特高温中低渗透油藏乳液表面活性剂驱提高采收率技术

聚合物在特高温(95~120℃)中低渗透率(50~100 mD)油藏易降解且难注入,为进一步提高特高温中低渗透油藏采收率,建立乳液表面活性剂乳化性能和乳化增粘性能评价方法,并对乳液表面活性剂的构效关系进行研究。研发了乳液表面活性剂驱油体系,即在温度为110℃条件下形成增粘型乳液,增溶水率大于90%,乳化增粘率大于100%。物理模拟结果表明,乳液表面活性剂驱油体系(乳化增粘型乳液表面活性剂和低界面张力表面活性剂)交替注入的组合驱油方式可提高采收率为17.7%~22.1%。在纯化油田纯17-1单元开展乳液表面活性剂驱先导试验,2017年2月交替注入3轮次,油井已见到明显降水增油效果。乳液表面活性剂驱油技术创建了特高温中低渗透油藏提高采收率的新型开发方式,为特高温中低渗透油藏大幅度提高采收率提供了技术支撑。     

特高温油藏增粘型乳液驱油体系的研制

针对特高温油藏,提出了一种全新的化学驱油方法——增粘型乳液增效表面活性剂驱油技术。该技术的核心是研制具有耐高温、乳化增粘和强洗油性能的增粘型乳液驱油体系,用于特高温油藏进一步提高原油采收率。为此,设计研发了以烷醇酰胺聚氧乙烯醚羧酸盐为主剂、以乳化增粘为主要功能的乳液表面活性剂CH-13,适用于90～130 ℃的高温油藏。实验结果表明：当乳液表面活性剂CH-13质量分数为2%～5%时,增溶水率随乳液表面活性剂质量分数增大而迅速增大;当水相体积小于总体积的55%时,乳液表面活性剂CH-13可以促使油水两相形成以油包水型为主的增粘型乳液,其乳化增粘率达到300%。室内物理模拟实验结果表明,多轮次交替注入乳液表面活性剂和低张力表面活性剂可提高原油采收率15.8%～20.2%。     

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。     

表面活性剂驱乳化作用对提高采收率的影响

表面活性剂驱是高温高盐油藏提高原油采收率的重要技术措施,但其乳化作用对提高采收率的影响并未受到足够重视。为了分析濮城油田高温高盐油藏表面活性剂驱乳化作用对提高采收率的影响,通过对表面活性剂降低油水界面张力的性能评价,优选出2种表面活性剂YD-G1和SHY-1,用高矿化度的濮城油田现场注入水配制质量分数为0.3%的溶液,将其放入120℃恒温箱30 d后,油水界面张力仍能达到10-3mN/m的超低数量级,表明2种表面活性剂均具有良好的耐温抗盐性能。将2种表面活性剂与濮城油田脱水脱气原油配制成乳状液,在同等质量分数下YD-G1乳状液的析水率低于SHY-1,且液滴的平均粒径也更小,表明YD-G1溶液比SHY-1溶液的乳化能力强。驱油实验结果表明,YD-G1溶液比SHY-1溶液的驱油效果更佳,表明乳化作用是提高采收率的关键因素之一。通过室内实验优化设计,确定YD-G1溶液的最佳注入量为0.5倍孔隙体积,最佳注入质量分数为0.3%。     

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%。     

高温高盐油藏聚/表二元驱技术研究与应用

大港孔南区块属高温高盐油藏,经多年注水开发,综合含水超过90%,如何提高此类油藏采收率成为油田稳产控产的主要工作,为此,开展了适合此类油藏条件的聚合物及表面活性剂筛选评价,开发出具有"抗温(78℃)、抗盐(30 000 mg/L)、抗钙镁(500 mg/L)"特性的功能型聚/表二元驱体系。应用小分子缔合聚合物、高效石油磺酸盐表面活性剂及其它助剂(合成了聚/表二元驱体系),体系黏度达到90 m Pa·s,界面张力达到10-3 m N/m数量级,乳化性强。利用该体系进行岩心驱油实验,提高采收率明显,现场试验提高采收率成效显著。     

