新型油溶性低温高效破乳剂的合成与应用

由于大量新滩稠油进入孤东四号联合站处理,原油物性发生变化,且采出液进站温度降低10℃左右,原用破乳剂MPR-2破乳脱水效果不佳,造成原油沉降脱水困难,外输原油含水严重超标。针对上述问题,合成了SLDE-01破乳剂,室内评价表明,SLDE-01破乳剂是一种油溶性低温高效破乳剂,在脱水率、脱水速度、油水界面等指标上均明显优于现场使用的MPR-2破乳剂。现场试验表明,SLDE-01破乳剂对孤东四号联合站原油的破乳沉降脱水效果显著,加药量由250 kg/d降至200 kg/d,外输油含水基本在10%左右,满足了现场要求,解决了孤东四号联合站原油脱水的难题,并且年节约资金79.38万元。

聚合物驱替液的抗盐保黏试验研究

由于聚合物的抗盐能力较差,在较高矿化度配聚水和较高矿化度地层条件下,聚合物溶液的黏度难以保持,影响了聚合物驱的波及能力和驱替效果。采用一种具有螯合作用的聚合物增稠保黏剂,在配聚时加入,可提高聚合物驱替液的抗盐能力,使聚合物溶液在较高矿化度的地层条件下,黏度也可得到保持,从而使波及能力和驱替效果得以保证。

适合高温高盐油藏的无机调驱剂室内研究

水玻璃在高温下不仅能自身形成凝胶,与高矿化度地层水作用能产生大量沉淀,有效封堵地层中的大孔道,并且可以形成高粘物质,增加水的粘度,减小水油流度比。水玻璃与原油的活性成分产生的表面活性物质,可降低油水界面张力,从而提高洗油效率。岩心物理模拟结果表明,水玻璃在高温、高矿化度下易进入地层,有较好的封堵效果和驱油效果。

聚合物驱后提高采收率技术研究

根据聚合物驱和聚合物驱后存在的问题,提出了聚合物驱后地层残留聚合物的再利用、深部调剖、高效洗油3项提高采收率技术。地层残留聚合物的再利用技术由絮凝技术和固定技术组成,利用地层残留聚合物封堵高渗透层,提高水驱的波及系数;深部调剖技术对残留聚合物再利用后的地层进行补充调剖,进一步提高水驱的波及系数;高效洗油技术既弥补了聚合物驱机理的不足,也弥补了聚合物不可入孔隙体积所损失的那部分波及系数。地层残留聚合物再利用的矿场试验效果证实了该技术对注聚油田的适应性和可行性。

海上油田水平井底水脊进控制技术

对南海涠洲11-4油田C4水平井底水脊进的原因进行了分析,提出利用选择性堵剂和选择性注入及过顶替的方法来控制底水脊进。根据涠洲11-4油田的地层条件,选择性堵剂可选用廉价的具有不同成冻时间及不同强度的冻胶型堵剂并利用地层渗透率的差异和相渗透率的差异进行选择性注入,即堵剂优先进入高渗透层,水基堵剂优先进入出水层;过顶替是用粘度与堵剂粘度相当的流体将堵剂顶替至水平井的油水界面,从而为原油留下更好的产出通道。现场试验证实,该方法应用效果很好,C4井有效期超过一年;该平台其他3口井也相继投产,平台最高产油量达到147.1m3/d。截止到2004年8月,累计产油12913m3,投入产出比为1∶16。

