聚驱后注入聚表剂提高采收率研究

聚表剂驱油技术是一种集调剖及驱替为一体的新型驱油技术。室内静态评价试验表明,聚表剂与驱油用中分聚合物配伍性良好。不同比例的聚表剂与聚合物混合后,样品的增粘性能、乳化性能和稳定性能较好。室内驱油试验表明,聚驱后注入聚表剂可提高采收率10.8%。现场实践也证明采用该技术能达到降水增油的目的。     

聚表剂溶液性能及矿场应用研究

在室内评价聚表剂溶液性能的基础上,对聚表剂驱矿场应用效果进行了分析。结果表明,相对于同浓度普通聚合物,聚表剂溶液具有更高的黏度和乳化能力,且具有较好的稳定性;在油田矿场应用过程中聚表剂驱有着良好的注入能力,剖面调整作用强,改善了油层的动用程度,水驱后开展聚表剂驱增油降水效果非常明显,聚驱后开展聚表剂驱也可收到较好的增油降水效果。     

适应大庆油田三类油层的驱油体系筛选及评价

大庆油田三类油层目前仍采用水驱方式开采,水驱采出程度较低,剩余潜力大,是大庆油田今后重要的接替潜力。为尽快形成三类油层提高采收率技术,通过室内试验筛选了中低分子量抗盐聚合物、二元复合体系及三元复合体系,评价了体系性能。结果表明,相同条件下,三元复合体系驱油效果明显优于聚合物及二元复合体系;800×104抗盐聚合物可比普通900×104聚合物多提高采收率5个百分点,且可节省聚合物用量60%;对于强碱三元复合体系,适合选用800×104抗盐聚合物配制,可节省聚合物用量50%以上;现有中低分子量聚合物在性能上还存在不足,需要攻关研制更适用于三类油层的新型聚合物,以提高增黏性能,改善稳定性能,同时获得更优的驱油效果。     

生物活性复合驱油技术在延长油田的应用

为了提高延长油田的采收率，对生物活性复合驱油剂进行了性能评价和现场应用分析。研究结果表明，生物活性复合驱油剂为0．5％时的静态脱油效率高，降低油水界面张力的效果显著，同时驱油效率高；生物活性复合驱油剂具有较好的抗盐能力，并且能有效地促使储层岩石润湿性由强亲水向亲水转化，从而有利于提高油田水驱效率。此外，现场使用生物活性复合驱油剂后取得了良好的增产效果。     

表面活性聚合物溶液微观驱油机理研究

在室内一定条件下应用仿真微观模型进行了表面活性聚合物 SLH-Ⅲ溶液驱油试验。在驱油的过程中，由于润湿性的不同，显示出了不同的驱油机理。在亲水模型中，油的流动机理以剪切夹带为主，通过 SLH-Ⅲ溶液的增黏性和黏弹性可以提高波及系数和驱油效率，并且 SLH-Ⅲ溶液可以降低油水界面张力，使残余油滴易于变形、分散和乳化；在亲油模型中，油的流动机理以桥接、拉丝为主。同时，表面活性聚合物 SLH-Ⅲ溶液具有乳化性，乳化后的残余油在储层中的存在状态发生了变化，并且使各种作用力的相互关系发生了变化，使原来不能流动的残余油处于可流动的状态。试验结果表明，经过 SLH-Ⅲ溶液驱替后，水驱油形成的残余油减少了，采收率得到了提高。     

驱油复合菌系的构建及驱油能力的研究

为构建驱油复合菌系并对提高原油采收率的能力进行评价,在50℃条件下通过长期限制性培养,以乳化和降解石油的能力为指标,获得一组高效稳定的驱油复合菌系。复合菌系发酵液对原油具有降粘和降低表面张力的作用。室内岩心驱油试验表明,水驱后复合菌系驱可提高石油采收率14．47％。2007年9月20日在大庆杏6—3-丙605油井进行了吞吐试验,截止2008年7月31日,采出液平均含水率由93．15％降至90．69％,日产液量提高69．86％,累计增产原油203．95t。表明复合菌系适应地层油藏条件,具有增采作用。     

聚驱后油藏内源微生物激活体系评价研究

针对聚驱后油藏如何进一步提高石油采收率的技术难题,开发了一种用于促进油藏内源微生物生长代谢的高效激活体系。室内通过物理模拟驱油试验、产气试验、岩心电镜观察试验对该激活体系激活聚驱后油藏内源微生物生长以提高采收率的有效性进行了评价,并将其应用于大庆油田萨南开发区的一个试验井组。结果表明,该激活体系能够激活聚驱油层注入污水中的内源微生物,使其在岩心中大量生长繁殖,原油采收率在聚合物驱后基础上可以再提高3%以上;产气试验中激活体系能够激活注入水中的内源微生物代谢产生大量的生物气,使密闭容器压力呈阶段性升高;现场注入激活体系后,聚合物驱后油藏中有明显的产气增压效果,实现阶段累计增油3068.1t,含水率下降2.2%,为化学驱后油藏进一步提高石油采收率提供了一条有效途径。     

