自生气耐温冻胶泡沫调驱体系研制与性能评价

针对强非均质油藏和大孔道稠油油藏提高采收率的需要,开展了自生气耐温冻胶泡沫调驱技术研究.冻胶泡沫是由起泡剂、聚合物和交联剂的溶液在气体作用下发泡形成的.它是以冻胶为外相的泡沫,比以水为外相的普通泡沫稳定性好.通过Ross发泡仪测定冻胶泡沫体系各组分对起泡和稳泡性能的影响,进行耐温性能评价,确.定了自生气耐温冻胶泡沫复合交联体系配方,即0.2%起泡剂AOS+0.1%复合交联体系+3 500 mg/L聚丙烯酰胺+3.45%亚硝酸钠+2.7%氯化铵+0.1%催化剂+0.1%热稳定剂.封堵实验结果表明,该体系在150 ℃下具有很好的选择性封堵能力和耐冲刷能力;并联岩心调驱实验结果表明,该体系具有明显的提高采收率效果,提高采收率为4.68%～47.73%.     

耐温型冻胶泡沫调驱体系的性能研究

通过气流法制得了稳定性好、强度高、封堵能力强的耐温型冻胶泡沫体系,考察了体系pH、无机盐、温度、原油等对冻胶泡沫稳定性的影响,评价了冻胶泡沫破坏后水化液的洗油能力;通过与常规氮气泡沫和弱冻胶的对比试验,考察了冻胶泡沫的调驱性能。结果表明,冻胶泡沫体系在phi〉8时,稳定性几乎不受pH影响,在80℃时稳定性最好;冻胶泡沫起泡前加入原油,体系稳定性变化很小,起泡后加入原油,体系稳定性变差;冻胶泡沫水化液使采收率提高;冻胶泡沫调驱后,低渗岩心的采收率提高了47．91％,比弱冻胶和常规氮气泡沫调驱效果好。     

塔河高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术

针对塔河高温高盐油藏强非均质性储层提高采收率的需求,开展了高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术研究。采用Ross-Miles 法和GSC 强度代码法,优选了耐温抗盐起泡剂和冻胶稳泡体系,进而确定了强度可调的冻胶泡沫调驱体系,配方为0.4%~0.5%HTSP 聚合物+0.09%~0.16%RELMNE 交联剂+0.2%~0.3%HTS-1 起泡剂,泡沫综合值是普通泡沫的2 倍以上。通过物理模拟实验评价了冻胶泡沫体系的地层适应性和提高采收率性能。实验结果表明,冻胶泡沫对地层有较好的选择适应性, 在0.6~3.3 μm2 范围内,随着渗透率的增加,残余阻力系数增大,剖面改善效果明显。相比于普通泡沫、单纯气驱和水驱,冻胶泡沫技术能有效启动低渗油层,提高采收率幅度达到26.93%,是普通泡沫的2.3 倍,是注气调驱的6.2 倍,且比普通水驱最终采收率提高14.17%,具有广阔的应用前景,为塔河高温高盐油藏进一步提高采收提供了新方法。     

赵凹油田高温油藏冻胶泡沫调驱体系的研制及性能评价

针对赵凹油田安棚主体区主力油层水窜严重的开发现状,通过室内实验方法,研制了适用于其油藏条件的冻胶泡沫调驱体系,该体系主要包括耐高温起泡剂和冻胶稳泡体系,即由质量分数为0.2％～0.3％的HN-1起泡剂、0.25％～0.35％的KY-6梳形聚合物和0.6％～0.8％的YG103酚醛树脂交联剂复配而成,并优化了冻胶泡沫的注入方式、气液比和注气速度,评价了冻胶泡沫的驱油性能,形成了适用于赵凹油田油藏条件的耐高温冻胶泡沫调驱技术.评价结果表明:酚醛树脂冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系,具有较好的稳泡效果,能够大幅度提高泡沫的半衰期;与分段塞注入方式相比,气液混注方式产生的冻胶泡沫具有更好的封堵性能;冻胶泡沫的最佳气液比为1∶1,气液比过高或过低均会导致冻胶泡沫的阻力系数和封堵能力下降;最佳注气速度为0.5 mL/min,注气速度过高或过低均会使冻胶泡沫封堵能力下降.驱油实验结果表明,冻胶泡沫调驱体系具有良好的选择性封堵性能,剖面改善率达99％,采收率提高了44.6％.     