单家寺稠油催化水热裂解实验研究

实验考察了一种商品水溶性钼盐催化剂（代号A）和一种自制油溶性钼盐催化剂（代号B）对胜利单家寺稠油水热裂解的催化效能。实验稠油50℃黏度111．469Pa·s，含S0．42％，含胶质46．5％，含沥青质16．5％，H/C=1．68。在加水量10％、水热裂解温度260℃、时间24小时条件下，催化剂B在加量0．05％～0．15％范围降黏率维持高值，加量0．08％时最高，催化剂A在加量0．2％时降黏率有明显的峰值；0．08％催化剂B的催化效能明显好于0．2％催化剂A，裂解后稠油的降黏率、含硫、含胶质、含沥青质和H／C值分别为71．2％和62．3％，0．23％和0．29％，26．3％和32．6％，10．3％和11．4％，1．70和1．69；当加水量增大时（≥5％），0．2％催化剂A的催化效能增大，加水量20％时达到最佳，此时水热裂解后稠油的降黏率、含胶质、含沥青质分别为65．8％，27．2％、10．6％；催化剂B在加水量5％时催化效能差，加水量在10％～50％范围时催化效能基本不变。根据不同温度下沥青质含量和降黏率随水热裂解时间变化，在0．08％催化剂B存在下水热裂解速率和程度均随温度升高而增大，最后均趋于平衡，280℃、12小时的降黏率为72％左右，240℃、24小时为64％左右，180℃、24小时为20％左右。用作稠油水热裂解催化剂的钼盐，油溶性的优于水溶性的。图3表2参5。

孤岛油田聚合物驱后提高采收率实验研究

针对孤岛油田聚合物驱后恢复水驱,含水率上升迅速的实际情况,研究了4种聚合物驱后提高采收率的方法。通过填砂管平行流动试验,分高、低渗透率模拟油藏非均质性条件,分析研究了各渗透层采收率的变化,对聚合物驱后的4种提高采收率方法进行了室内研究。并针对孤岛油田的具体条件,对所使用的4种外加剂的用量进行优化。研究表明:聚合物驱后,继续注入少量外加剂能有效地提高后续水驱的波及系数和洗油效率,提高原油采收率。同时外加剂的过量使用会导致采收率的降低,对外加剂用量的优化能最大幅度的提高地层采收率。

油井深部堵水合理深度的实验研究

在平板物理模型上研究了油井深部堵水的合理深度。所用堵剂为短交联时间的聚合物铬冻胶。模型由环氧树脂胶结石英砂制成，沿一条对角线设置高渗条带。两端设注入、采出口（井）。按常规岩心驱油程序，模型水驱至含水98％时注入堵剂，顶替至设定位置后恢复水驱。在20×20×1（cm）的可视化模型上，注入堵剂至注采井距的1／6～5／6，恢复水驱后观测到注入深度为3／6井距时，平面波及率最大，其值略小于50％。在20×20×1．5（cm）、高渗每带渗透率5．13μm^2、基质渗透率1．85／μm^2的模型上。从采出口反向注入不同量堵剂。采收率增值随堵剂注入深度的增加（采注井距的1／10-5／10）而显著增大（1．8％-38．8％），但单位体积堵剂采收率增值在注入深度为3／10井距时最大，为5．35％／mL（孔隙体积22cm^3）。在13．5×13．5×0．15（cm）的可视化模型上，从采出口反向注入不同量堵剂，注入深度由1／10井距增加至5／10井距时观测到波及面积增大，采收率增值由2．2％升至17．7％。但注入深度为3／10井距时单位注入深度的采收率增值最大。考虑经济效益，合理深度为采注井距的3／10。指出油井深部堵水的关键。一是堵剂，另一是堵剂放置方式。图14表2参2。

薄层底水油藏底水锥进控制可视化研究

常规底水油藏采用射孔建立底水隔板控制底水锥进。针对薄层底水油藏的底水锥进提出了不射孔建立底水隔板的方法。该方法通过冻胶型选择性堵剂的选择性注入和由工作液与原油的密度差而产生的重力分异作用形成隔板,控制底水锥进。在隔板建立中,选择性堵剂、高密度盐水和过顶替液起了重要作用。通过可视化物理模拟形象直观地表达了薄层底水油藏不射孔建立底水隔板控制底水锥进的过程。现场应用证明,该方法可以解决陆梁油田的薄层底水油藏底水锥进问题。

