稠油乳化降黏体系提高采收率

为了解决胜利油田陈家庄稠油黏度大、开采难的问题,考察了阴离子烯烃类磺酸盐乳化降黏剂SS、阴离子烷烃类磺酸盐乳化降黏剂SD、非离子乳化降黏剂SF以及SS+SF(质量比1∶1)和SD+SF(质量比1∶1)复配体系降低油水界面张力的能力和乳化稠油的能力,并采用SS、SF、SS+SF溶液进行了微观可视化驱油实验。研究结果表明,在质量分数0.4%,温度25℃下,SD、SS阴离子乳化降黏剂体系与模拟油的界面张力分别为1.87×10-2mN/m和1.21×10-2mN/m,与稠油模拟油(黏度187 m Pa·s)形成乳状液(质量比3∶7)的黏度分别为42 mPa·s和46 mPa·s;在微观驱油过程中,阴离子乳化降黏剂SD、SS的提高采收率分别为56.75%、61.93%。同样条件下,SS+SF体系具有优于单组分乳化降黏剂的界面活性和提高采收率能力,界面张力降至1×10-4mN/m以下,与稠油模拟油形成的乳状液黏度为30 mPa·s,相对于SF乳化降黏剂提高采收率14.93%。SS+SF乳化降黏剂有望用作普通稠油油田的驱油处理剂。     

原油/碱水相互作用热力学

从化学平衡、相平衡原理和Gouy-Chapman扩散双电层理论建立了原油/碱水体系表面活性剂的吸附等温式和界面张力及界面电势方程。测定了大港油田羊三木原油与碱水的界面张力和Zeta电位。结果表明,原油/碱水界面表面活性剂的吸附量虽随水相中NaOH和NaCl浓度而变化,但本质上取决于水相中就地生成的表面活性剂的吸附自由能和表面活性阴离子与其反离子的活度积。碱水中加入NaCl可在低碱浓度时大大促进界面吸附但使界面电势显著下降。理论预测结果与实验结果较为符合。     

分子采油的概念、方法及展望

分子层面的认识与控制已成为现代科学技术发展的一种必然趋势,但在油气田开发领域还未引起足够重视。基于分子模拟取得的一些成果和认识,首次提出了分子采油(分子采气)的概念,并对其内涵、现状和发展趋势进行了分析。国内外其他学者在表面活性剂驱油、聚合物驱油及CO₂-EOR等方面也取得了一些相关研究成果,在一定程度上丰富了分子采油的内涵。依靠以分子动力学和量子化学计算为代表的分子模拟技术,结合以色谱、光谱、质谱与核磁共振等为代表的现代实验技术,从分子层面深化认识稠油致黏机制和降黏机理,阐明油气分子在岩石表面的吸附、解吸附及滑移特征,提出了基于分子采油的新机理,设计了更具针对性的降黏剂、驱油剂、调堵剂及其他助剂材料分子结构。预计以分子模拟方法为基础的分子采油技术将在化学驱油机理、热采机理、CO₂驱机理、低矿化度水驱机理、页岩油气开采机理及天然气水合物开采机理等方面带来革命性的进步,为油气高效开采方法提供理论支撑。     

CO2驱凝胶封窜体系研究进展

由于油气间黏度差异大和油藏的非均质性,在CO2驱油过程会发生气窜从而降低CO2的波及效率。凝胶体系是CO2驱油过程中的有效封窜剂,在中外都有着广泛的应用。介绍了延缓交联聚丙烯酰胺凝胶、预交联凝胶颗粒、两级封窜凝胶体系、泡沫凝胶这4种凝胶体系的封窜机理以及研究进展。延缓交联丙烯酰胺凝胶流动性强,价格低廉,但是成胶强度、成胶时间不可控并且不耐酸性腐蚀。预交联凝胶颗粒成胶时间、成胶强度可控且耐高温耐高矿化度,但是粒度较大,无法进入渗透率较低的地层。两级封窜凝胶体系结合了刚性凝胶与小分子的优势,能够同时封堵不同尺寸的裂缝,但是对于超过特定尺寸的裂缝,封堵效果将会下降。泡沫凝胶对地层伤害小,但是不耐高温。目前,用于CO2驱气窜的凝胶体系存在着不耐酸性腐蚀的问题,如何使长期处于CO2酸性环境下的凝胶体系保持稳定是未来的研究方向。     

CCUS-EOR开发同步埋存阶段长度的确定方法

CCUS-EOR开发周期分为同步埋存和深度埋存两大阶段,确定同步埋存阶段长度是CCUS-EOR开发方案设计的一项重要内容。根据CO₂驱产油量变化情况,可将同步埋存阶段进一步划分为上产期、稳产期和递减期。上产期的时间长度由见气见效时的累积注入量与年注气速度计算,稳产期的时间长度即稳产年限借助气驱“油墙”集中采出时间测算,递减期内的阶段采出程度变化情况则利用典型产量递减规律研究,气驱产量递减率和稳产期采油速度需根据气驱增产倍数概念确定,从而建立了CO₂驱阶段采出程度评价数学模型,提出将阶段采出程度逼近最终采收率的时刻作为同步埋存阶段与深度埋存阶段的转换点并引入阶段转换判据;同步埋存阶段长度扣除上产期和稳产年限即为递减期的时间长度。     