交联聚合物微球聚合物HAP组合体系的深部调驱性能研究

海上油田的非均质性较强，单纯聚合物驱在海上油田应用中的效果受到限制。为了强化聚合物驱的深部调驱能力，利用反向悬浮聚合法合成 Q16、Q17、Q18、Q20等4种交联聚合物微球，并与聚合物 H AP进行复配，然后通过3种不同组合方式来进行岩心驱油试验。对比发现单纯交联聚合物微球和单纯的聚合物HAP的提高采收率效果为15％左右，而二者组合后效果能达到20％以上，其中组合方式3中 Q20&HAP体系提高采收率幅度最大，达到21.80％，说明交联聚合物微球聚合物 HAP组合体系有较好的滞留、封堵效果，具有一定深部调驱能力，能够达到更好的提高采收率效果。     

2种聚表剂溶液的黏性特征研究

为了解大庆油田矿场试验用聚表剂的特性，分析了聚表剂的黏度和流变性，同时研究了无机盐、表面活性剂及老化时间对聚表剂黏度的影响。结果表明，AⅢ型聚表剂的增黏性能显著，明显好于BⅢ型聚表剂和聚合物；AHI型聚表剂的流变性强，BⅢ型聚表剂的流变性较强，聚合物的流变性较弱；AⅢ型聚表剂的抗盐性能明显好于BⅢ型聚表剂和聚合物；随着表面活性剂质量分数的增加，AⅢ型、BⅢ型聚表剂的黏度明显降低；随老化时间增加，AⅢ型聚表剂的黏度先快速增加，而后缓慢降低，BⅢ型聚表剂的黏度先快速降低，而后趋于平稳。     

重烷基苯磺酸盐与石油磺酸盐复配弱碱体系性能研究

分析了表面活性剂体系的复配机理及优势,通过强碱重烷基苯磺酸盐与石油磺酸盐的复配得到了性能稳定的驱油用弱碱表面活性剂,并对复配体系的性能(界面张力、稳定性、抗吸附及乳化性能、天然岩心驱油效果)进行了试验研究。试验结果表明,该弱碱表面活性剂可在较宽的活性剂浓度(0.05%~0.3%)和碱浓度(Na2CO3浓度跨度≥0.6%)区间范围内与大庆原油形成10-1 mN/m数量级超低界面张力,室内天然岩心驱油试验比水驱采收率提高17.2%,比单独应用石油磺酸盐驱油的采收率高出1.2%。该研究扩大了弱碱表面活性剂的来源,且相比强碱活性剂,三元复合驱降低了开采成本,具有良好的应用前景。     

非均质变异系数对聚合物驱各小层驱油效果及特征的影响

利用数值模拟技术研究油层非均质变异系数（Vk）对各单层聚合物驱油效果的影响。结果表明,在同一Vk下,特别是Vk≥0.3时,高渗透率层位的最终采出程度高（61%～62%）,聚合物驱采收率增幅低（5%OOIP～15%OOIP）。当Vk为0～0.3即油层相对均质时,由于水驱波及效率高,各小层的最终采出程度基本相同,约为62%。随着Vk的增大,高渗透率层（第6、7小层）采收率增幅分别从15.71%OOIP和16.27%OOIP降至13.78%OOIP和 6.47%OOIP;中高渗透率层（第4、5小层）采收率增幅保持上升趋势,从14.68%OOIP和15.14%OOIP分别增至30.35%OOIP和23.52%OOIP;中低渗透率层（第1、2、3小层）的则先增加后降低。当全区综合含水98%时,总是高渗层进入的聚合物溶液多,含水率高;低渗层进入的聚合物溶液少,含水率低。剩余油主要存在于渗透率相对较低层（第1~4层）。第2~4层进入的聚合物溶液分别占该小层孔隙体积的17%、22%和28%,占全区注入量的5%、7%和10%。第2~4小层是该方案条件下,聚合物驱提高采收率的主要贡献层位。     

基于核磁共振技术的火山岩油藏驱油特征试验研究 ——以XQ井区为例

新疆XQ井区火山岩储层物性差,投入开发后存在地层能量不足、产量递减快、采出程度低的问题,为优选符合该类油藏的有效开采模式以及找出不同方式的驱油特点,提高油气采收率,以该井区安山质火山岩为研究对象,基于核磁共振技术,对岩心分别开展了CO2驱油和水驱油试验,分析不同驱油方式对岩心孔隙油水动用情况以及驱油效率的影响.试验结果表明,岩心孔隙构成主要为小孔隙,少量为中孔隙和大孔隙,油相主要分布在小孔隙区域,小孔隙为主要产油贡献区;总体原油采收率较低,驱替采油作用主要发生在流体注入初期,注水开发方式的采收率高于注CO2开发;岩石物性参数孔隙度与渗透率对于原油采收率有一定的影响,呈正线性关系,实际生产时应结合现场具体情况选取合适的注采方案.在制定实际开发方案时,可通过提高开采初期流体注入压力和注入量来提高初始阶段采出程度,提高经济效益.     