锆冻胶分散体调驱剂的制备与性能评价

为减弱地面剪切和吸附与稀释作用等因素对冻胶成冻性能的影响,将已成冻的锆本体冻胶经胶体磨的机械剪切制得锆冻胶分散体,室内研究了本体冻胶强度、剪切时间和剪切间距对锆冻胶分散体黏度和粒径的影响,考察了锆冻胶分散体的封堵调剖性能。结果表明,通过调整聚合物和有机锆交联剂的加量,可以调节锆本体冻胶体系的成冻时间和成冻强度,随着聚合物和交联剂加量的增大,交联越快,强度越大;锆冻胶分散体为粒径5.66数224.87μm的颗粒,黏度在1.8数41.0 m Pa·s内可调;随着本体冻胶强度和剪切间距的增大,锆冻胶分散体黏度和粒径增大;剪切时间越长,锆冻胶分散体黏度越低,粒径越小;驱油实验结果表明,随岩心渗透率增加,冻胶分散体对岩心的封堵率降低,锆冻胶分散体能有效调整渗流剖面,采收率增幅为46%。     

冻胶泡沫体系室内实验研究

通过室内模拟实验,将聚合物ZWP与交联剂DY-1复配优选出性能较优的冻胶体系,加入起泡剂GX与氮气后形成冻胶泡沫体系,同时评价了不同因素对冻胶泡沫体系成冻性能和起泡性能的影响。冻胶泡沫体系配方(质量分数)为ZWP(0.3%)+DY-1(0.3%)+GX(0.6%),该体系的稳定性随温度的升高而下降,压力对起泡体积的影响较小,且随着压力的升高半衰期明显增加。在冻胶驱、聚合物驱、水基泡沫驱、冻胶泡沫驱四种驱替方式中,相同渗透率及注入速率下冻胶泡沫的封堵能力最强。     

冻胶泡沫在火烧山裂缝性油藏油井堵水中的应用

冻胶泡沫是由水、气、起泡剂(表面活性剂)、稳泡剂(聚合物)和交联剂组成.它是以冻胶为外相的泡沫,比以水为外相的普通泡沫稳定性好,因此冻胶泡沫堵水可延长堵水有效期.通过Ross发泡仪测定泡沫的起泡和稳泡性能,结果证实冻胶泡沫最好的起泡剂为YG240,用量为0.3%;稳泡剂为HPAM,用量为0.2%～0.4%;交联剂为0.09%重铬酸钠 0.16%亚硫酸钠;气体为氮气.在对冻胶泡沫成冻时间、堵水率等性能室内评价的基础上,在火烧山裂缝性油藏H1304井进行了堵水试验,堵水合理工艺包括高效洗油剂清洗大裂缝、注冻胶起泡液、注过顶替液、注氮气、注水、关井侯凝等环节.该井现场试验取得了很好的堵水效果,含水率下降20%～50%,月增油91～273t.     

适用于长庆油田防气窜CO2冻胶泡沫的研究

为控制长庆油田CO_2气窜,向冻胶泡沫中引入硫脲结构来增强耐酸性能。优选出冻胶泡沫调驱体系的配方为7 500 mg/L FS924聚合物+2 000 mg/L酚醛交联剂+0.3%F29发泡剂+0.05%Q4稳泡剂冻胶泡沫,评价冻胶泡沫性能和提出防气窜机理。物理模拟实验表明冻胶泡沫体系能有效地防气窜,效果优于普通泡沫;双管并联岩心驱替实验表明:冻胶泡沫能有效地防止气窜,能够启动低渗岩心,可以提高采收率44%。     

