微生物—三元复合驱提高采收率技术的探讨

碱和合成的表面活性剂二元复合驱（AS）是一项带有方向性的廉价的提高采收率技术。在碱和表面活性剂的水相混合体系中再加入聚合物形成碱-表面活性剂-聚合物三元复合驱（ASP）可以进一步提高石油采收率。原油中的酸性物质与三元体系中的碱中和,在油水界面形成活性物质,降低油水界面张力（IFT）。本文所描述的三元复合驱和微生物技术的结合方法对单独三元复合驱不能起作用的原油应用该项技术是一项经济有效的创新技术。这项技术是基于微生物可以改变原油;产生酸性物质如羧酸,并在油水界面上被碱混合物中和。应用氧化烃类微生物;比如节杆菌（arthrobacter.sp）,在实验室摇瓶论验中发现原油样品中酸含量增加。测量微生物处理过的原油和碱／表面活性剂混合物之间的悬滴界面张力低于没有利用微生物处理原油的值。对于用节杆菌处理过的原油;界面张力从0.327mN／m（未处理）降到0.07333mN／m。为了优化该项技术,筛选了多种微生物。并开展了岩心驱替实验,定量确定原油采收率。应用微生物驱和三元复合驱技术进行的实验室岩心驱油实验表明,微生物驱和三元复合驱结合技术的原油采收率比单独微生物驱和单独三元复合驱的都高。经微生物预处理的采油方法,原油采收率的提高值与微生物处理的原理酸含量的增加     

用于无酸值低活性原油油藏的ASP驱油体系

针对原油酸值为零的辽河油田曙光４７１４区块原油，进行了碱／表面活性剂／聚合物（简称ＡＳＰ）复合驱油的研究。从１４种表面活性剂中优选出了两种与ＮａＯＨ＋Ｎａ２ＣＯ３混合碱和聚合物复配的ＡＳＰ体系，可使油／水动态界面张力平衡值降至１０－４ｍＮ／ｍ；还研究了该配方体系与原油的乳化性能、长期稳定性，并作出了活性图；驱油实验结果表明在人造岩心上ＡＳＰ体系可提高采收率２０．６％，在人工充填天然油砂岩心上可提高采收率２６．８％，采出液十几分钟后乳化现象消失，油／水彻底分离，界面清晰。本试验结果表明：对于无酸值低活性原油，ＡＳＰ复合驱也具有较好的潜在应用价值。     

华北油田赵108断块PS驱油剂实验研究

华北油田的赵１０８断块属稠油、高含硫油藏，油藏非均质性严重。以造纸废液为基本原料，引入亲水和亲油基团，还引入抗硫基团，制成ＰＳ驱油剂。实验了赵１０８块原油与ＰＳ剂水溶液之间的界面张力，ＰＳ剂浓度从００５％增至１％，界面张力由１３９１ｍＮ／ｍ降至６８３ｍＮ／ｍ；当ＰＳ剂浓度达到２％时，原油乳化，几乎不形成油水界面，界面张力达７５×１０－５ｍＮ／ｍ超低点。赵１０８块原油与浓度为１％的ＰＳ剂混合时，混合液粘度随二者的体积比（Ｖｏ∶ＶＰＳ）变化而变化，当Ｖｏ∶ＶＰＳ小于１∶４时，混合液粘度比原油粘度还高，但当此体积比达１∶９时，混合液粘度为２１０ｍＰａ·ｓ，是原油粘度的三分之一。室内驱替实验表明：ＰＳ剂驱可提高采收率１０％；注入时机以水驱至含水为９６％时再注入ＰＳ剂为最好     

