碱/表面活性剂/聚合物相互作用对河间油藏油水界面张力特征的影响

在任丘油田河间油藏油层及流体性质(90℃温度、矿化度为5 192.2 mg/L的采出水和5 682.6 mg/L的注入水、河间原油)的条件下,研究了表面活性剂、碱和聚合物相互作用对油水界面张力的影响。结果表明,单一石油磺酸盐CDS-1在有效浓度为0.01%~0.3%范围内,瞬时动态界面张力和平衡界面张力降低到10-2mN/m数量级。向浓度为0.05%的CDS-1溶液中加入Na2CO3,瞬时动态界面张力和平衡界面张力变化不大,仍在10-2mN/m数量级;与Na2CO3高浓度相比,当Na2CO3浓度为0.5%时,平衡界面张力和瞬时界面张力降低明显,瞬时动态界面张力最低值低至10-3mN/m数量级。分别在浓度为0.05%的CDS-1溶液和0.5%Na2CO3/0.05%CDS-1二元体系中加入不同浓度(浓度在500~2 500 mg/L范围内)的部分水解聚丙烯酰胺聚合物M2500,瞬时动态界面张力和平衡界面张力无明显变化,仍在10-2mN/m数量级。该实验结果为河间油藏表面活性剂复合驱油配方的筛选提供了重要依据。     

低渗透油藏表面活性剂/有机碱降压增注体系研究

在50℃下,通过室内实验优选出一种化学降压增注体系,组成为：0.05%双子表面活性剂HA-1+0.1%乙醇胺MEA+0.1%甲醇。该体系可使油-水瞬时最低界面张力降至3.78×10^-5 mN/m。考察了降压增注体系改变岩石润湿性的能力以及耐盐、耐温性能。结果表明,该体系可将油湿表面反转为水湿表面,33 h后模拟地层水与岩心表面的接触角从130°降至60°。NaCl加量为5000～20000 mg/L时,油水瞬时最低界面张力可达10^-2~10^-5 mN/m。CaCl₂加量为50~200 mg/L时,最低界面张力可达10^-3 mN/m数量级,平衡界面张力保持在10^-2 mN/m数量级。该体系适用于Na⁺加量5000～20000 mg/L、Ca²⁺加量小于200 mg/L,温度为40~70℃的油藏。岩心驱替实验结果表明,注入降压增注体系后,水驱压力降低20%,降压效果明显。     

低分子量合成聚合物压裂液研究

研发了以低分子量合成聚合物PY-1为稠化剂的交联冻胶压裂液。PY-1含有酰胺基团,增稠能力强,0.35%水溶液的黏度为27 mPa.s。以可生成多核羟桥络离子的两性金属盐NT-2为交联剂。实验压裂液的基液为0.35%PY-1+0.3%助交联剂+0.3%防膨剂+0.5%助排剂,交联液为1.5%NT-2+0.15%交联协调剂,聚交比100∶8。该压裂液在80℃、170 s-1剪切90分钟仍保持黏度~100 mPa.s;在70℃1、70 s-1剪切30和60分钟时,n′和K′值变化不很大;70℃滤失系数为8.35×10-4m/min1/2;70℃破胶后实测残渣含量仅22.7 mg/L;加入0.06%APS后,70℃、1小时破胶液黏度2.65 mPa.s;当地温为60~70℃时,APS的加量为0.06%~0.15%;破胶液表面张力25.14 mN/m,界面张力2.54 mN/m;破胶液对于标准黏土的防膨率为68.3%。简介了用PY-1压裂液在长庆低渗油田井深2000 m、地温70℃的2口新井实施压裂的良好结果。图1表4参3。     

