羊三木稠油油藏复合驱提高采收率实验研究

针对羊三木普通稠油油藏特征,通过界面张力实验和乳化实验筛选了聚表(SP)二元复合驱体系,体系组成为2 000 mg/L表面活性剂PS–2+1 000 mg/L聚合物HPAM。该聚表二元体系使油水界面张力降至10 2mN/m数量级,并形成稳定的O/W型乳状液。乳状液60 min析水率为10.8%,降黏率为95.8%。岩芯流动实验表明,注入0.3 PV驱油体系采收率提高幅度分别为聚表二元复合驱15.7%、聚合物驱10.8%和表面活性剂驱7.9%。聚表二元复合驱提高羊三木稠油油藏采收率效果最好,适合用于提高普通稠油油藏采收率。     

生物表面活性剂鼠李糖脂对寄生水霉的体外抑制作用

为研究生物表面活性剂鼠李糖脂(rhamnolipid)对寄生水霉Saprolegnia parasitica的体外抑制作用，开发水生动物水霉病的新型绿色防控制剂，采用倍比稀释法、菌丝生长速率法、菌丝干质量法和孢子萌发试验对鼠李糖脂抑制寄生水霉的活性进行检测，通过测定寄生水霉菌体电导率，研究鼠李糖脂对寄生水霉菌体细胞膜通透性的影响，并用光学显微镜、电子显微镜观察鼠李糖脂对寄生水霉菌丝体形态学的影响。结果表明：鼠李糖脂对寄生水霉菌丝和孢子的最小抑制浓度(MIC)分别为125、15.625 mg/L;当鼠李糖脂质量浓度为15.625 mg/L时，对菌丝生长和孢子萌发的抑制率分别为59.84%、85.70%,且鼠李糖脂对寄生水霉菌丝生长抑制率和孢子萌发抑制率均随鼠李糖脂质量浓度的增加而升高；电导率试验显示，鼠李糖脂使寄生水霉菌体细胞膜通透性增加，以15.625 mg/L鼠李糖脂处理寄生水霉孢子10 h后，电导率升高了39.57%,以125 mg/L鼠李糖脂处理寄生水霉菌丝体6 h后，电导率升高了68.10%;形态观察显示，鼠李糖脂对寄生水霉菌丝体具有一定的破坏作用。研究表明，鼠李糖脂对寄生水霉具有良好的抑制效果，本研究结果可为研制绿色新型水生动物水霉病防控制剂提供新的思路。     

浅层油藏稠油热水/CO_2驱油效率实验模拟研究

新疆油田九_6区齐古组浅层稠油油藏已进入蒸汽开采中后期,油藏开采经历了蒸汽吞吐、加密调整、蒸汽驱过程,采出程度为37%。现阶段单一蒸汽驱效果明显下降,地层亏空严重,蒸汽热利用效率低,吸汽不均,波及程度差异大,油水流度比大,采收率低。热水复合CO_2驱油充分利用热水热效应和发挥CO_2溶解降黏等作用,是提高原油采收率的有效方法。因此,针对九_6区稠油开展不同混合方式热水/CO_2驱油模拟实验,分别研究了纯热水驱、热水与CO_2混注、热水与CO_2段塞的驱油效率。结果表明,纯热水驱累积驱油效率为49.19%,热水/CO_2混注累积驱油效率最大为71.25%,段塞驱累积驱油效率高达85.96%。同时,分析了驱出原油及岩心残余油组分变化。     

表面活性剂复配淋洗处理多环芳烃污染土壤

异位土壤淋洗是一种具有广泛应用前景的修复技术。采用生物表面活性剂鼠李糖脂与吐温-80对含荧蒽、芘、苯并[b]荧蒽、苯并[k]荧蒽、苯并[α]芘5种多环芳烃污染土壤进行淋洗,结果表明单独使用鼠李糖脂有利于对荧蒽、芘的淋洗,而吐温-80有利于对苯并荧蒽与苯并芘的淋洗。将鼠李糖脂与吐温-80复配后,提高了稠环型多环芳烃的淋洗效果,且当吐温-80在复配体系中的占比为90%时,淋洗效果最佳。24 h后淋洗达到平衡,对荧蒽和芘的单次淋洗率可达到65%以上,对苯并荧蒽、苯并芘等5环或5环以上的多环芳烃的淋洗率可达到36%以上。     

胜利油田辛68区块内源微生物驱油现场试验

针对胜利油田辛68区块埋藏深、高温高盐,不适合化学驱和转热采提高采收率的开发矛盾,开展了内源微生物驱油技术研究。在对区块微生物群落结构分析的基础上,通过室内研究,获得了长链碳源类激活剂体系,能够激活不同种类功能菌达到10~8个/mL以上,乳化原油粒径小于10μm。物理模拟实验表明,提高驱替效率8.5%。现场激活吞吐试验后收到了明显效果,油藏中微生物被有效激活,产出液表面张力降低,乳化油滴增加,原油黏度降低,油井产油量由试验前的1.0t/d提高到1.8t/d,含水率降低14%,增油降水效果显著。     