高压CO_2对离子型表面活性剂水溶液与风城超稠原油界面张力的影响

采用轴对称悬滴形状分析技术,测量了30℃与50℃下,CO_2压力在0.1~10.0 MPa范围内,离子型表面活性剂水溶液/CO_2/风城超稠原油体系中油水两相的界面张力。实验结果表明,表面活性剂水溶液和原油的平衡界面张力随着CO_2压力的增大而增大,高压CO_2的存在能有效降低十二烷基磺酸钠(SDS)水溶液/原油体系与纯水/原油体系中油水两相的界面张力;而在十烷基三甲基溴化铵水溶液/原油体系和十二烷基三甲基氯化铵(DTAC)水溶液/原油体系中,高压CO_2的存在则会使得油水两相界面张力增大。溶解在SDS水溶液中的CO_2能够协助SDS乳化原油,而溶解在DTAC水溶液中的CO_2则不利于DTAC乳化原油。     

高压CO_2对离子型表面活性剂水溶液与风城超稠原油界面张力的影响北大核心CSCD

采用轴对称悬滴形状分析技术,测量了30℃与50℃下,CO_2压力在0.1~10.0 MPa范围内,离子型表面活性剂水溶液/CO_2/风城超稠原油体系中油水两相的界面张力。实验结果表明,表面活性剂水溶液和原油的平衡界面张力随着CO_2压力的增大而增大,高压CO_2的存在能有效降低十二烷基磺酸钠(SDS)水溶液/原油体系与纯水/原油体系中油水两相的界面张力;而在十烷基三甲基溴化铵水溶液/原油体系和十二烷基三甲基氯化铵(DTAC)水溶液/原油体系中,高压CO_2的存在则会使得油水两相界面张力增大。溶解在SDS水溶液中的CO_2能够协助SDS乳化原油,而溶解在DTAC水溶液中的CO_2则不利于DTAC乳化原油。     

好氧微生物采油方法在海洋油田的应用

本文讨论利用微生物使原油降解，从而降低油水界面张力，提高原油采收率的方法，并且提出了该方法的处理过程。     

ASP驱中石油磺酸盐在油水两相中的分配系数研究

该文介绍了克拉玛依油田二中区ＡＳＰ驱中石油磺酸盐在油水两相中的分配系数研究成果。考察了盐浓度，碱浓度和磺酸盐浓度对分配系数的影响，结合二中区ＡＳＰ驱，给出了ＡＳＰ配方中磺酸盐在油水比（体积）为１：１时的分配系数，文中还介绍了用多维液相色谱法分别原油中的石油磺酸盐，该项研究为其它相关研究提供了重要依据，对ＡＳＰ的现场试验具有一定的指导意义。     

影响三次采油采收率的因素

目前常规的采收率一般仅为40%～60%,还有60%～40%的原油未能采出,影响原油的采收率的因素很多,因此提高原油采收率是非常重要的一项工作任务。在三次采油过程中,要提高原油的采收率,就必须降低流度比,改善宏观非均质性,增大驱替液的粘度和降低渗透率。使用高粘度聚合物驱是应用增大驱替液的粘度降低渗透率的机理;采用表面活性剂驱或复合驱是改善油水的界面张力,在油水界面处形成超低界面张力。     

水平井底水锥进实验及数模研究

作者用赫尔－肖氏模型做了水平井底水驱油模拟实验。研究发现,油水界面的分布取决于流速和粘度比。较低的流速和相同的油水粘度可形成稳定的油水界面,并获得更高的采收率。另外,还研究了不稳定流动时的油水界面及采收率。对于给定的粘度比,流速过高通常会导致无水原油采收率偏低。但是,在某些情况如复合指进时,高流速下的采收率反而比低流速下的采收率高,无水采收率取决于无因次流速。     

