高30断块油藏S/P二元复合驱室内实验研究

针对高30断块砂岩油藏,筛选和评价了表面活性剂/聚合物(S/P)二元复合驱油体系。结果表明,表面活性剂CDS-1在有效浓度(0.025%~0.300%)低而宽的范围内,体系与原油的界面张力可降到能大幅度提高驱油效率的10-2mN/m数量级;当疏水缔合聚合物HNT201-3浓度为1 250 mg/L、CDS-1浓度为0.05%时,体系在地层条件下的表观黏度可达72.37 mPa.s。在模拟油层渗透率及非均质变异系数的岩心上,注入0.30 PV二元复合体系及0.10 PV聚合物保护段塞时,可比水驱提高采收率20.91%OOIP。     

高温高盐油藏用OYDH调驱剂性能研究及应用

针对高温高盐油藏中存在的水窜现象开展了适用调驱剂攻关研究,研制开发出OYDH调驱剂,该调驱剂是以疏水缔合水溶性聚合物、含有苯环的缓释交联剂和交联引发剂组成。考察了溶液pH、温度、水质矿化度、恒温时间及非均质岩芯对调驱剂性能的影响。结果表明,该调驱剂成胶时间可控,耐温80～120℃,耐盐70000mg/L,热稳定性好,能够明显改善岩芯的非均质,并且具有较好的驱油能力。应用该调驱剂在胜坨油田T142X23井进行调剖试验,平均含水量由93．9％下降到92．4％,产油量由16．6Cd提高到20．3Cd,获得良好的增油降水效果。     

大港油田南部高温高盐油藏污水聚合物驱实验研究

系统分析了大港油田南部官80断块注入污水中无机离子、有机成分以及3种细菌的含量.研究了污水活性组分对聚合物氧化降解的机理.针对高温高盐油藏条件,用污水配制聚合物,研究了聚合物溶液的增粘性、粘弹性、剪切性和渗流特性,并开展了物理模拟驱油实验.评价出适合官80断块的功能型聚合物驱油体系,在人造岩心上驱油平均提高原油采收率17.3%(OOIP).     

聚合物驱提高高温高矿化度油藏采收率室内实验研究

对于某高温高矿化度油藏，优选疏水缔合水溶性聚合物NAPs进行驱替实验。研究表明，该聚合物溶液具有良好的耐温、抗盐和抗剪切性能，在高温、高矿化度油藏条件下，可提高采收率7．62％以上，并且具有较强的流度控制能力，能够发挥油层调剖作用，具有广阔的应用前景。     

针对ANDES油田的抗高温高盐二元复合驱油体系研究

ANDES油田属于高温(96℃)、高盐(71.5 g/L)油藏。在此条件下,将耐温耐盐理想的疏水缔合聚合物AP-P5与4种表面活性剂复配,发现0.3%的磺酸盐(MJ2)或大庆石油磺酸盐(DQ)与2500mg/LAP-P5形成的二元体系界面张力可以达到10~(-3)mN/m数量级。考察了温度、矿化度对这两种二元复合体系黏度的影响。结果表明,两种二元复合体系黏度随着温度、矿化度的增加而降低。在96℃、矿化度为70 g/L的条件下,3000 mg/L AP-P5+0.3%MJ2+稳定剂硫脲二元复合体系的黏度为99.4mPa·s,达到现场要求。并且该二元体系在此条件下放置两个月后,黏度趋于稳定,界面张力波动幅度不大。室内物理模拟驱油实验中,当二元复合体系注入体积为0.65 PV时,采收率增幅最大(24.5%)。前期水驱至含水85%+0.65 PV(3000 mg/L AP-P5+0.3%MJ2)+后期水驱至出口含水98%为最佳驱油方案。     

