表面活性剂性能及降压实验研究

针对大庆地区外围油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加等情况，开展了表面活性剂降低注水井注入压力室内实验研究。利用旋转滴界面张力仪，进行了复配表面活性剂体系界面张力、动态界面张力及界面张力稳定性能研究、利用岩心驱油模拟装置，在人造岩心上进行了复配表面活性剂体系降低驱压力物理模拟研究。室内实验表明，在55℃条件下，复配表面活性剂体系油水界面张力可达10^-1mN/m数量级，且具有较好的界面张力稳定性。岩心驱油降压模拟实验表明，在表面活性剂体系驱替0．5PV之后，残余油饱和度下降，水相相对渗透率上升，油相相对渗透率下降，从而达到降低注入压力的目的。     

石油磺酸盐复配体系在胜利油田稠油热采中的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复配体系提高稠油开发效果室内研究。对石油磺酸盐复配体系配方进行优化研究。通过高温岩心驱替试验研究磺酸盐复配体系降低注汽压力的能力。研究石油磺酸盐复配体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力。研究不同注入方式对提高采收率的影响。研究结果表明。石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力。提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次。单井降低注汔压力0．5～2.6MPa．周期采油量增加190～480t．截至2004年底已累计增油4600t。     

致密油藏纳米增注体系实验研究

针对红河油田长8超低渗透油藏驱替压力大、注水难以见效的问题,结合纳米材料及表面活性剂两种体系在降压增注和提高采收率方面的优良特性,开展了纳米乳液降压增注技术的研究。以油水界面张力为指标,优选出适合长8油藏的纳米乳液体系中表面活性剂的组成为:阴离子表面活性剂NHBH-1、甜菜碱表面活性剂TCJ-1、非离子表面活性剂X60、低碳醇比例为1:4.25:0.3:0.5。室内评价结果表明,纳米增注体系平均粒径为24.7nm,在0.1~0.3%浓度范围内与长8原油的界面张力能达到10-2m N/m的超低界面张力数量级,能将岩心由亲水性往中性润湿方向改善,驱替实验结果表明纳米增注体系具有较好的降低注水压力和提高采收率的性能,相比较水驱,注水压力下降18%,采收率提高15%。     

低渗透油田超低界面张力表面活性剂降压增注研究

针对临盘低渗透区块水井注入压力高的问题,开展了室内低渗透岩心低界面张力表面活性剂降压驱替实验,实验筛选的烷醇酰胺(6501)与羧基甜菜碱(CBET)复配体系能与该区块含蜡原油界面张力达到10-3 mN/m数量级。实验通过注入一定量的原油来模拟储层中的残余油以及注入水中油滴对孔道的堵塞作用,水驱压力平衡后再转注表面活性剂溶液,考察活性剂的降压能力。结果表明:复配体系为0.01%6501+0.01%CBET时降压效果最好,压降率为19.56%。     

双子表面活性剂复配体系性能评价及在陇东油田的应用

针对陇东油田注水井出现欠注问题,以阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与双磷酸酯型双子表面活性剂XG等为原料,制得阳离子-双子表面活性剂复配体系XG-D。通过油水界面张力和润湿性能测试及室内岩心驱替等方法研究了XG-D的各项性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,XG-D与模拟地层水的配伍性较好,0.25%的XG-D可使油水界面张力降至0.01 m N/m,具备良好的降低油水界面张力的性能。XG-D的抗盐性较好。XG-D可吸附于亲油云母表面,使固体亲水表面转变为弱亲水表面,润湿性良好。岩心驱替实验结果表明XG-D具有较好的降压增注特性,可使注水压力降幅达49.88%,驱油效率提高6.4%。现场应用结果表明,可在陇东油田高压注水井用XG-D实现降压增注。图4参29     

低张力体系改善低渗透油藏水驱渗流特征实验

低渗透油藏注水井吸水能力低,注水压力逐渐升高,注水开发效果差。以国内低渗透注水开发油田(T油田)为例,研制了改善低渗透油藏注水开发效果的低张力体系。室内实验结果表明,低张力体系能够有效地降低残余油饱和度,增加油水两相共渗区间,改善低渗透油藏水驱渗流特征,从而改善低渗透油藏的注水开发效果。     

超低界面张力表活剂体系降低注水压力研究

针对江苏低渗透油田开发面临水井注水难、注水压力高的问题,开展了注表活剂降压增注研究。研制了超低界面张力表活剂体系(0.5%RD-06+1.0%助剂A),能与江苏原油形成10-3mN/m数量级超低界面张力,并具有抗稀释抗盐能力强、稳定性好的特点。岩心降压模拟实验表明,表活剂复配体系可使注入压力平均下降38.3%;岩心含油饱和度越高,驱替压力下降幅度越大,该配方适应注水井近井地带含油饱和度大于40%的注水井降压增注。     

聚合物驱后石油磺酸盐体系提高采收率室内实验研究

针对孤岛油田中一区Ng4砂层组油藏条件,开展了聚合物驱后以石油磺酸盐为主剂的表面活性剂驱油提高采收率的室内实验研究工作。通过大量的室内实验,研制出以石油磺酸盐为主剂的复配体系,并开展了驱油效率实验。对比了几种低界面张力活性剂驱油体系的驱油效果,筛选出效果最好曲石油磺酸盐驱油配方体系：0．3％SLPS-01C＋0．1％助剂1#。研究了不同转注时机对石油磺酸盐体系提高采收率效果的影响,在注聚合物后含水率最低时,由于聚合物驱的作用,形成“油墙”,可防止表面活性剂窜流,此时转注石油磺酸盐体系效果最好,洗油效果最佳。图4表7参21     

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.     

降压增注技术在低渗透油田的应用研究

针对吴旗长2油藏部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加等情况,分析了注水压力升高的原因,开展了新型表面活性剂体系降压增注的应用研究.该体系由单一两性表面活性剂和黏土稳定剂组成.室内实验表明,60℃该体系与吴旗长2油样闻的界面张力可达到10-2～10-3 mN·m-1 数量级,且具有较好的界面张力稳定性.岩心驱油降压模拟试验表明,驱替5～10PV新型活性刺体系后,岩心水驱降压率达到30%以上,驱油效率的提高值也在7%以上.在吴旗区块昊72-71井进行了单井现场试验,该井见到了活性荆体系较好的降压增注效果.