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。     

阳离子双子表面活性剂降低油水动态界面张力的实验研究

将叔胺和卤代烷烃通过"一步法"合成阳离子双子表面活性剂,通过岩心驱替实验,研究了不同阳离子双子表面活性剂在降低油水动态界面张力方面的能力及规律,以及动态界面张力特征与采收率之间的关系。不同阳离子双子表面活性剂驱油,油水动态界面张力特征不同,在提高采收率能力方面存在明显差异;探讨了形成这种规律的机理。     

海上油田注水井复合纳米降压增注技术研究

为解决海上油田注水井压力升高过快,欠注现象严重的问题,在室内复配了一种适合于海上油田注水井的复合纳米降压增注物料体系。进而评价了该体系的稳定性、界面活性、防膨性能、改变岩石润湿性能以及降低微粒运移伤害能力,还通过岩心驱替实验评价了其降压增注效果。结果表明,该复合纳米降压增注体系具有良好的稳定性和界面性能,在储层温度下放置50 d后界面张力仍然可以稳定在10-2 mN/m的数量级。体系对岩心粉末的防膨率可以达到96.7%,并且可以有效改变岩石表面润湿性。使用该复合纳米降压增注物料处理后的驱替液颗粒总数以及粒径中值都明显降低,说明其具有较好的降低微粒运移堵塞的可能性。岩心驱替实验结果表明,经增注措施处理以后压力降低率均可以达到35%以上,可见复合纳米降压增注物料体系具有明显的减阻效果,能够满足海上油田注水井长期降压增注的需要。     

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.     

表面活性剂乳化能力差异对低渗油藏提高采收率的影响

表面活性剂驱是低渗透油藏提高采收率的重要技术手段之一,以往筛选活性剂基本以其降低油水界面张力的性能作为评价重点,而表面活性剂的油水乳化性能并未得到足够的重视。为研究油水乳化性能对低渗油藏提高采收率的影响,结合长庆低渗透油藏条件,选用具备相同超低界面张力但乳化能力有所差异的2种活性剂,利用均质、非均质岩心开展驱油实验。实验结果表明:同时具备超低界面张力和强乳化能力的活性剂BA,可在岩心入口段降低渗流阻力,同时实现岩心中部乳化封堵的效果,岩心中部残余阻力系数为2.08;而界面张力超低乳化能力较弱的活性剂TS,无法建立流动阻力,仅起到降压增注的作用。在非均质岩心驱油实验中,水驱后注入BA段塞0.6PV,建立了较高的驱替压力,扩大了波及系数,提高采收率11.46%,而活性剂TS提高采收率幅度为5.88%。     

三季铵盐表面活性剂界面性能及驱油效果评价

在化学驱中,降低油水界面张力是表面活性剂驱油最基本的机理。三季铵盐表面活性剂因其特殊结构表现出更好的界面性能。针对已合成的三季铵盐,探讨了各因素对界面性能的影响,结果表明,纯三季铵盐溶液与长庆油区模拟油界面张力可达10-2mN/m,比常规活性剂低1～2个数量级,具有较好的耐盐、耐高温性;与阴离子活性剂α-烯烃磺酸盐复配后,界面张力可达10-4mN/m,表现出较好的协同效应。驱替实验结果表明,纯三季铵盐可降低低渗透岩心注入压力10.6%,提高采收率8.35%;与α-烯烃磺酸盐复配后,降压率为17.4%,岩心采收率提高了11.1%,降压和驱油效果更佳,这也表明界面张力越低,提高低渗透岩心采收率效果越好。     

注水井纳米聚硅多元复合降压增注技术研究

针对海上某稠油油藏注水井压力升高、欠注现象严重的问题,室内以纳米聚硅为主要处理剂,复配以表面活性剂等助剂,研制出一种性能优良的纳米聚硅多元复合降压增注体系,并对该体系的性能进行了评价,结果表明,该体系在地层温度下老化30 d后油水界面张力仍可以稳定在0. 065 m N/m左右,具有良好的界面活性。该体系可以使稠油黏度降低率达到90%以上。并且能够使储层岩石表面润湿性由亲水向亲油方向移动。注入纳米聚硅多元复合降压增注体系后,水相相对渗透率增加幅度达到一倍左右。岩心驱替实验结果表明,当体系注入量为3 PV时,二次水驱压力降低率可以达到48. 5%,起到了明显的降压效果。现场3口井应用结果表明,平均压力降低率为30. 2%,日平均注水量上升率为84. 4%,平均有效期为195 d,能够满足海上油田注水井长期降压增注的需要。     

石油磺酸盐复配体系改善低渗透油藏注水效果室内研究

针对胜利油区外围油田部分注水井注入压力高和注水驱替效率低等情况,开展了石油磺酸盐复配体系降低注水井注入压力室内实验研究.对于低渗透油藏来说,由于油藏条件和地层流体性质的差异,使胜利石油磺酸盐在油水两相界面的活性大幅度下降,因此,必须通过添加表面活性剂建立以胜利石油磺酸盐为主体的复配体系.室内实验结果表明,添加少量表面活性剂后,复配体系的油水界面张力可降至10-3mN/m.岩心试验显示,注入以胜利石油磺酸盐为主的复配体系后,油水界面张力降低,残余油饱和度下降,水相相对渗透率上升,后续水驱替压力下降了57.3%左右,该体系能够有效改善低渗透油藏注水效果.     

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。     

新型活性剂体系在低渗透油田降压增注现场应用

介绍低含量活性剂体系在不同低渗透油田油水井的降压增注中的应用。低含量活性剂体系ZP-1918主要由多元高分子表面活性剂组成，室内性能评价结果表明．在模拟油层温度45～150℃条件下，该体系静态液相稳定期为120d，不分层，不沉淀，油水界面张力达到10^-2mN／m(数量级)以下，吸附损失量小，特别适用于低渗透油田增注施工。现场应用表明，0．1％～0．3％活性剂体系可使注水能力提高50％以上，压力下降2～10MPa，平均有效期在200d以上。