高温高盐油藏二元复合驱体系配方筛选

针对中原油田一些油藏高温高盐高二价阳离子的特点 ,筛选确定了适合温度 82～ 85℃ ,矿化度 12×10 4～ 15× 10 4mg/L ,二价阳离子含量 4 15 0～ 4 5 17mg/L条件的二元复合驱油体系配方 ,该体系具有较好的热稳定性能 ,室内岩心驱油实验提高采收率 2 0 % ,含水最高下降 33.3%。     

利29断块高温高盐油藏交联聚合物驱可行性研究

滨南油田利29断块是一高温高盐油藏。该文介绍了可用于高温高盐油藏的交联聚合物调驱体系，并以数值模拟为手段，对该断块交联聚合物驱浓度、段塞尺寸组合等参数进行了模拟，优选出交联聚合物驱油方案，并对其驱油效果进行了预测及评价。     

中原文209块高温高盐油藏聚合物驱室内研究

主要运用室内实验这种研究手段,开展了适合于高温高盐油藏聚合物的研究,为拓宽聚合物驱的应用领域,实现聚合物在高温高盐油藏的实际应用提供了技术和实践依据,通过此次研究证明了缔合聚合物AP-P3具有很好的抗高温、抗高盐和抗剪切性,能够满足中原油田文209块的聚合物驱要求。     

微泡沫在高温高盐油藏中的驱油作用

针对普通泡沫在高温高盐油藏中稳定性弱、驱油效果差的问题,采用将气体和起泡剂溶液(5000 mg/L甜菜碱表面活性剂SL1+5000 mg/L黄原胶XG)同时注入填砂管泡沫发生器的方法制备了一种稳定性强、尺寸细微的微泡沫体系,即黄原胶稳定的微泡沫。通过微观可视化模型对比了普通微泡沫(5000 mg/L SL1)与黄原胶稳定的微泡沫在原油存在条件的下稳定性差异,分析了驱油机理,借助填砂管模型对比了两种微泡沫的驱油性能。微观实验结果表明:气泡液膜中吸附的黄原胶增加了微泡沫液膜厚度,有效抑制了气泡聚并和液膜排液,使黄原胶稳定的微泡沫具有更强的稳定性和耐油能力。微泡沫越稳定,微观波及体积越高、采油效率越高。微泡沫主要的驱油机理为直接驱替机理、乳化机理、同向液膜流动机理、逆向液膜流动机理。物模实验结果表明,在160 g/L矿化度、90℃条件下,黄原胶稳定的微泡沫驱的采收率可在水驱基础上提高22.9%,比普通微泡沫驱高15.2%。     

一种耐高温耐盐泡沫酸起泡剂的筛选研究

根据120℃下对代表性中原砂岩油藏岩心的静态溶蚀性能,选出由12%盐酸、2%氢氟酸、3%有机酸、0.5%辅剂组成的混合酸液为酸化液的主体酸,为该酸液筛选了起泡剂。实验研究的起泡剂共6种,代号分别为:QP-1,阳离子型的1227;QP-2,非离子型的OP-10;QP-3,非离子型的AC1210;QP-4,两性离子的BS-12;QP-5,自制复合型;QP-6,阴离子型的K12。在水中,6种起泡剂起泡能力相差不大,1%溶液的起泡倍数在7~10之间,QP-5最大,QP-6次之。在混合酸液中QP-6不起泡,其余5种起泡剂的起泡倍数略有差别,QP-5最大,QP-4次之。QP-6除外的含1%起泡剂的混合酸液在不同温度下保持4小时,温度≥90℃时QP-2起泡能力大降,其余4种在120℃均可用。用质量比8∶1的NaCl+CaCl2调节含1%起泡剂的混合酸液的矿化度,矿化度≥1.6×105mg/L时QP-1失效,QP-5、QP-4、QP-3的起泡倍数分别为6.1、6.0、4.1。当含油量由0%增至30%时,1%QP-5在混合酸液中的起泡倍数仅由7.0降至4.9,QP-4、QP-3、QP-1均迅速失去起泡能力。代号QP-5的复合起泡剂可用于制备中原高温高盐砂岩油藏用的泡沫混合酸,用量0.8%~1.2%。图6表1参4。     

