无碱表面活性剂-聚合物复合驱技术研究进展

无碱表面活性剂-聚合物二元复合驱可避免碱引起的结垢、乳化、腐蚀等负面作用,降低投资和操作成本,是具有应用前景的化学驱提高石油采收率新技术。目前存在主要问题有:缺少高效稳定的活性剂工业化产品,驱油机理及主要影响因素理论研究薄弱,评价方法不健全,矿场试验少、技术风险较大。影响表面活性剂-聚合物二元复合驱驱油效率的主要因素有体系黏度、界面张力、乳化强度等,二元体系具有较高的黏度是提高采收率的重要保障,体系油水界面张力越低驱油效率越高,体系乳化性能也显著影响驱油效果。表面活性剂-聚合物二元复合驱矿场试验取得了一定效果,但也暴露出一些问题,需要提高配方适应性、驱油剂产品质量稳定性,优化注入方案,加强现场监测和跟踪调整等。     

不同碱/表面活性剂二元复合驱体系的性能对比

分别研究了含有有机碱、无机碱的碱表面活性剂AS二元复合驱体系的降低油水界面张力、耐温抗盐性能、乳化性能、表面活性剂在油砂表面的吸附量、地层水结垢趋势、提高原油采收率及驱油特性的性能。研究结果表明:与单一碱的二元复合驱油体系相比,复合碱的驱油体系可以提高抗盐性能、原油乳化性能及原油采收率幅度;碱的种类影响驱油体系的耐温抗盐性能及乳化性能,含有有机碱的驱油体系的抗盐性能好,抗盐可达50000mg/L,含有无机碱的驱油体系抗温性能及对原油乳化能力好,抗温达90℃,原油脱水率最低(8.5%);碱的加入可降低石油磺酸盐在油砂表面的最大吸附量,降低量为25%数30%;复合有机碱及复合无机碱的二元复合驱油体系均可以较大幅度提高原油采收率,提高采收率幅度超过18%,但与复合无机碱的驱油体系相比,复合有机碱的驱油体系可以有效减弱地层水的结垢趋势;复合有机碱与复合无机碱/表面活性剂二元复合驱油体系的微观驱油特性不同。     

高温低渗油藏表面活性剂驱影响因素研究

为改善高温低渗油藏开发效果,开展了表面活性剂驱影响因素研究。通过在114℃条件下,对亲水、亲油低渗岩心进行表面活性剂驱油实验,考察了界面张力、乳化作用、润湿反转以及注入时机对注入压力、驱油效率等的影响。研究结果表明,表面活性剂体系与原油间的界面张力越低,提高驱油效率和降低注入压力的幅度越大。表面活性剂的乳化速率越高,原油采收率越高;乳化降黏能力越强,降压效果越好;同时,适当降低乳状液稳定性也对驱油有利。表面活性剂的润湿反转作用使其能在较高界面张力下有效驱油,并在亲油岩心中获得较亲水岩心更好的增油降压效果。此外,在中等含水阶段进行表面活性剂驱,能够利用最低的投入获得最高的原油采收率。     

无碱二元体系的黏弹性和界面张力对水驱残余油的作用

三元复合驱含碱驱油体系会大幅度降低聚合物溶液的黏弹性,引起地层粘土分散和运移、形成碱垢及导致地层渗透率下降。为此提出利用不加碱可形成超低界面张力的聚合物/甜菜碱表面活性剂二元复合体系驱油。通过流变性实验及微观模型驱油实验,分析了表面活性剂对聚合物表面活性剂二元复合体系黏弹性的影响和聚合物表面活性剂二元复合体系的黏弹性及界面张力对采收率的影响。对聚合物表面活性剂二元复合体系提高水驱后残余油采收率机理的研究表明:在驱替水驱后残余油过程中,聚合物表面活性剂二元复合体系利用了聚合物溶液的黏弹特性和表面活性剂的超低张力界面特性,水驱后残余油以油丝和乳状液形式被携带和运移,随着二元驱油体系的黏弹性的增加和界面张力的降低,水驱后二元驱后的采收率增加,降低界面张力的驱油效果(指达到超低)比提高体系的黏弹性的效果更明显。     