低表面张力滑溜水在低压致密气藏中的应用

低压致密气藏储层渗透率低、孔隙度小、压力系数低,普遍存在因压裂液入侵造成的水敏伤害问题。为了降低压裂液对低压致密气藏储层伤害,提高压裂液返排率,筛选一种配方为0.15%减阻剂XY-205+0.1%助排剂XY-120+0.2%防膨剂XY-63的具有低表面张力的滑溜水体系,并考察了该滑溜水的减阻率、防膨率以及对岩心伤害性能,并进行了现场应用。该滑溜水体系的表面张力为20.12 mN/m、与煤油间的界面张力为1.52 mN/m,最大减阻率达到70.58%,对王府区块HG-01井岩心的防膨率达到90%,滑溜水对岩心伤害可降至14.46%。滑溜水在低压致密气藏现场应用3口井,压裂施工顺利,压后见气速度快,排液4 h见气,返排率61%,取得较好的改造效果。     

表面活性剂的乳化性能和界面活性对低渗油藏采收率的影响

为明确表面活性剂的乳化性能和界面活性对水驱后残余油或剩余油影响的主次关系,结合冀东油田渗透率低、窜流严重、化学驱条件适宜等油藏特点,筛选出乳化性能强、界面活性较差和乳化性能较差、界面活性较强的表面活性剂体系,在渗透率相近的岩心中开展了水驱后驱油实验。结果表明:适和冀东油田高63-10断块两种表面活性剂复配体系为:乳化水率较好、界面张力达10~(-2)mN/m的体系0.2%非离子表面活性剂6501+0.1%阴离子表面活性剂XPS和乳化水率较差、界面张力达到10~(-3)mN/m的体系0.1%XPS+0.5%NaCl;水驱后注0.1%XPS+0.5%NaCl体系的采收率增幅为2.73%,注0.2%6501+0.1%XPS体系的采收率增幅为5.78%,乳化携带和聚并对残余油滴和局部剩余油驱替效果远好于界面活性的作用;综合发挥界面张力(10~(-2)mN/m)和乳化的作用能降低对界面活性的要求,这为表面活性剂筛选提供了实验依据和技术思路。     

一种新型酸性交联CO_2泡沫压裂液研制及应用

针对延长气田低渗透储层,通过制备交联剂、起泡剂、助排剂,筛选黏土稳定剂等酸性压裂液添加剂,研制出了一种以CMHPG作为稠化剂的酸性交联CO2泡沫压裂液,并对压裂液的相关性能进行了评价。实验结果表明,压裂液的泡沫质量为79.59%,半衰期为110 min;压裂液破胶液的黏度为1.19 mPa·s,残渣含量为273 mg/L,防膨率为90.61%,表面张力为24.51 mN/m,在80℃下滤失速率为9.8×10-4 m/min1/2,对储层的伤害率小于19.79%。该压裂液泡沫质量高,破胶彻底,残渣较低,防膨效果显著,对储层伤害小,现场应用携砂性能好,增产效果明显。     

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。     

不同洗油体系及界面张力对油砂洗油效率的影响

通过界面张力实验,筛选了能把油水界面张力降到10-1～10-4 mN/m数量级的单一碱、油砂清洗剂RS1、RS2及复配洗油体系,测定了洗油体系在不同界面张力条件下的洗油效率。结果表明,在10-1～10-2 mN/m界面张力范围内,各种洗油体系洗油效率均小于90%。当界面张力达到10-3 mN/m的超低值时,油砂清洗剂RS1(质量分数1.2%)的最高洗油效率为95.5%。界面张力进一步降低至10-4 mN/m数量级时,碱(质量分数2.0%,m(NaOH)∶m(Na2CO3)=1∶1)/RS1(质量分数0.6%)复合洗油体系最高洗油效率为96.8%,略低于油砂清洗剂RS1(质量分数1.8%)的洗油效率,但复合洗油体系成本更低,具有更好的应用前景。     