高温高盐油藏用疏水缔合聚合物凝胶调剖剂研制与应用

针对中原油田高温高盐油藏研制了疏水缔合聚合物(AP P4)凝胶调剖剂。通过组分用量筛选得到成胶溶液配方(以g/L计):AP P42 5～3 5 交联剂组分MZ YL0 4～0 5 MZ BE0 6～0 7 MZ XS0 12 酸度调整剂CS 21 2,用矿化度116g/L的油田污水配液,90℃成胶时间为10～12小时,室温凝胶粘度为35～61Pa·s,在90℃热处理100小时后粘度>40Pa·s。成胶溶液在3000r/m剪切15分钟后粘度下降87%～89%,但在90℃形成的凝胶粘度达到未剪切情况下粘度值的70%～85%。在渗透率Kg=0 9～1 0μm2的储层含油岩心中注入10PV调剖剂,成胶后堵塞率为88%～96%,残余阻力系数16 2～28 6。采用Vk=0 72、平均Kg=1 0μm2的三层非均质人造岩心,以矿化度160g/L的油田污水驱替后注入AP P4调剖剂并使之成胶,后续水驱采收率增值随注入深度增加而增大,注入深度为5%～10%时增加采收率0 403%～0 925%(OOIP)。在文明寨油田(T=80℃)、马寨油田(T=90℃)实施AP P4凝胶调剖24井次,平均单井注入量942m3,处理半径8 9m,效果良好,有效期217天;成胶液平均粘度在泵前、泵后和井口分别为12 28、11 07、9 99Pa·s,成胶时间32小时,凝胶粘度>100Pa·s。图4表7参3。     

中原高温高盐油藏疏水缔合聚合物凝胶调剖剂研究

针对中原油田高温(>80℃)、高盐度(>50 g/L)、高硬度(>1 g/L)砂岩油藏,研制了地下成胶的高热稳定性聚合物凝胶调剖剂。所用聚合物为疏水缔合聚合物AP-P4,M=9.0×106,HD=27%,疏水基摩尔分数0.2%;交联剂为可生成酚醛树脂的3种化合物;调剖剂胶液用矿化度160 g/L的马寨油田污水配制;实验温度95℃。根据形成的凝胶黏度(95℃,1.1 s-1)确定交联剂各组分用量为:MZ-YL 0.429%,MZ-BE 0.060%,MZ-XS 0.012%;酸度调整剂用量0.12%;成胶时间10~15小时。2.5、3.0、3.5 g/L AP-P4的凝胶在95℃老化100天后黏度保持在~40 Pa.s及以上。初配制胶液在3000 r/min下剪切15分钟后黏度降低87.5%~89.0%,但成胶后和老化过程中凝胶黏度只比未剪切样降低17.1%~6.6%。3.5 g/L AP-P4的调剖剂对~1μm2的6支储层岩心的堵塞率在88.1%~95.8%范围,平均93.3%,造成的残余阻力系数在15.2~28.6范围,平均19.8,使渗透率级差2.3~8.0的4组双人造岩心的注水流量比发生不同程度的反转。认为该凝胶调剖剂高温下稳定性好的原因,是强化学交联密度低,因而凝胶脱水收缩作用弱。图2表5参5。     

有机复合调驱体系室内研究及现场试验

针对聚合物驱油田注入井近井地带调剖和储层深部调剖的需要,开发了有机复合调驱剂DK 1和DK 2。室内实验研究结果表明,这种调驱剂与浓度500～2000mg/L的聚合物溶液在70℃反应20h(DK 1)或5～7d(DK 2),可使聚合物交联,将聚合物溶液转变为流动凝胶;聚合物分子量越大(9.3×106,1.5×107,2.1×107)、水解度越低(4%,14%,30%),则成胶时间越短,生成的凝胶粘度越大;胜利油田聚合物驱中使用的8种国产聚合物与该剂的成胶效果均良好;溶液状态的体系受机械剪切基本上不影响成胶,生成凝胶后剪切使粘度下降,但粘度保留值很高;G′,G″曲线表明生成的凝胶具有良好的粘弹性,G′>G″。在孤岛中一区注聚区的中11N10注入井,在注入第二段塞(0.2PV×1750mg/L)的过程中,随同聚合物溶液(注入量100m3/d),按1000mg/L的浓度前7d加入KD 1,此后加入DK 2,每日注入0.5t,共注入4个月,使注入压力由6.5MPa上升到8.3MPa,表明储层内的高渗透条带被有效封堵。图10参5。     