微生物单管物模驱油实验

针对开发的微生物驱油技术 ,模拟试验区块 (油层温度、孔隙度、渗透率、剩余油饱和度等 )的地层条件 ,选用长 6 0cm ,内径 5 .2cm单管模型筒进行物理模型实验 ,证明选用的微生物驱油配方较常规水驱提高 10 %以上的原油采收率     

提纯作用对聚表剂的性能影响研究

采用乙醇提纯作用对聚表剂组分进行分离,通过流变性、界面张力、黏度和红外光谱等测试手段对提纯前后的聚表剂溶液体系性能进行了评价和分析。结果表明,提纯后的聚表剂物质组成发生了明显变化,其黏度显著下降,抗剪切能力降低,与原油之间的界面张力明显升高。因此,提纯作用对聚表剂的理化性能影响较大。     

低渗透油藏驱油用表面活性剂SAS体系及性能评价

针对长庆油田王窑加密区长6油藏特征,开发出一种聚乙二醇辛基苯基醚、十二烷基苯磺酸钠与有机溶剂乙醇复配而成的表面活性剂SAS体系,并从油水界面张力、热稳定性、静态吸附性能(吸附对界面张力的影响和吸附量的测定)、天然岩心进行驱油效率等方面对其进行了性能评价。结果表明,在55℃及50000mg/L矿化度的条件下,表面活性剂质量分数在0.05%~0.4%的范围内,油水界面张力可在30min内快速降至10-3 mN/m;SAS体系具有较好的热稳定性,在地层中能长期保持低界面张力,能够起到较好的驱油作用;SAS体系在吸附11次后界面张力仍然超低(小于10-2 mN/m),并且不同质量分数下的吸附损耗量均低于5mg/g,抗吸附性能优异;SAS体系在水驱基础上分别提高采收率4.5%、5.54%,有效提高驱油效果,满足低渗透油田提高采收率技术需要。     

混相和非混相富气-N2复合驱试验研究

为了提高低渗、特低渗油层富气-N2复合驱采收率,选用30cm长的低渗、特低渗2类天然岩心,分别在混相、非混相条件下进行了物模驱油试验研究.研究结果表明,采用富气-N2复合驱方式,可获得接近于全富气驱的驱油效果,混相驱复合驱时低渗、特低渗透岩心富气合理段塞均为0.6 P V;非混相复合驱时低渗透岩心富气合理段塞为0.6PV,特低渗透岩心富气合理段塞为0.4PV;相对低渗透岩心在该试验条件下,低渗、特低渗透岩心中,混相富气-N2复合驱采收率平均比非混相复合驱采收率高10.87％,技术指标具有优势;但非混相复合驱注入压力低、注同样P V数时所需气量少,其投入产出比平均为混相复合驱的1.314倍,经济上具有优势;特低渗透岩心富气-N2复合驱可以获得更好的驱替效果,在混相条件下,采用0.6PV富气+N2复合驱的驱替方式时,特低渗岩心的采收率为73.21％,比低渗岩心的采收率(65.91％)高7.30个百分点;在非混相条件下,特低渗岩心0.4PV富气+N2复合驱的采收率为62.05％,比低渗岩心0.6PV富气+N2复合驱的采收率(54.98％)高7.07个百分点;该研究为富气-N2复合驱在油气开采中的实施和应用提供了可靠的试验依据.     

低乳化剂加量气制油基钻井液体系优化评价

为了确定低乳化剂加量气制油基钻井液体系的最佳配方,对主、辅乳化剂的比例以及各处理剂的加量进行了优化评价。优化配方为：320ml气制油＋80ml 30％CaCl2水溶液＋3％乳化剂（ZR4：FR2=60：40）＋0．5％润湿剂RSF51．5％CaO＋2％～3％有机土＋1％～2％降滤失剂CLF＋加重剂（石灰石）。该钻井液体系同时具有流变性能好、电稳定性强、高温高压滤失量低等优点。     

一种新型抗盐聚合物的合成与性能评价

为解决中低分子量部分水解聚丙烯酰胺抗盐性差、污水配制溶液黏度不足的问题,针对有效渗透率200~500mD的中等渗透率油层,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸及自制疏水单体为主要原料,设计并合成了一种新型抗盐聚合物,并对其性能进行了评价。结果表明,新型抗盐聚合物的增黏性好于相对分子量为1500万的部分水解聚丙烯酰胺,采用现场污水配制溶液,在浓度为1000mg/L时,黏度可达58.2mPa·s。同时,该聚合物在地层剪切速率范围内(0~10s-1)可表现出剪切增黏性。此外,天然岩心物理模拟试验表明,该聚合物具有较高的工作黏度,同时具有较好的提高采收率能力。     

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。     

聚合物-表面活性剂复合驱用石油磺酸盐研制与评价

以发烟硫酸、辽河减三线馏分油为原料,采取磺化、氧化、逆烷基化和脱磺、中和反应四步工艺合成出了石油磺酸盐,优化了酸油比、温度、合成时间等参数,用红外光谱表征了合成物分子结构,评价了界面性能与驱油效率。室内评价结果表明,合成的石油磺酸盐具有磺酸基特征吸收峰,在无碱条件下与非离子表活剂复配油水界面张力可达超低,且具有较强的驱油能力,较水驱提高采收率20.5%。