聚合物驱后油藏提高采收率技术研究

根据室内实验和现场试验效果分析了聚合物驱后油藏进一步提高原油采收率的技术潜力。室内驱油实验表明,聚合物＋表面活性剂二元复合驱提高采收率为17．6％～20．1％,提高采收率幅度高于单一表面活性剂驱（3％左右）和单一聚合物驱（11％～15％）,高于表面活性剂驱和聚合物驱二者之和,优于同等经济条件下聚合物驱的效果。孤岛中一区Ng3～6和孤东六区聚合物注入完成后接着实施二元复合驱,综合含水进一步下降,日产油量明显增加。聚合物溶液中加入粘弹性颗粒PPG（PreformedParticleGel）后,体系从偏粘性转变为偏弹性,具有较强的剖面调整能力。2009年2月在聚合物驱转后续水驱多年的孤岛中一区Ng3单元实施聚合物＋PPG驱,注入压力上升了1．4MPa,油层纵向非均质性明显改善,纵向各层吸水趋于均匀。     

自发乳化驱油方法Ⅱ:自发乳化驱油试验研究

研究了模拟油在岩心中的自发乳化驱油效果及提高采收率机理。不同渗透率岩心中,自发乳化驱油效果好于表面活性剂驱及聚合物驱。碱聚合物自发乳化驱替后采收率在水驱基础上还可提高23.7%,远远高于单独碱自发乳化驱、聚合物驱和表面活性剂驱,说明这一自发乳化驱油体系具有良好的驱替能力,能够大幅度提高采收率。模拟油在岩心中的自发乳化驱采收率和总采收率分别为24.5%和71.8%,与超低界面张力聚合物表面活性剂驱相近。高于三元复合驱、高浓聚合物驱。微观驱油试验证实光刻模型中发生了自发乳化现象。残余油自发乳化成小油滴,很容易穿过孔喉,以水包油型乳化状态开采出来。     

驱油体系乳化综合指数对提高采收率的影响

为了明确化学驱驱油体系乳化性能对提高原油采收率的作用,揭示驱油体系乳化综合指数与提高采收率的关系,研究了乳化强度不同的聚合物/表面活性剂/碱三元复合驱油体系的驱油效果。结果表明,乳化综合指数70%的强乳化体系对提高采收率是不利的;通过降低驱油体系碱加量及降低表面活性剂乳化作用的方法将驱油体系的乳化综合指数降至约60%,可使采收率增幅由9.92%增至21%~30%,三元复合驱油体系适宜的乳化综合指数应控制在60%左右。降低表面活性剂的乳化作用对提高采收率的影响大于降低碱加量的影响。     

OIL FLOODED EFFICIENCY IN ALTERNATIVE INJECTIONS OF LOW-TENSION AND FOAM SYSTEMS

为充分发挥二元低张力体系提高驱油效率和二元泡沫体系扩大波及体积的作用,开展了聚合物驱后二元低张力体系与二元泡沫体系交替注入方式提高采收率室内实验研究.采用气流法筛选出的CYL表面活性剂发泡能力强,与无碱表面活性剂具有良好的配伍性.通过界面张力评价实验测得HLX表面活性剂具有较低的界面张力,而且CYL表面活性剂对HLX表面活性剂降低界面张力的能力影响较小.选择CYL为二元泡沫体系的起泡剂、HLX为二元低张力体系的表面活性剂进行聚合物驱后提高采收率实验.通过实验得出,聚合物驱后纯二元泡沫体系的采收率平均值为7.84％,纯二元低张力体系的采收率平均值为5.87％;而边调剖边驱油(0.05 PV的二元泡沫体系+0.05 PV氮气+0.1 PV的二元低张力体系)交替3次的注入方式的采收率平均值为14.22％,该体系在天然岩心中的采收率平均值为12.26％.聚合物驱后,采用边调剖边驱油的注入方式,可以取得良好的效果.     