稠油油藏聚驱后二元复合驱提高采收率研究

针对古城油田泌123断块稠油油藏条件,考察了SP二元复合体系的最佳配方、乳化性和热稳定性,并用最佳配方的SP二元复合体系进行了聚合物驱后复合驱替实验。实验结果表明,得到的最佳SP二元复合体系（2000 mg/L ZL-I＋3000 mg/L OCSB）的黏度为59.5 mPa.s、界面张力7.87×10-3 mN/m,与聚合物溶液相比,黏度上升2 mPa.s、界面张力下降3～4个数量级,毛管数大幅度提高,具备更大幅度提高采收率的能力。SP二元复合体系与原油形成的乳化液黏度大于二元体系的黏度,乳化作用良好,可以进一步改善流度比。60℃下老化120天后SP二元复合体系中HPAM的水解度缓慢上升后维持在30%～40%,黏度始终保持平稳上升,变化规律与单一聚合物溶液相似;界面张力值在老化期间上升半个数量级以内,盐析程度较单一表面活性剂溶液大幅改善。岩心驱油实验表明,聚合物驱后进行二元复合驱可提高采收率10%OOIP以上,说明古城油田泌123断块稠油油藏采用二元复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术是可行的。图4表3参5     

SJT-B助剂/表面活性剂/聚合物三元复合体系的黏度和界面张力研究

助剂SJT-B是10%的磷硅酸盐胶体溶液,含有Na^＋和K^＋、SiO3^2-和PO4^3-等离子,在活化状态下一部分SiO3^2-和PO4^3-生成具5个负电荷的聚磷硅酸根链状阴离子,后者可结合Ca^2＋、Mg^2＋而形成纳米磷硅酸盐胶态粒子,避免结垢并防止金属腐蚀。以助剂SJT-B代替NaOH,用大庆油田回注污水配制SJT-B/烷基苯磺酸盐/聚合物三元复合溶液,取SJT-B浓度为1.0-8.0 g/kg,石油磺酸盐浓度为0.5-4.0 g/kg,聚合物浓度为1.2 g/kg,按排列组合法得到25个实验配方。对照NaOH/石油磺酸盐/聚合物溶液组成为12/3.0/1.2 g/kg,初配黏度（45℃,7.34s^-1）27.3 mPa·s,界面张力（45℃）3.20×10^-3mN/m。初配各实验配方溶液黏度31.2-44.8 mPa·s,45℃老化30天后黏度降低率2.71%-36.97%;初始界面张力最低值1.13×10^-3mN/m,最高值4.34×10^-2mN/m,在界面活性图上,10^-3mN/m超低界面张力区出现在高SJT-B和烷基苯磺酸盐区,老化后该区扩大。筛选出的SJT-B/石油磺酸盐/聚合物体系组成为4.0/3.0/1.2 g/kg,其初始黏度为37.1 mPa·s,老化后黏度降低3.77%,初始界面张力1.79×10^-2mN/m。图2表3参8。     