季铵盐阳离子聚合物防膨剂对 W/O乳状液稳定性的影响

为揭示季铵盐阳离子聚合物防膨剂对热采稠油乳状液稳定性的影响规律,根据南堡35-2油田热采现场采出液特征,采用高温高压可视相态釜模拟配制油包水乳状液,研究了季铵盐阳离子聚合物防膨剂对油水界面张力、界面剪切黏度及乳状液表观黏度和破乳脱水率的影响。结果表明,随着防膨剂浓度的增大,油水间的界面张力降低,界面剪切黏度增大;防膨剂浓度一定时,随着剪切速率的增大,界面剪切黏度增大并最终趋于稳定。温度对乳状液体系的性能影响较大:防膨剂在55℃时几乎对原油的乳化不产生影响,防膨剂溶液与原油形成的乳状液不稳定;在乳化温度为100℃和150℃下形成的乳状液稳定性高,且其表观黏度随防膨剂浓度的增大而增大;防膨剂浓度一定时,随着乳化温度升高,乳状液的表观黏度明显增大,脱水率降低,150℃时含0.5%~10%防膨剂乳状液的脱水率均为0,稳定性良好。季铵盐阳离子聚合物防膨剂能降低油水间的界面能,提高界面膜强度,增加W/O型乳状液的稳定性。     

低界面张力复合泡沫体系研究

通过测定表面张力、表面扩张黏弹模量、界面张力,起泡体积、半衰期等多个参数,优选出了既具有良好起泡能力,又有较低界面张力的复合泡沫体系,考察了该体系在非均质模型上的驱油性能。实验结果表明:氟碳起泡剂的起泡性能较佳,但仅有BS起泡剂能将界面张力降到10~(-2) mN/m;较佳的起泡剂配方为0.1%BS甜菜碱+0.08%起泡甜菜碱+0.12%氟碳起泡剂+1 500 mg/L部分水解聚丙烯酰胺,该体系具有较好的调驱能力,能够将综合采收率提高15%。     

络合剂改善无碱一元和二元复合驱油体系的增粘能力和油水界面性能

通过研究络合剂对部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和直链烷基甜菜碱(BH)粘度和油水界面张力的影响,探讨了在高矿化度条件下,利用络合剂作为助剂改善无碱一元和二元复合驱油体系增粘能力和油水界面性能的方法。结果表明,在NaCl,CaCl2和MgCl2的质量浓度分别为6 500,890和520 mg/L的矿化水中,质量浓度为50 mg/L的络合剂就可以使质量浓度为1 800 mg/L的HPAM的粘度增加80%以上,可以使质量浓度为800~3 000 mg/L的直链烷基甜菜碱BH与原油的最低界面张力由10-2mN/m数量级降低到超低水平,而且这种络合剂也可以使1 800 mg/L HPAM—800 mg/L BH二元复合体系老化30 d的粘度增加40%以上,并使油水界面张力最低值由1.52×10-2mN/m降低到6.06×10-3mN/m。通过考察粘度和油水动态界面张力随不同老化时间的变化规律,分析了络合剂的作用机制。     

调剖剂与二元复合体系配伍性评价及机理分析

针对吉林红岗油田实际开发需求,采用仅器检测和理论分析方法,开展了2种调剖剂即Cr3+聚合物凝胶和缓膨聚合物颗粒与二元复合体系的配伍性研究.结果表明,在二元复合体系中添加Cr3+交联剂后,体系黏度随Cr3+浓度增加而降低,界面张力及其随时间变化趋势受Cr3+影响不大,基本上都在10-2～10-3mN/m;而缓膨聚合物颗粒与二元复合体系接触后,体系黏度降低了50.60%～90.05%,界面张力由3.65×10-3mN/m最高上升到1.15×10-mN/m,并且添加量越多、时间越长,影响程度越大.由此可见,Cr3+聚合物凝胶与二元复合体系具有较好的配伍性,而缓膨聚合物颗粒则较差.流动性实验表明,在二元复合体系中加入Cr3+交联剂后,其阻力系数和残余阻力系数增加了几倍到几十倍甚至更高,流度控制能力得到明显改善.     