弹性冻胶分散体与孔喉匹配规律及深部调控机理

弹性颗粒型调驱剂与油藏孔喉匹配规律研究的缺乏是造成现场弹性颗粒调驱施工盲目性大、措施成功率低的主要原因。针对这一技术问题,通过室内物理模拟实验,以弹性冻胶分散体在岩心中的注入性及调控能力为指标,研究了不同匹配系数条件下弹性冻胶分散体（DPG）颗粒与油藏孔喉的匹配规律,并提出了冻胶分散体颗粒在岩心孔喉中的匹配及深部调控机理,为其在油田的实际应用奠定了基础。实验研究表明：冻胶分散体颗粒呈较规则的圆球状且粒径分布均匀集中;当匹配系数优选为0.20~0.31时,冻胶分散体颗粒在岩心中兼具良好的注入性能和调控能力;通过多点测压和扫描电镜实验观察到,在优选的匹配系数范围内,冻胶分散体颗粒在岩心的前端、中端、末端均有堆积,且长岩心各区间封堵率均可达到80%以上,证明了冻胶分散体颗粒能够在多孔介质中实现深部运移,并且在多孔介质深部实现有效调控;根据压差梯度分析得到匹配规律及深部调控机理：当匹配系数较大时,冻胶分散体颗粒在近井地带快速堆积,造成注入压差急剧升高,甚至堵塞、污染地层;当匹配系数较小时,冻胶分散体颗粒不能在大孔喉或优势通道中实现有效堆积,无法对大孔喉或优势通道实现有效调控;当匹配系数在优选范围内时,冻胶分散体兼具良好的深部运移能力及深部调控能力,可以实现地层深部液流转向,大幅度提高波及系数。     

吉木萨尔页岩油藏注气吞吐泡沫防窜实验研究

页岩油藏基质渗透率极低,注气吞吐是一种有效的页岩油提高采收率技术。由于人工裂缝与天然裂缝的存在,矿场试验表明注气吞吐过程中邻井气体窜流严重。注入泡沫可有效降低气体流度,增大吞吐波及体积,抑制气体在裂缝中的窜流。通过室内实验,筛选4种起泡剂,对其起泡能力和稳泡能力进行评价,优选泡沫综合性能最好的起泡剂,继而探究页岩裂缝岩心注气吞吐过程中的气窜规律,明确裂缝岩心注入泡沫后的封堵性能,以探究泡沫防窜对页岩岩心注气吞吐提高采收率的应用潜力。结果表明：质量分数为0.4%的AOS起泡剂稳定性最好;气液同注后产生的泡沫气体封堵压差增至6.67 MPa,气体突破时间增加了13.72倍;在泡沫封堵的基础上,进行5个轮次的吞吐可使总采收率提高6.58%。     

海上油田泡沫堵水技术研究与应用

如何有效地实现控水增油是目前海上油田进行高效高速开发所面临的问题。泡沫堵水技术作为一项控水增油的增产工艺措施在陆上油田得到了成功的应用,且近年来泡沫设备的改进使得该技术在海上油田的应用成为可能。此文通过泡沫静态实验、动态实验优选出了适合目标油藏条件的高效起泡剂,并对泡沫的油敏性,封堵能力,提高采收率性能进行了研究。实验结果表明,筛选出的起泡剂就有较好的起泡性能,泡沫具有较好的堵水效果,堵水率最高达到97.8%,且对高渗模型提高采收率幅度达到15.9%。通过在海上油田的应用,该技术实现了控水增油的作用,取得了较好的增产效果。     

氮气泡沫热水驱物理模拟及数值模拟研究

针对强非均质油藏提高采收率的需要,开展了泡沫驱油技术研究。利用油田现场提供的起泡剂和原油等资料,通过室内物理模拟和数值模拟,对氮气泡沫热水驱提高采收率的机理进行了研究。建立了三维、三相、多组分数学模型,编制了氮气泡沫热水驱油藏数值模拟软件。模型考虑了相平衡以及温度、界面张力对油、气、水三相渗流的影响以及起泡剂损失的各种机理,较全面地反映了氮气泡沫热水驱的作用机理。实验和数值模拟的结果均表明,氮气泡沫热水驱能大幅度地提高驱油效率,降低残余油饱和度。在非均质油层(模型)中泡沫的驱油效果比在均质油层(模型)中更好,残余油饱和度降低了21.1%,采收率提高了31.2%。     