致密油储层气驱油核磁共振实验研究

针对鄂尔多斯盆地致密油储层岩心,将核磁共振(nuclear magnetic resonance, NMR)技术与气驱油物模实验相结合,对储层原油赋存特征和气驱油后微观剩余油分布特征进行研究。研究表明:气驱油前目标储层总含油率较高,但微米孔隙(>1μm)赋存油量较少(7.27%),原油主要赋存于亚微米(0.1～1μm,包括0.1μm及1μm)和纳米孔隙(<0.1μm)中(分别为27.67%和24.00%);气驱油1 PV(pore volume)后,微米孔隙原油相对采出程度R较高(64.34%),亚微米孔隙次之(37.27%),纳米孔隙较低,气驱早期首先将赋存于较大孔隙内的原油驱出,较小孔隙内原油动用程度较低;气驱油50 PV后,储层微米孔隙几乎无剩余油,R达到90%以上,亚微米孔隙有一定量剩余油,R约为60%,纳米孔隙R较低,是剩余油主要赋存空间;随渗透率的降低,储层较大孔喉比例减少,微观非均质性降低,气驱油微观波及程度增加,亚微米孔隙采出油量有增加的趋势;致密油储层注气能力明显优于注水能力,且渗透率越低,注气能力优势越明显。研究成果可为致密油有效开发及制定合理开发方式提供依据。     

纳米表面活性剂在致密油藏开采中的应用

吉林油田针对致密油藏的储层特点，通过 ＴＹ纳米表面活性剂体系与原油发生乳化降黏作用， 提高原油的流动性，降低乳化堵的风险。TY纳米表面活性剂分子尺寸小，在油藏环境下可降解，界面张力 低，乳化粒径小（ 50～100 nm），乳化后60～120 min析水率大于90％，岩心驱替驱油效率达到39.7％。先导 试验措施后增产效果明显，投入产出比大于1.5，经济效益较好，为致密油藏后续提高采收率提供了技术支持。     

非均相复合驱非连续相渗流特征及提高驱油效率机制

非均相复合驱是聚合物驱后油藏大幅度提高采收率的重要方法。微流控实验及室内双管岩心流动实验均表明非均相复合驱具有非连续相渗流特征,表现为压力一定条件下微通道内流速仍大幅波动、不同渗透率双管岩心中分流量持续交替变化。综合考虑凝胶颗粒弹性变形特征、聚合物增黏与非牛顿特性、表面活性剂降低界面张力作用及润湿改变等化学剂作用机制,建立非均相复合驱微观渗流格子玻尔兹曼模拟方法。基于微观数值模拟结果,揭示非均相复合驱提高驱油效率机制,颗粒暂堵升压后变形运移、固液增阻导致液流转向、驱替液增黏抑制黏性指进、强化启动微观剩余油,进而提高微观波及系数及微观洗油效率。     

海上稠油火烧油层物理模拟实验研究

为探索海上稠油火烧油层开发的可行性,针对渤海稠油油藏开展了火烧油层物理模拟实验。根据石油沥青组分测定法,分析渤海稠油原油组分;通过热失重与扫描量热同步热分析仪测试活化能等高温氧化反应动力学参数;采用一维燃烧管实验模拟评价燃烧稳定性及驱油效果。研究结果表明,渤海稠油组分特征与国内陆上油田相似;稠油高温氧化活化能为157 kJ/mol,与陆上油田相近;油藏火驱前缘推进稳定,燃烧前缘最高温度773K左右,出口CO_2浓度长期稳定在12%以上,高温氧化燃烧状态良好;火烧驱油效率95.1%,空气油比548m~3/t,驱油效果较好。研究成果为海上稠油油藏火烧油层开发提供技术支持。     

降低CO_2驱最小混相压力的调节剂研究

针对中原油田部分区块油藏CO2驱最小混相压力高于地层压力,不能实现混相驱的问题,采用高温高压界面张力仪测定了5种不同类型化学试剂(乙二醇丁醚、柠檬酸异丙酯、烷基酚聚氧乙烯醚、司盘80和混苯)对CO2与原油间界面张力的影响。实验表明,加入调节剂能够降低CO2与原油间的界面张力,界面张力降低幅度范围在8.55%~25.51%之间。通过油溶性表活剂与混苯进行复配实验,优选了一种具有协同增效作用的调节剂体系。采用界面张力消失法测定了CO2与原油间最小混相压力。结果表明,该调节剂能够降低CO2与原油间的界面张力,从而降低CO2与原油间最小混相压力17.86%。