聚合物-表面活性剂二元抗盐体系注入性能评价

针对M油田目的层油藏物性差、非均质强、矿化度高等问题,研究了新型双烷基甘油醚衍生表面活性剂(diGE-EO)的耐温抗盐性能,并利用霍尔曲线对比研究了聚合物和聚合物-表面活性剂二元抗盐体系的注入性能,分析了聚合物-表面活性剂二元抗盐体系提高M油田目的层原油采收率的可行性。研究结果表明：双烷基甘油醚衍生表面活性剂(diGE-EO)在质量浓度高于3 500 mg/L时依然保持较好的抗盐性能,在85℃条件下放置超过45 d,仍能使油水界面张力降至5.73×10^-3mN/m,处于超低界面张力范围,可满足高矿化度油藏开发的要求。同时分析了聚合物-表面活性剂二元抗盐体系的注入性能。结果表明,当聚合物溶液质量浓度达到1 500 mg/L、岩心渗透率低于200 mD时,单独注入聚合物难度增大;存在表面活性剂情况下,注入性能得到明显改善。该结果为M油田二元复合驱项目方案设计及现场实施提供了室内实验基础。     

微生物+化学复合驱提高高凝油油藏采收率室内实验

针对高凝油油藏析蜡冷伤害、水驱采收率低的问题,运用微生物高通量测序分析、化学驱实验评价方法,利用岩心物理模拟与CT扫描等手段,提出了微生物+化学复合驱组合提高高凝油采收率技术,研制了微生物化学复合驱配方,该体系兼有化学驱大幅度提高驱油效率及微生物降低原油蜡质组分双重优点,最后通过物模实验优化了微生物与化学驱配方段塞组合。实验结果表明：微生物+化学复合驱较水驱提高驱油效率35.19个百分点,较单一化学复合驱可提高驱油效率7.27个百分点,单位质量聚合物增油量提高了1.16 t/t。该研究为高凝油油藏开发后期方式转换、提高采收率提供有效接替技术。     

油水界面活性聚合物驱采出液反相破乳剂研究进展

采用部分水解聚丙烯酰胺进行聚合物驱是应用最广泛的化学驱技术。为解决部分水解聚丙烯酰胺在高矿化度、高温水体内增黏效果差和难以注入低渗透率油藏的问题,聚合物驱中引入了带有亲油侧链且具有油水界面活性的改性聚丙烯酰胺代替普通部分水解聚丙烯酰胺,在改善高矿化度、高温和低渗透率油藏聚驱开发效果的同时,也减少了聚合物的用量及费用。注入油水界面活性聚合物的部分区块的采出液中O/W型原油乳状液稳定性高,造成采出水处理设施进水含油浓度大幅度增高,处理后回注的采出水含油浓度难以达到回注指标。为此分析了含油水界面活性聚合物驱的性质以及对O/W型乳状液的乳化和稳定作用,明确了今后反相破乳剂的研发应以非离子和阴离子药剂等与阴离子型油水界面活性聚合物不产生沉淀反应的药剂为主要方向。     

绥靖油田调剖调驱体系优化及效果评价

随着绥靖油田进入开发中后期,受低渗透储层非均质性影响,注水矛盾突出,地层逐渐形成大孔道或者高渗带,导致油井见水,调剖调驱已经成为低渗透油藏改善油藏水驱,提高油田采收率的重要措施手段,但随着注入轮次增加,整体效果逐年变差。通过对不同层系、不同类型油藏开发矛盾的深入分析,针对性的优化调剖调驱体系,从而科学指导调剖调驱的实施,提高实施效果。     

L1油藏微球+表面活性剂驱油技术研究与应用

随着注水开发时间延长,姬塬油田超低渗透L1C8油藏面临平面和剖面水驱矛盾突出、油井见水等问题,通过逐轮次实施调剖调驱后,储层物性较好的高渗带优先逐步开采,物性较差的低渗带储层越难挖掘。因此急需探索通过PEG或聚合物微球堵优势水驱通道,扩大波及体积;再利用表面活性剂通过降低界面张力、改变岩石润湿性,改善驱油效率技术思路,实现“堵+驱”改善水驱、提高驱油效率技术。本文采用微球+表面活性剂先堵后驱技术思路,研发了一种AES乳化表面活性剂,通过开展室内评价和14个井组现场应用,取得了较好的驱油及降递减效果,有效的缓解了油藏水驱矛盾,实现区块剩余油的有效开采。