树枝状胺基聚合物（AAP）的界面性质研究

以10%孤岛原油模拟油为油相,蒸馏水为水相,研究了树枝状胺基聚合物（AAP）支化代和浓度对油水界面张力和界面剪切黏度的影响。结果表明,AAP可降低水的表面张力和油水界面张力。随着AAP浓度的增加,水溶液表面张力降低。半代AAP水溶液的表面张力随支化代的增加而降低。在整代AAP浓度低于50 mg/L时,随着支化代的增加,水的表面张力降低;当浓度大于50 mg/L时,由于空间位阻效应,3.0G AAP水溶液的表面张力高于2.0G AAP水溶液。随着AAP支化代、浓度的增加,油水界面张力降低。AAP使油水界面剪切黏度大幅降低。在剪切速率为0.3 rad/s时,界面剪切黏度降至最低,约0.015 mN.s/m（空白值为0.017 mN.s/m）。AAP浓度的增加有利于界面剪切黏度的降低。图8参5     

磁处理原油脱水技术应用原理的研究

磁处理技术可以改变水（水溶液）、原油、原油乳状液和破乳剂的某些性质，从而改变了原油及其乳状液的流变性和脱水性能，有利于油水分离和原油脱水，本文根据试验结果较为详细地介绍了磁处理对水（水溶液）性质、原油物性，原油乳状性质的影响及变化情况。     

适用于大庆油田的天然混合羧酸盐ASP驱油体系

针对酸值为０．１ ｍｇ ＫＯＨ／ｇ 的大庆原油,通过相态研究和界面张力测定进行配方初选,通过稳定性测定进行配方调整,得到了以天然混合羧酸盐ＳＤＣ为表面活性剂的ＡＳＰ三元复合驱油体系：１ ．２％ 复碱（ 质量比１∶１ 的Ｎａ２ＣＯ３ ＋ ＮａＨＣＯ３）＋ ０．６％ ＳＤＣ５＋ ０ ．５％ 植物胶（ 苎麻胶） ＋ ０ ．１６％ ＨＰＡＭ（ ＢＰ７） 。此体系与大庆原油间的最低瞬时界面张力为５ ．９３ ×１０－ ４ ｍＮ／ｍ 。在室内用两种填砂管模型进行驱油实验,得到的采收率为１８ ．８ ％ 和１９．１ ％ （ ＯＯＩＰ）,注入１ ｇ ＳＣＤ５ 驱出原油１３８．３ ｍＬ。     

原油乳状液稳定性研究：Ⅳ.界面膜特性与原油乳状液稳定性

对以大庆和吉林原油界面活性组分为乳化剂的模型乳状液的稳定性与油水界面压、界面膜的界面粘度、界面屈服值的关系进行了研究。结果表明，模型乳状液（油／水体积比７０／３０）的稳定性与油水界面压、界面粘度，界面屈服值的大小有关，油水界面压，界面粘度，界面屈服值越大，乳状液越稳定，在油水界面，由原油界面活性组分形成的界面膜具有较强的结构，油水界面压，界面粘度，界面屈服值可作为衡量界面膜结构强度的参数，结晶能改     

组合驱提高原油采收率实验研究

根据河南油田双河北Ⅱ4-5块已完成聚合物和微凝胶驱的现状，提出了对聚合物驱、聚合物／表面活性剂二元复合驱、微凝胶驱优化组合进行组合驱提高其原油采收率的观点。并在数模优化组合驱段塞构成的基础上，对不同渗透率的天然岩心与人造岩心进行了驱油实验。实验表明在双河北Ⅱ4-5块聚合物驱后实施组合驱提高原油采收率不仅可行，而且采收率（天然岩心）达13％。在最佳注入速度（14．2m／d）下，采收率高达15．7％。其驱油机理是调堵提高波及系数和降低油水界面张力而提高洗油效率。     

HS—TFSA薄膜扩散剂的研制与应用

针对稠油储量丰富的二连油田在采用蒸汽油吞吐试采过程中出现的油气比低和稳产期短等问题，研制出ＨＳ－ＴＦＳＡ薄膜扩散剂，选择ＴＦＳＡ，ＫＷ－１，ＦＨ－１６０，ＱＨ－１１１等已有的驱油助剂同所研制的ＨＳ－ＴＦＳＡ进行效果对比，室内试验结果表明，ＨＳ－ＴＦＳＡ降低油水界面张力的能力高于用于对比的国内其它同类产品（在投药量为２００ｍｇ／Ｌ时，可将油水界面张力从１４．５ｍＮ／ｍ降至２．０ｍＮ／ｍ）；ＨＳ－ＴＦ     