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。     

强乳化复合表面活性剂驱油体系研究与应用

表面活性剂的乳化能力强弱对提高低渗透油藏水驱开发后的驱油效果影响较大,为了增强表面活性剂驱 油体系的乳化性能、提高驱油效率,将具有良好界面活性的阴-非双子表面活性剂GEY-2 和具有较强乳化能力的 非离子表面活性剂6501 复配,研制出了一种适合低渗透油藏的强乳化复合表面活性剂驱油体系,并对其综合性 能进行了评价。结果表明：强乳化复合表面活性剂驱油体系具有良好的耐温性能和耐盐性能,在高温高矿化度 条件下,配方为2000 mg/L GEY-2+3000 mg/L 6501 的驱油体系仍能保持10^-3mN/m超低数量级的油水界面张力, 该驱油体系与储层原油按照7∶3 所形成乳状液在75 ℃下放置10 min 和100 min 后的乳化水率仍能达到90.2%和 61.2%,具有较高的乳化性能。该驱油体系具有良好的抗吸附性能,可以减少驱油剂的浪费,有效保证驱油效 果。该驱油体系对低渗透岩心的驱油效果较好,当岩心渗透率为11.38×10^-3 μm²时,水驱结束后注入0.5 PV强乳 化复合表面活性剂驱油体系可使采收率继续提高20%以上。现场应用结果表明,H油田低渗区块实施强乳化复 合表面活性剂驱油措施后,注入井压力有所升高,对应油井日产油量从措施前的2.20 t 升至5.41 t,平均含水率从 措施前的89.2%降低至71.5%,达到了较好的增油效果。     

非均相复合驱油体系设计与性能评价

为进一步提高聚驱后油藏采收率,针对聚驱后油藏非均质性强、剩余油普遍分布的特点,提出了非均相复合驱油体系。非均相复合驱油体系包括黏弹性颗粒驱油剂（PPG）、表面活性剂和聚合物。通过研究黏弹性颗粒驱油剂的溶胀能力、黏弹性、滤过能力和在岩心中运移性能,及其与表面活性剂、聚合物之间相互作用,得到了适合于胜利高温高盐油藏和聚合物驱后油藏的非均相复合驱油体系1000 mg/L PPG＋1000 mg/L聚合物＋0.3％胜利石油磺酸盐＋0.1％非离子表面活性剂1709。结果表明,PPG可遇水溶胀,耐盐性能好,在油藏中具有封堵和运移性能,较单一聚合物能够更好地提高波及体积。在含水98％条件下注入0.3倍孔隙体积的非均相复合驱油体系,聚合物驱后提高采收率13.6%(OOIP)。该体系可应用于高温高盐油藏或聚合物驱后油藏大幅度提高采收率。     

高温高盐油藏新型表面活性剂微球复配体系调驱实验

为改善西达里亚油田水驱后开发效果,针对其高温高盐的油藏条件,选用抗温耐盐性好的低界面张力表面活性剂体系SA与实验室自制的抗温耐盐型弹性微球Z10进行复配,采用表面活性剂微球复配体系调驱来提高驱油效率。模拟高温高盐的油藏条件,对新型表面活性剂微球复配体系进行调驱的压力和阻力变化特征研究,并分别开展了均质与非均质条件下的调驱提高采收率物理模拟实验。结果表明,表面活性剂微球复配体系在岩心渗透率为200×10-3~1 000×10-3μm2的调驱特性最佳,注入性好且能形成有效封堵,注入压力规律性大幅波动,阻力系数高达7以上。表面活性剂微球复配体系与注入表面活性剂的驱油对比实验结果表明,前者增油降水效果明显,采收率大幅提高,总采收率较表面活性剂驱的高约14%,很好的发挥了微球"调"与表面活性剂"洗"的双重作用。此外,表面活性剂微球复配体系在非均质条件下能够改变流体和压力的分布,有效地开采低渗透率层,也具有良好的调驱提高采收率效果。     

孪联型表面活性剂在稠油油藏的试验研究

孪联型表面活性剂是一种新型的表面活性剂,在高温、高矿化度、较宽的pH值范围内均能保持良好的发泡性、泡沫稳定性和超低的界面张力,具有优良的乳化降粘和洗油性能。针对稠油油藏原油粘度高,吞吐开采采收率低,现场试验应用,取得较好的增油效果,为稠油油藏提高采收率提供了有效途径。     