稠油油藏用防膨抑砂剂的研制与性能研究

防膨抑砂剂是用来防止储层黏土膨胀及抑制地层砂分散、运移的稠油油藏用核心添加剂。以丙烯酰胺、三甲基烯丙基氯化铵为原料,70℃下反应4 h,得到防膨抑砂剂产品。通过红外光谱、热重/差热分析对其结构进行表征,考察了反应原料、防膨抑砂剂加量对防膨效果、抑砂效果的影响。结果表明,随丙烯酰胺与三甲基烯丙基氯化铵质量比的减少,防膨率增加,当丙烯酰胺与三甲基烯丙基氯化铵质量比为7:3时,加量为0.5%的防膨抑砂剂产品防膨率为94.90%,冲出地层砂的砂粒运移程度为未处理前的4.04%。而随防膨抑砂剂加量的增大,防膨率提高,防膨抑砂剂加量以0.5%为宜。由岩心伤害性能评价结果,在30℃、120℃温度下,防膨抑砂剂对岩心渗透率伤害率较小,均小于10%。     

脂肪醇醚硫酸钠/烷基苯磺酸盐复配体系在高盐油藏中的室内实验研究

研究了脂肪醇醚硫酸钠AES/烷基苯磺酸盐SAS复配体系在高矿化度条件下与原油间的界面张力。结果表明:复配体系在高矿化度地层水中具有良好的溶解性,能在较宽的加量范围内(0.05%~0.70%)与原油形成超低界面张力;在优选的复配体系(总加量0.3%,m(AES)∶m(SAS)=1∶1.2)溶液中加入单一无机盐NaCl,界面张力先下降后升高,在60 000 mg/L NaCl溶液中界面张力可降低至10~(-4)mN/m;复配体系在Ca~(2+)浓度为200~800 mg/L时,界面张力可维持10~(-3)mN/m,适量增加AES比例能进一步改善复配体系抗盐能力;复配体系与石英砂混合吸附72 h后仍保持超低界面张力。表明该复配体系性能优良,满足高盐油藏开发需求。     

一种阴／非离子复合型表面活性剂的性能研究

开发了一种低成本的阴/非离子复配型表面活性剂GBSG-1,并评价了该表面活性剂体系的性能。结果表明:在80℃、矿化度50000 mg/L、二价离子(Ca2+、Mg2+)含量2000 mg/L的情况下,油水间的界面张力可达10-3mN/m数量级。同时该表面活性剂体系具有较好的乳化能力,按体积比6:4将浓度为3 g/L的CBSG-1溶液与王瑶原油混合均匀后在80℃恒温静置12 h后的油水体积比为8:2。该体系具较强的抗吸附性,浓度为3 g/LCBSG-1溶液在岩心上的吸附量最大,为0.35 mg/g砂,吸附7 d后,油水界面张力仍可以保持在10-3mN/m超低数量级。驱替模拟实验说明:该表面活性剂驱油体系可在水驱基础上使渗透率95.2×10-3μm2的低渗透率岩心提高采收率12.7%。该体系可满足长庆油田部分高温、高矿化度及低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

N-(3-十八烷氧基-2-羟丙基)-N,N-二甲基甜菜碱的合成及表征

以正十八醇和表氯醇、二甲胺等合成N-(3-十八烷氧基-2-羟丙基)-N,N-二甲基甜菜碱（JHD-18）,并对其表面活性以及与OP-10的复配性能进行了研究。结果表明,JHD-18在25℃的临界胶束浓度500 mg/L,临界表面张力为28.94 mN/m,JHD-18与OP-10 的摩尔比为3:7时,表现出最佳的复配效果,该复配体系的临界胶束浓度为450 mg/L,临界表面张力为20.47 mN/m,并可使油水界面张力降低至超低（10^-3mN/m）数量级。复配体系与地层水配伍性好,抗盐能力较强,当Ca²⁺浓度高达16000 mg/L时,该体系与原油仍可达到超低界面张力(10^-3 mN/m);在不同渗透率(0.32×10-3~3.14×10-3 μm²)岩心的驱替实验中,水驱后注入 0.3 PV质量浓度为1500 mg/L的复配体系（JHD-18与OP-10 的摩尔比为3:7）最大可提高驱油效率15.72%。     