中高温低浓度压裂液研究与应用

简介了国外近期降低水基压裂液中植物胶类增稠剂浓度的三种技术：Nimerick等人的pH缓冲体系；锆交联羧甲基瓜尔胶压裂液；更高分子量的精加工瓜尔胶PEG硼交联压裂液。针对中原油田研发了90～140℃中高温低浓度HPG硼交联压裂液。在压裂液设计中采用浓度优化和泵注浓度由高到低变化两条原理，黏度低限为：在地层温度和1701／s连续剪切90min后前置液黏度≥150mPa·s。携砂液黏度≥100mPa·s。用0．45～0．90mm的陶粒和压裂液破胶液测试，HPG浓度由0．5％减至0．4％时，15h后的导流能力提高11．3％。得到了如下基本配方（HPG/有机硼交联剂／NaOH）。用于90～120℃的前置液：0．35％／10．35％／10．08％，携砂液：0．25％～0．30％／0．30％／0．08％；用于120～140℃的前置液：0．40％／0．45％／10．10％。携砂液：0．30％～0．35％／10．35％／10．10％。2002-2005年，该低浓度压裂液在中原油田应用于超过40井次的压裂，仅4井次未完成顶替。介绍了地温92℃和134．8℃的各一口油井的压裂工艺和良好效果。图6表1参6。     

低碱三元复合体系用于聚驱后进一步提高采收率

在室内实验研究了大庆油田条件下,水驱、聚合物驱之后低碱(NaOH)浓度的ASP三元复合驱的驱油效果。所用聚合物为M=1.6×107,HD=26%的HPAM;表面活性剂为Witco公司的烷基苯磺酸盐ORS-41和国产月桂酰二乙醇胺NNR,用矿化度3.7 g/L的模拟注入水配液,模拟油黏度9.56 mPa.s,实验温度45℃。NaOH/0.3%ORS-41/1.2 g/L HPAM溶液的黏度~剪切速率曲线和储能模量~振荡频率曲线,随碱浓度减小(1.5%或1.2%~0.1%)而整体上移,即溶液黏度和黏弹性增大。在Kw≈1μm2、VK=0.72的三层段非均质人造岩心上,水驱、聚合物驱(1000 mg/L,0.57 PV)后注入0.3%NaOH/0.3%ORS-41或NNR/1600或1800 mg/L HPAM溶液(0.30PV),采收率增值为13.5%~16.0%,最终采收率为66.4%~70.5%,含水曲线表明聚驱和复合驱过程中有油墙产生;NNR体系界面张力为10-2mN/m,ORS-41体系为10-1mN/m。在不同直径、连接有不同直径盲端的平行流道微观模型上,直接观察到水驱、聚驱后复合驱的波及区域明显大于水驱后聚驱的波及区域,聚驱后水驱油藏实施低碱三元复合驱可进一步增大波及体积。图5表1参4。     

中原油田濮83块高温高盐油藏表面活性剂/生物聚合物二元复合驱油体系研究

中原油田濮83断块砂岩油藏温度79℃,产出水矿化度153～160 g/L,含Ca2++Mg2+3.0～4.5 g/L.将2种耐温抗盐表面活性剂(WPS-A和WA-18)在矿化度120 g/L、含Ca2++Mg2+4.15 g/L的等体积比产出水、注入水混合水中配成溶液,在82℃下老化12小时后测定界面张力,绘制界面活性图,得到低界面张力体系配方1.5 g/L石油磺酸盐WPS-A+1.0 g/L两性表面活性剂WA-18.该体系在矿化度110～150 g/L或pH值4～10范围或在82℃老化61天后仍维持10-3 mN/m超低界面张力.加入生物聚合物使该体系粘度增大,但不影响体系界面张力.由此得到适用于濮83块油藏的SP二元复合驱油体系1.5 g/LWPS-A+1.0 g/L WA-18+1.0 g/L生物聚合物,该体系在82℃老化45天后界面张力维持超低值,粘度为10 mPa·s.在物理实验模拟中注入0.5 PV该驱油剂使采收率在水驱基础上(27.47%)提高至48.08%.在计算机模拟中,在濮83-1井注入由3.0 g/L WPS-A+WA-18、2.0 g/L生物聚合物组成的SP段塞0.2 PV,1.0 g/L生物聚合物段塞0.1 PV,提高采收率13.66%.图2表3参6.