表面活性剂驱油性能评价及其在低渗透油田的应用

结合低渗透油田储层和化学驱油技术特点,考察了双子型表面活性剂驱油剂YC-2 表界面活性、乳化能力及驱油效果。实验结果表明,该驱油剂在浓度为3000mg/L时的表面张力可以达到30mN/m左右,与原油间的界面张力可以达到10^-3mN/m超低数量级,并且对NaCl和CaCl₂ 体现出较强的抗盐能力;表面活性剂YC-2 溶液/原油乳液体系析水快,有利于产出液的破乳。驱油实验结果表明,浓度为3000mg/L的表面活性剂YC-2 溶液在气测渗透率为0.3541× 10-3μm²岩心水驱（采收率50%）基础上可进一步提高采收率15% 以上;该表面活性剂适用于低渗透油层驱油,随着岩心渗透率的提高,表面活性剂驱油效率降低。该驱油剂产品已在延长油田青化砭、瓦窑堡、青平川等采油厂应用,取得了显著的驱油效果。     

一种阴-非离子表面活性剂在安塞油田长6油藏适应性研究

对室内研发了一种阴-非离子型表面活性剂开展油藏适应性研究,测试了界面张力、乳化能力、油藏配伍性、岩心室内驱油实验。结果表明,该表面活性剂与安塞油田长6油藏原油的最终界面张力维持在10-3m N/m数量级,耐盐、耐温性较好,对原油具有较强的乳化能力,并且与安塞油田注入水配伍性良好,0.5%的质量分数下较水驱提高采收率12%以上,能满足安塞油田表面活性剂驱油的要求。现场试验10个井组,对应油井含水下降3.7%、增油效果明显,表明该表面活性剂在安塞油田长6油藏具有较好的适应性。     

低矿化度水/表面活性剂复合驱提高采收率技术

为进一步提高低渗砂岩油藏水驱后的采收率,结合低矿化度水驱和表面活性剂驱的特点,提出了低矿化度水/表面活性剂复合驱提高采收率技术,并通过室内实验对不同矿化度水以及表面活性剂溶液的综合性能进行了评价。结果表明:低矿化度水(3 000 mg/L)条件下,质量分数为0.5%的TBS-3表面活性剂溶液仍能达到超低界面张力范围,具有良好的界面活性;表面活性剂溶液的矿化度越低,原油/溶液以及岩石/溶液之间的Zeta电位值越小,pH值越高;随着表面活性剂溶液矿化度的逐渐降低,表面活性剂TBS-3在岩心中的吸附损失率增大,岩心入口端面的接触角减小,亲水性增强。岩心模拟驱油实验结果表明,使用低矿化度水/表面活性剂交替注入时的最终采收率可以达到50.3%,明显高于高矿化度水/表面活性剂的40.6%。这说明低矿化度水驱与表面活性剂驱相结合,能够发挥出更好的驱油效果。     

粘性表面活性剂在鄂尔多斯低渗透微裂缝油藏中的驱油实验研究

针对鄂尔多斯盆地特低渗油藏普遍采用加表面活性剂注水开发、油田采收率低、油井见水早、注水压力高问题,应用高分子粘性表面活性剂进行驱油效率等室内评价。结果表明,与普通的表面活性剂相比,OR表面活性剂粘度较高,溶解性好,抗温性较好;该表面活性剂比低粘度表面活性剂驱油效果好,尤其在微裂缝岩心,其驱油效果比低粘表面活性剂效果明显,其主要原因是OR表面活性剂与聚合物一样有粘性作用,既降低油水粘度比,又提高油水流速比,提高波及效率。     

SN7-33井表面活性剂驱油研究与应用

针对江苏ShaN低渗透油藏非均质性强、物性差、孔隙结构复杂、水驱采收率较低的问题,开展了粘稳型表面活性剂HLX1和驱油表面活性剂HLX2的界面张力、吸附、乳化、防膨和驱油室内评价试验。根据试验结果进行了表面活性剂驱注入工艺优化,设计1.5%HLX1为前置防膨段塞,0.3%HLX2为驱油主段塞,在SN7-33井进行表活剂驱油现场试验,取得了增油降水效果。     

