２ＣＯ３＋（８００～１０００ｍｇ／Ｌ）Ｍｏ－３０００；三元配方为：（１．５％～２．０％）Ｎａ２ＣＯ３＋０．２％ＡＤＦ４（或ＬＨ）＋（８００～１０００ｍｇ／Ｌ）Ｍｏ－３０００。它们均可将体系界面张力降至１０－３ｍＮ／ｍ数量级，为该区块复合驱数模及矿场试验提供了基础数据。     

三元复合体系驱油性能的动态变化及其对采收率的影响

三元复合体系渗流过程中,聚合物的剪切降解和表面活性剂的吸附、滞留等导致体系驱油性能动态变化,影响其到达油藏深部的实际驱油能力。为了探讨驱油过程中复合体系性能的变化及其对复合驱采收率的影响,考察了渗流速度和运移距离对三元复合体系黏度的影响及体系油水界面张力在运移方向上的动态分布特征,研究了复合体系性能变化对采收率的影响。结果表明,渗流速度和运移距离对三元复合体系黏度和油水界面张力的影响较大。随渗流速度的增大复合体系黏度显著降低,渗流速度大于10 m/d时体系黏度变化较小;复合体系的剪切降解主要发生在注入端或近井地带,到达模型或油藏深部后运移距离的增大不会造成体系黏度的显著降低;复合体系界面张力随运移距离的增大显著升高,注入量较小时仅能在注入端或近井地带形成超低界面张力,注入量达到3.0 PV时可在填砂模型深部形成超低界面张力;渗流过程中复合体系界面张力对体系驱油能力的影响较黏度的影响更为显著,使复合体系达到油藏深部后仍保持超低界面张力是复合驱提高采收率的关键之一。     

聚合物／表面活性剂二元复合体系室内研究

针对海上旅大10-1油田,筛选出适合海上油田的易溶解、耐温性能和增黏效果较好的大庆高分子聚合物HPAM,以及在较低质量浓度范围内能使油水界面张力达到超低的表面活性剂SSOCT。在目标油藏温度下,二者组成的二元复合体系（1500mg／L大庆HPAM＋1000mg／LSSOCT）的黏度和界面张力可达18．7mPa·s和1．2μN／m。试验结果表明：此二元复合体系具有较好的配伍性和一定的老化稳定性。室内水驱含水率95％后注入0.3PV二元复合体系,可提高采收率20．54％,相同经济成本下比聚合物驱提高采收率6．39％。     

克拉玛依油田三元复合驱相渗曲线研究

在用稳定法测定三元复合驱油体系与油的相渗曲线时,用聚合物分子滞留条件下的碱、表面活性剂体系(AS)与油的相渗曲线来代替ASP驱油过程中的相渗曲线。研究了聚合物分子在孔隙介质中的滞留程度、体系的界面张力对相渗曲线的影响,将聚合物的作用归结为对不可动水相饱和度、油水相的相渗曲线高低的影响;将碱和表面活性剂的作用归结为通过降低界面张力来影响残余油饱和度及水相相渗曲线的高低,得出了聚合物的滞留程度与不可动水相饱和度、油水相端点相对渗透率值之间的关系曲线和界面张力与残余油饱和度、界面张力与水相端点相对渗透率之间的关系曲线。     

聚/表二元复合驱提高普通稠油水驱后残余油采收率的研究

采用椰油脂肪酸二乙醇酰胺型烷醇酰胺(6501)与部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)组成二元复合驱体系,利用旋转滴法测定了该二元复合驱体系的耐温、抗盐、抗二价离子等性能,通过人造岩心物模实验和微观驱油实验分别评价了该体系的驱油效果。实验结果表明,0.1%(w)HPAM+0.3%(w)6501二元复合驱体系在40~80℃、矿化度1 000~13 000 mg/L、Ca~(2+)含量50~350 mg/L范围内的油水界面张力在10~(-3)~10~(-2) m N/m间保持稳定;人造岩心物模实验和微观驱油实验结果均显示,水驱后注入聚合物驱或二元复合驱时,二元复合驱体系较单独的聚合物驱可进一步提高采收率。     

复合驱界面张力与驱油效率的关系研究

针对大庆油田油层的具体情况,实验采用3种不同类型的表面活性剂配制了三元复合驱油体系,并在3组不同渗透率人造均质岩心上进行了微观驱油实验,研究了不同体系的界面张力与驱油效率的关系。实验结果表明：在渗透率相同的条件下,驱油体系与原油之间的界面张力越低,驱油效率越高;在驱油体系相同的条件下,具有中等渗透率岩心的驱油效率更高一些。超低界面张力并不是绝对必要的。     

ASP复合驱用烷基苯磺酸盐表面活性剂的合成

以重烷基苯为主要原料,以SO3为磺化剂,合成ASP三元复合驱用烷基苯磺酸盐表面活性剂。探讨了原料组成、反应条件等因素对烷基苯磺酸盐产品性能的影响,研究了烷基苯磺酸盐表面活性剂的界面活性及稳定性。在室内合成研究的基础上进行了工业放大试验,工业试验合成产品界面活性优良,其ASP复合体系驱油效率比水驱驱油效率提高20％以上。图4表6参6