原油乳状液稳定性研究 Ⅵ.界面膜特性与原油乳状液稳定性

对以大庆和吉林原油界面活性组分为乳化剂的模型乳状液的稳定性与油水界面压、界面膜的界面粘度、界面屈服值的关系进行了研究。结果表明，模型乳状液（油／水体积比７０／３０）的稳定性与油水界面压、界面粘度、界面屈服值的大小有关。油水界面压、界面粘度、界面屈服值越大，乳状液越稳定；在油水界面，由原油界面活性组分形成的界面膜具有较强的结构，油水界面压、界面粘度、界面屈服值可作为衡量界面膜结构强度的参数；蜡晶能改变界面膜的流变特性，增加界面膜的强度和乳状液的稳定性。     

OCS驱油剂用作不同断块油田表面活性剂驱的可行性研究

通过研究OCS驱油体系的油水界面张力和乳化性能及驱油效果,考察其在不同断块油田表面活性剂驱的可行性。结果表明,当OCS表面活性剂含量为0.05%-0.4%时,驱油体系与不同断块油田原油间的界面张力可降到10-2-10-3mN/m数量级,说明OCS驱油体系具有较好的界面活性和适中的乳化性能。物理模型驱油试验结果表明,在水驱基础上,注入0.3PV的OCS表面活性剂水溶液,原油采收率可提高18.08%。     

孤岛油田调驱试验中高效驱油剂的研究

用绘制界面张力等值图的方法,对两种石油磺酸盐复配结果进行了优化,筛选出可与孤岛油田原油产生最低平衡油水界面张力的石油磺酸盐配方(0.25%KPS+0.22%APS),并通过室内驱油试验验证了配方的驱油能力。结果表明,将不同来源的性质和结构互补的两种石油磺酸盐进行复配,可与原油产生超低界面张力(3.4×10~(-4)mN/m)。同时证实聚合物的存在不影响油水界面张力平衡值,只延缓油水界面张力达到平衡的时间。注入0.3倍孔隙体积的高效驱油剂,能提高原油采收率17%;在聚合物驱后注入时间越早,最终原油采收率就越高。     

注硫酸提高原油采收率试验研究

首先对硫酸驱油机理进行了评价试验在此基础上又利用一维线型物模装置对不同区块岩样进行了硫酸驱可行性试验和不同含水期硫酸驱油效果对比试验，机理评价试验表明（１）浓硫酸能与地层水产生大量的热；（２）深硫酸可与原油芳烃组份磺化生成活性物，降低油水界面张力；（３）浓硫酸与碳酸盐反应放出ＣＯ２可改善岩石的孔渗性质和降低原油的粘度。这些驱油机理都有利于提高原油采收率；可行性试验结果表明要进行硫酸驱的油藏必须满足     

无碱表面活性剂羧基甜菜碱表/界面性能研究

研究了自制的含双键羧基甜菜碱BC的表面性能和无碱条件下与大庆原油间的界面性能。45℃时,BC的临界胶束浓度(C_cmc)为1.02×10^-5mol/L,γ_cmc为29.603 mN/m。油水来源为大庆一厂时,在BC质量分数为0.05%⁰.20%时,BC一元体系、BC/0.09%部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）二元体系采出水溶液与原油和模拟原油间的界面张力均达到10^-3mN/m数量级,单一活性剂体系与模拟原油间界面张力降幅大于相应的原油结果,二元体系达到超低界面张力的时间比一元体系长。油水来源为大庆三厂时,BC一元体系采出水溶液与原油达到超低界面张力,且45℃老化160 d的界面张力仍保持在10^-3数量级,稳定性较好。图7表1参10