冻胶泡沫封窜体系的优选及性能研究

针对纯泡沫体系半衰期较短、在油藏开发应用中封窜效果较差的实际问题,开展了冻胶泡沫封窜体系的研究。试验结果表明,采用十二烷基硫酸钠(SDS)/烷基醇酰胺(Ninol)复配起泡剂,m(SDS)∶m(Ninol)=1∶1时,起泡剂起泡能力最好,泡沫综合值达1 115.3 mL·min。该冻胶泡沫体系使其与原油间界面张力降至10~(-1)mN/m数量级范围内,且冻胶泡沫封窜体系比单一泡沫和冻胶体系具有更好的封堵能力和封窜效果。     

耐高温冻胶泡沫选择性堵水剂——适用于东海气田高温气藏堵水稳产

针对东海气田产水严重的开发现状,通过室内实验研究,研制了适用于其气藏条件的冻胶泡沫堵水体系。该体系由质量分数为0.4%的CAB-35耐高温起泡剂和0.4%LF聚合物+0.4%RELMNE交联剂冻胶稳泡剂复配而成,并优化了冻胶泡沫的注入方式、气液比和注气速度等施工参数,评价了冻胶泡沫的性能,形成了适用于东海气藏条件的耐高温冻胶泡沫堵水技术。评价结果表明:LF聚合物冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系,具有较好的稳泡效果,能大幅度提高泡沫的半衰期;冻胶泡沫堵水体系在气液混注、气液比1:1、注气速度为0.5 mL/min时性能最佳,易注入且封堵能力强。驱替实验结果表明:当地层情况相同时,冻胶泡沫堵剂封堵水的能力大干封堵气的能力,且堵剂对水的封堵率随着地层渗透率的增加而增强;当地层存在渗透率差异时,堵剂具有较好的地层非均质选择性能,堵剂优先封堵高渗透水流通道,而低渗透产气通道未被堵死。因此通过地层渗透率差异能够实现选择性堵水的目的。     

三相纳米泡沫起泡性能影响因素与封堵调剖效果

针对渤海油田开发现状和技术需求,为解决在泡沫调剖过程中泡沫稳定性差的问题,评价筛选出可大幅增强泡沫稳定性的SiO_2纳米颗粒并分析其稳泡机理,研究了起泡剂阴离子型表面活性剂PO-FASD和SiO_2纳米颗粒加量、气体类型、环境压力对三相纳米泡沫体系起泡性能的影响,考察了三相纳米泡沫体系的封堵效果和液流转向能力。结果表明,SiO_2纳米颗粒自身聚集性越好、粒径越小,对表面活性剂降低界面张力性能影响越小。相较于在二氧化碳和空气环境下,在氮气环境中泡沫的起泡性与稳定性最优。在PO-FASD加量0.5%、纳米颗粒(比表面积350数410 m~2/g)加量0.3%和氮气条件下,三相纳米泡沫性能最佳。随环境压力升高,泡沫稳定性增强。三相纳米泡沫封堵性和调剖性良好,对均质岩心的封堵率为99.3%;在非均质岩心中,可有效封堵高渗透层,低渗透层采收率增幅44.17%,整体采收率增幅达16.06%,调剖堵水效果较好。图8表5参30     

可渗透三相泡沫性能研究

为了控制蒸汽吞吐后期的气窜以提高蒸汽利用率,分别以聚合物和改性淀粉凝胶为悬浮剂,并在泡沫中加入固相颗粒制得可渗透三相泡沫体系,采用静态评价方法和物理模拟实验方法研究了可渗透三相泡沫体系的起泡能力及稳定性、悬砂性能、封堵性、耐冲刷性和驱油效果。结果表明,固结剂(水泥+粉煤灰+自组装功能颗粒或水泥+自组装功能颗粒)加量越大,三相泡沫体系起泡能力降低,稳定性和悬砂性能增强。固结剂加量为10%左右的三相泡沫的稳定性较为理想,聚合物和改性淀粉凝胶体系均对加量高达30%的固结剂具有良好的悬砂能力。通过调节固结剂加量,以淀粉凝胶和聚合物为悬浮剂的三相泡沫体系对填砂管的封堵率可在90%~95%和80%~90%范围内可调。两种三相泡沫体系可以承受200℃蒸汽连续冲刷。淀粉凝胶三相泡沫体系对非均质岩心模型的驱油效果较好,对5倍级差和10倍级差模型的采收率增幅分别达28.8%和26.4%。     