非离子表面活性剂/低碳醇体系的界面活性及应用

测定了45℃时非离子表面活性剂SP 1/醇/地层水(矿化度4456mg/L)体系与大庆十厂原油间的界面张力。在5g/LSP 1地层水溶液中按10g/L的浓度加入C1～C4脂肪醇,油水界面张力由2.06×10-2mN/m降至1.12×10-3～5.90×10-3mN/m,按2～15g/L的浓度加入甲醇,界面张力降至10-3mN/m数量级。在甲醇浓度为10g/L条件下改变SP 1加量,在1～10g/L浓度范围产生10-3mN/m数量级的超低界面张力。用悬滴法测定的5g/LSP 1/10g/L甲醇/地层水体系的界面张力,随测定时间延长而下降,25～100min时出现10-3mN/m数量级的超低值,100～120min时降至10-4mN/m数量级。在渗透率分别为25.0×10-3和2.9×10-3μm2的2只岩心上,水驱油后注入SP 1/甲醇/地层水溶液,后续水驱末的注水压力比前期水驱末分别降低63.6%和42.6%。简要介绍了在低渗透注水井朝82 152注入该体系降低注水压力、增加注水量的成功试验。图3表3参5。     

SH降黏剂对郑王稠油油水界面性质及乳状液稳定性的影响规律研究

以郑王稠油采出液为研究对象,配制航空煤油模拟油-水乳状液,研究了滨南利津联合站所用的SH降黏剂（非离子和阴离子表面活性剂复配而成）对油水界面张力、zeta电位、界面扩张流变性和乳状液稳定性的影响,分析了油水界面性质与模拟油-水乳状液稳定性的关系。结果表明,SH降黏剂质量分数由0增至0.05%时,油水界面张力、油滴的zeta电位变化较小,而扩张模量由16.18 mN/m迅速降至4.60 mN/m,弹性模量由13.76 mN/m降至3.54 mN/m,黏性模量由85.12 mN/m迅速降至29.46 mN/m,脱水率由4.4%迅速增至83.1%,此时界面膜强度的减小是影响乳状液稳定性的主要因素,扩张模量越小则乳状液稳定性越差;当SH降黏剂加量由0.05%增至0.3%时,界面张力由48.93 mN/m降至35.50 mN/m,zeta电位绝对值由7.83 mV逐渐降至3.95 mV,扩张模量、弹性模量、黏性模量逐渐增至7.38、6.42、36.52 mN/m,脱水率降至60.0%。SH降黏剂加量在低于0.3%的范围内,扩张模量与模拟乳状液的脱水率有很好的关联,可以用扩张模量表征模拟油-水乳状液的稳定性。     

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.     

超低渗透油田降压增注体系的研究与应用

为了降低超低渗透油田的注水压力,增加注水量,研制出由质量浓度为320～850 mg/L 的双子表 面活性剂G12-3、质量浓度为60～200 mg/L 的防膨剂NNR、质量浓度为16～50 mg/L 的阻垢剂YJ 以 及质量浓度为4～20 mg/L 的铁离子稳定剂QA 组成的降压增注体系。当降压增注体系溶液的质量浓 度为400～1 200 mg/L 时,油水界面张力降至10-3 mN/m,防膨率为81.2%～89.3%,Ca2+,Ba2+ 和Fe3+ 的 阻垢率分别为84.7%,83.5% 和81.7%;降压增注体系溶液能够使亲油的云母表面向弱亲水转变;从油水 相对渗透率曲线可看出,降压增注体系溶液能够改善地层中油水的渗流能力。现场试验表明,降压增注 体系溶液使欠注井（T214-16 井）的注入压力平均降低了3.5 MPa,且能够按照配注量注水,有效期达6 个月以上,在该区取得了较好的应用效果。