稠油油藏表面活性剂辅助CO2驱油效果及主控性能

针对稠油油藏储层特征与开发现状,基于静态泡沫性能与驱油性能评价,复配了3种具备不同性能的表面活性剂,并研究了不同表面活性剂辅助CO2驱油效果,明确了表面活性剂的主控性能。实验结果表明,表面活性剂S1,S2和S3辅助CO2驱油对渗透率级差为3.0的非均质岩心水驱后采收率增幅分别为19.7%,13.2%和15.2%,优于直接注入CO2的驱油效果,说明表面活性剂可以提高稠油油藏高含水阶段CO2驱油效果。其增油机理主要为表面活性剂驱油贡献及其与后续CO2产生的泡沫的驱油贡献。表面活性剂乳化能力越强,乳化现象越明显,驱油效率增幅越大;静态发泡能力越强,与CO2在岩心中越容易产生泡沫;强发泡能力-弱稳定性表面活性剂与CO2产生的泡沫更容易实现深部调驱。随着非均质岩心渗透率级差从3.0增至9.0,3种表面活性剂辅助CO2驱油效果均不同程度地下降,其中S1辅助CO2驱油的采收率增幅降至12.6%,相比于S2和S3,S1对岩心非均质性变化的适应性较强。因此,对于目标油藏,具备强乳化、强发泡能力且兼顾弱泡沫稳定性的复配表面活性剂S1辅助CO2驱油效果最佳,对非均质性变化的适应性更强。     

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%。     

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。     

聚合物驱后多元调驱体系提高采收率研究

根据聚合物驱后提高采收率的需要,筛选了多元调驱体系的凝胶颗粒类型、交联剂最优浓度和洗油剂最优浓度,分别考察了单元注入体系(50 mg/L或100 mg/L交联剂、2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV),二元注入体系(100 mg/L交联剂+2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV)和三元注入体系(0.4 PV×2000mg/L阳离子凝胶微球+0.3 PV×100 mg/L交联剂+0.4 PV×2000 mg/L高效洗油剂)的调剖效果。实验结果表明:二元注入体系转水驱突破压力为3 MPa左右,而且压力整体波动范围和波动幅度都明显高出单元注入体系的,这说明二元注入体系调剖效果比单元注入体系的好;在水驱采收率39.65%、聚合物驱提高采收率18.38%的基础上,三元注入体系提高采收率22.82%;水驱和聚合物驱阶段注入压力较低,凝胶微球注入后压力迅速上升,交联剂的注入保持了压力,高效洗油剂驱使压力进一步上升,转后续水驱后压力下降并稳定在2 MPa左右;与二元注入体系相比,三元注入体系的后续水驱压力明显降低,这保证了在不影响调驱效果的同时还能降低后续水驱压力,因此多元注入体系具有更好的实际应用价值。图5表3参9     

海上稠油油田聚驱后二元复合驱注入时机与注入方式优选

模拟海上绥中36-1油田油层条件,进行了聚合物驱后二元复合驱注入时机、注入方式的优化实验研究。聚合物驱后在不同注入时机(直接转注、含水最低点、含水70%和含水95%时)转注二元复合体系,最终采收率分别为75.36%、73.32%、71.22%和68.61%,直接转注二元驱的采收率最高(42.61%)。在相同水驱条件下,以不同注入方式注入二元复合体系后发现,注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果优于注入0.05 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系+0.05 PV聚合物和0.1 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系。但注入方式的改变对最终采收率的影响较小,以聚合物做保护段塞更有利于控制工业化成本。在相同段塞聚合物用量条件下,用前后保护段塞的效果好于单一前置段塞。在等经济的条件下,聚合物驱后进行0.3 PV二元复合驱可提高原油采收率19.05%,比等价的0.7 PV聚合物驱采收率高1.61%,使油田开发的整体效益最大化。     

三元复合驱的驱油特征研究

大量室内研究和矿场试验结果表明,在高效的表活剂条件下,三元复合驱是一种非常有效的三次采 油方法,具有良好的应用前景。文中应用数值模拟技术并结合室内研究,给出了三元复合体系不同界面张 力和粘度比条件下,在非均质油层中的驱油特征。分析结果表明,三元复合驱与聚合物驱相比,对油层非 均质性有更大的适用范围;对于非均质油层的三元复合驱,采用增加体系的粘度和降低体系的界面张力的 方式都能获得较好的提高采收率效果,但高粘度是获得好的提高采收率的关键;采取分层注入的方式,或 者在三元复合驱后对高渗透层进行封堵,能更有效地采出中、低渗透层的剩余油,进一步提高采收率。本 项研究对认识三元复合驱的驱油机理和编制调整矿场试验方案提供了重要依据。     