边底水油藏化学驱提高采收率实验研究

为探索冀东油田高浅南油藏化学驱提高采收率技术,研制适应油藏条件的驱油用表面活性剂,利用均质岩心模型和3层非均质岩心模型开展化学驱驱油实验,对该油藏化学驱提高采收率的可行性进行综合评价。实验结果表明:研制的表面活性剂降低油水间界面张力的能力较强,浓度为0.3%时油水界面张力即可达到10~(-3)mN/m数量级,拥有很强的提高驱油效率的能力;该表面活性剂对高浅南油藏具有较好的驱油效果,可在水驱基础上继续提高采收率15.00个百分点。研究认为,对于冀东油田高浅南油藏,采用单一表面活性剂驱采收率提高幅度较小,而采用调剖堵水+表面活性剂驱技术对提高采收率有明显效果。建议对于非均质性较弱的油藏,提高采收率应以提高驱油效率为主,对于非均质性较强的油藏,提高采收率应以提高波及效率为先。该研究结果对同类油藏提高采收率具有一定的借鉴意义。     

张天渠特低渗油藏表面活性剂驱油先导实验研究

张天渠油田属于特低渗油藏,其主力开发层位长2,经过近20年的注水开发,目前综合含水84%,已进入高含水开发阶段,且采出程度达到20.5%,水驱采收率标定25.0%,已达到水驱开发比较理想的效果。为进一步提高油藏的采收率,开展表面活性剂驱油技术研究,通过表面活性剂单剂优选、复配筛选、临界胶束浓度测定,优选出4种表面活性较优的驱油体系,并进行性能评价及岩心驱替实验。室内实验结果表明,表面活性剂驱油技术可使张天渠油田长2储层驱油效率提高17.7%。     

纳米微球与表面活性剂复合调驱体系研究与应用

针对高温高盐低渗透油藏注水开发中出现的含水率高、采收率低以及常规表面活性剂驱等措施难以发挥有效作用的问题,提出将耐温抗盐型纳米微球SQ-5和新型阴-非离子表面活性剂FA-2相结合的复合调驱技术,采用纳米微球/表面活性剂复合调驱体系来提高低渗透油藏水驱后的采收率。室内评价了复合调驱体系的性能,并优化了纳米微球和表面活性剂的注入参数。结果表明,纳米微球和表面活性剂均具有良好的耐温抗盐性能,在温度为120℃、矿化度为257300 mg/L时仍具有良好的性能;复合调驱体系的最佳注入参数为0.5PV的纳米微球溶液（1500 mg/L）和0.5 PV的表面活性剂溶液（1000 mg/L）;单独表面活性剂驱体系和复合调驱体系能在水驱的基础上分别提高采收率为12.43%和27.28%,可以看出,复合调驱体系取得了更好的驱油效果。矿场试验结果表明,调驱后注水井压力升高,对应油井产油量上升,含水率下降。说明纳米微球/表面活性剂复合调驱技术适合在高温高盐低渗透油藏中应用。     

基于微流控技术的表面活性剂强化驱油研究进展

实现老油田和非常规油田提高采收率评价方法的创新有着重要的科学意义和工程价值。微流控技术可以复现油藏微米、纳米级孔隙结构,并且原位观测微米、纳米级孔隙结构中油藏流体和驱替相流体的流动和相变过程。与传统岩心驱替实验评价方法相比,微流控技术同时具有实时可视化、受限尺度小、样品消耗量少和测量时间短等优点,使之逐步成为研究和筛选驱替剂的有效评价技术方法。得益于优异的界面活性,表面活性剂已成为化学驱中备受关注的一种驱替物质。通过对基于微流控技术的表面活性剂驱油的最新实验研究进行调研,详细介绍了微流控技术研究表面活性剂强化驱油的系统组成,重点分析了表面活性剂乳化体系驱油机理和表面活性剂非乳化体系驱油机理。在表面活性剂乳化驱油体系中,针对不同油藏类型分析了表面活性剂的应用,包括微乳液体系的驱油机理和乳状液体系的驱油机理。在表面活性剂非乳化驱油体系中,详细分析了传统表面活性剂和生物表面活性剂以非乳化作用强化驱油的机理,并对微流控技术在油气田开发领域的应用进行了展望。