DLF低张力泡沫体系的评价

基于研制出的适用于高温高盐油藏的新型起泡剂DLF,对其表/界面张力、起泡能力、稳定性、耐油性等静态性能以及驱油效率和提高采收率等动态性能进行了测试和评价。实验结果表明,DLF的最佳适用浓度为0.5%,在优选浓度下的表/界面张力以及起泡性能和稳定性均能达到最优水平,且DLF泡沫具有很好的耐油性能以及洗油能力,模拟油藏条件下可提高洗油效率达23.06%。在低张力洗油和泡沫的调堵、分流的综合作用下,DLF低张力泡沫驱可以维持较长时间的同步分流调剖效果,最大限度地挖潜高、低渗岩心,尤其是低渗岩心中的剩余油,后续水驱结束后,综合采收率提高28.9%,低渗岩心提高约48.8%,高渗岩心提高约21.6%。     

氮气泡沫驱油用起泡剂的筛选与评价

针对靖安油田地层条件,对起泡剂的起泡能力和稳定性等进行分析。筛选出界面张力达到10^-1mN／m的低界面张力泡沫体系。性能评价表明,该体系具有较好的起泡性、稳泡性和较强的耐温抗盐性。运用单管驱油实验对泡沫体系阻力因子进行了评价．确定最佳气液比为2：1：双管驱油实验表明,泡沫可以实现对高低渗填砂管的均匀分流．水驱后再注入此泡沫体系．综合采收率可以提高10．94％。     

超低界面张力胜利石油磺酸盐起泡剂的研制及性能评价

为了探索聚合物驱后油藏提高采收率的新技术,开展了超低界面张力胜利石油磺酸盐泡沫复合驱研究.通过大量实验筛选了胜利石油磺酸盐与不同种类表面活性剂复配后的泡沫性能和界面性能,得到了既具有良好的泡沫性能,又具有超低界面张力的复合体系,其配方为质量分数为O.15%的SLPS+质量分数为0.35%的6号起泡剂,其总质量分数为0.5%,界面张力达到了1.07x10<'-3>mN/m,发泡体积为320 mL,泡沫半衰期为120 min,耐温抗老化能力和抗盐能力均较强.油藏条件下的物理模拟驱替实验结果表明,超低界面张力胜利石油磺酸盐泡沫复合驱可在聚合物驱后提高采收率16%,证实该体系具有大幅度地提高聚合物驱后原油采收率的能力.     

薄层底水油藏控水用冻胶泡沫的室内研究

薄层底水油藏确定油水界面位置困难,射孔完成法建立底水隔板存在技术限制,而冻胶泡沫兼具冻胶和泡沫的双重作用,选择性好、封堵能力强,控制该类油藏底水锥进问题具有优势。室内实验通过黏度法和改进的Ross-Miles方法对冻胶泡沫体系进行了优选,得到了体系的优化配方为:0.2%聚合物LA100+0.4%有机铬交联剂FH-7+0.25%表面活性剂SDS+N2。体系性能评价结果表明,随反应时间延长(0率24 h),体系黏度由11.6逐渐增至200.0 m Pa·s,泡沫综合值由2838.0增至11899.0 m L·min。随着冻胶逐渐成冻,冻胶泡沫稳定性逐渐增强。体系的注入压力高,阻力系数超过6.0。封堵能力强,封堵率超过93.8%;选择性优于冻胶,可智能识别高渗通道。玻璃填砂可视化物理模拟表明,在生产井的近井地带,冻胶泡沫优先进入水锥入侵通道和底水层,形成稳定的底水隔板,扩大底水波及体积,采收率增值为32.6%。