大庆油田"三元""二元""一元"驱油研究

“大庆油田驱油用烷基苯磺酸盐的合成”项目的研究工作,从分子水平上基本掌握和控制了三次采油用的烷基苯磺酸盐的结构,并取得了拥有自主知识产权的系列产品,产品性能与国外ORS-4l产品相当。通过选择合适的表面活性剂二元前置段塞,获得了低界面张力的二元体系,减少了三元复合驱的油水乳化。通过三元配方中加入防垢剂减少甚至防止油层结垢。表面活性剂聚合物二元复合体系可以最大限度发挥聚合物的粘弹性,减少乳化液处理量,彻底清除由于碱的存在引起的地层及井筒结垢现象,在化学剂成本相同的情况下,可以达到与三元体系相同的驱油效果。大庆油田一元驱——高浓度聚合物提高采收率研究及矿场实验取得了满意的效果,在提高采收率幅度上与三元复合驱的结果完全接近。尤其重要的是,在驱油效果相当的情况下,高浓聚合物驱经济合理性优于三元复合驱。试验室研究和矿场生产试验表明：高浓度聚合物驱和三元复合驱适合于高渗透的低温油藏;其中高浓度聚驱更适合于非均质严重的油藏;三元复合驱适合于非均质不太严重的油藏;二元复合驱更适合于高、中渗透的中温和低温油藏;活性剂驱更适合于低渗透油藏和比较均匀的中渗透油藏。大庆油田研制的三元、二元、一元驱现场试验证实采收率提高值均达到20％以上。     

龙虎泡低渗透油田井网适应性研究

在油田实际开发中实施了反九点法和五点法两种井网开发,解剖对比了两个区块的开发特点。在采出程度相同的情况下,五点法井网油井含水高,两个区块的单井产液量接近。反九点法井网开发中后期采取加密结合注采系统调整方式,能够提高差油层的动用程度和好油层的注水波及体积进而提高采收率。同时,应用水驱特曲线和Weibull模型等油藏工程分析方法对其最终采收率和水驱波及体积系数进行了评价,认为龙虎泡油田应采用反九点法注采井网开发。     

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%。     

非离子低分子表面活性剂优选及驱油效率研究

目前国内外对低渗透油藏开发的主要趋势为注气开发,又以CO2混相驱居多。我国低渗油藏以陆上沉积为主,储量大且非均质性严重,油质较重黏度高一般不易达到CO2混相。为了降低驱油混相压力,在尽量少增加成本的情况下提高驱油效率,找到了一类不溶于水但溶于超临界CO2及原油中的非离子低分子表面活性剂,通过研制复配及溶解性与降黏评价实验,找到了2种表活剂CAE、CAF。以细管实验为载体,采用高温高压配样器配置地层油进行驱油效率评价,筛选确定了一种表活剂CAE。进行溶解式驱替及段塞式驱替以确定表活剂CAE的最佳注入方式;进行不同浓度的驱替实验确定表活剂CAE的最佳注入浓度。研究表明:段塞式驱替为该活性剂的最佳注入方式,最佳浓度为0.2%;表活剂CAE在最佳驱替方式下与纯CO2相比可以提高驱油效率约13.13百分点。该研究为国内低渗透油藏相对有效地降低混相压力、提高驱油效率找到了途径,是我国低渗油藏注气开发研究中值得探索和尝试的方法之一。     

新肇油田活性水驱油室内实验研究

针对新肇油田低渗透油层的孔隙细小、结构复杂、流体在其中渗流时,受相界面的作用强烈,致使低渗透油层注水压力高、采收率低、开发效果差的特点,采用低界面张力的活性水进行驱油。以活性水与原油间的界面张力为评价手段,选用了六种不同类型的表面活性剂进行初步筛选。同时以驱油含水率、注入压力及最终采收率作为评价手段,进行室内物理模拟驱油实验。结果表明,在相同的实验条件下,选用十二烷基苯磺酸钠水溶液与原油形成的界面张力较低,当活性水浓度为0.3%、注入量为0.3PV,活性水注入时机选择含水率为70%以前注入活性水驱油效果较好。     

低渗透油藏CO2驱注入方式优化

根据吉林油田某低渗透区块的油藏条件,运用数值模拟方法研究不同驱替方式下的驱油效果。数模结果显示,交替驱替方式优于注水方式和连续气驱方式,能大幅度提高原油采收率。在交替驱过程中,气段塞和水段塞的先后顺序对采收率有显著的影响,气水交替驱优于水气交替驱,随着注气速度的增加,采收率的差值也逐渐增加。气水交替驱注入CO2能够和原油充分接触,越早注入CO2,对提高原油采收率越有利。该研究不仅为低渗透油田CO2驱油技术提供了理论基础,而且对于国家下一步进行CO2驱油和埋存潜力评价及规划具有重要的借鉴意义。