涠洲12-1海上油田硫酸钡锶垢防垢剂研究

涠洲12-1海上油田注入水(海水)与地层水不配伍,油井结垢严重,垢物含～70%硫酸钡,～30%硫酸锶.以体积比2:8的海水(矿化度35 g/L,含SO24-3 g/L)和地层水(矿化度26 g/L,含Ba2+30 mg/L)混合水为实验水样,测定了五大类15种商品防垢剂70℃时的防垢率,性能最好的5种是:聚天门冬酸PASA,防垢率68.9%,加量25mg/L;聚丙烯酸钠PAAS,67.4%,25 mg/L;部分水解聚马来酸酐HPMA,63.3%,5 mg/L;二亚乙基三胺五甲叉膦酸DETPMP,48.6%,5 mg/L;膦酸聚合物型防垢剂TS-7910,44.9%,25 mg/L.以这5种防垢剂为因素,4种加量(2,4,6,8 mg/L)为水平,按L1645正交表设计实验,考察了16个五组分复配防垢剂的防垢率,在70℃时4+2+4+6+8(mg/L)配方的防垢率最高,为83.0%;在90℃时所有配方的防垢率均较高,有5个配方的防垢率很高,在83.3%～84.8%范围:2+4+4+4+4,4+2+4+6+8,4+8+6+4+2,6+6+2+4+8,6+8+4+2+6;在120℃(油藏温度)时6+6+2+4+8和8+2+8+4+6两个配方的防垢率超过55%(55.7%+56.5%).讨论了防垢剂的作用机理:螯合和吸附.为防止油井结垢,可将防垢率经环空加入油井或置入地层适当部位.图2表3参4.

聚合物驱后地层残留聚合物再利用技术研究

聚合物驱转水驱后含水率上升快,同时地下又残留大量聚合物,以溶液溶解、吸附、捕集的形式存在.为了解决这个问题,提出了向地层注入再利用剂将地层残留聚合物再利用,形成弱冻胶或(和)絮凝体,封堵高渗透层,控制水的窜流,通过提高波及系数提高原油采收率.残留聚合物再利用技术包括固定技术和絮凝技术.研究证实,絮凝技术主要利用地下低质量浓度的聚合物,固定技术主要利用地下高质量浓度的聚合物.絮凝剂可用固体颗粒,优化的絮凝剂为稳定化钠土;固定剂可用聚合物交联剂,优化的固定剂由地层温度和矿化度决定,对孤岛油田地层条件优选为醋酸铬与乳酸铬的混合物(YG107).该技术在双河油田和孤岛油田矿场试验取得了很好效果,是聚合物驱后提高采收率首要的接替技术.

聚合物驱后的高效洗油技术在孤岛油田的运用

针对聚合物驱后孤岛油田的地层条件和油、水性质等,使用高效洗油技术,通过试验优化了高效洗油剂配方、用量和最佳注入时机。室内物理模拟试验发现注入0.3倍孔隙体积的高效驱油剂,能提高原油采收率17%,聚合物驱后应尽可能早的注入高效驱油剂。室内物理模拟试验和矿场运用结果表明,在聚合物驱三次采油后高效洗油技术,还可以进一步提高采收率,即三次采油后再进行四次采油是有效果的,具有广阔的应用前景。

Cr^(3+)/HPAM冻胶深部调剖剂YG102实验研究

聚合物驱后恢复水驱,含水率迅速上升,油井很快水淹。研制了Cr3+/HPAM冻胶YG102,实验表明:YG102冻胶交联时间易于控制,冻胶体系成冻时间可调(1~20d),成冻后强度高。将YG102按照先弱后强的顺序注入地层,能得到更好的驱油效果。YG102的用量存在最优值,注入相同量YG102,越早注入,所得的最终采收率会越高。

稠油油藏边水推进规律物理模拟实验

在边水活跃的稠油油藏开发过程中,因边水侵入而导致油井含水率上升快、采收率低,开发效果较差。为认清稠油油藏边水推进规律,在明确其地质及开发特征的基础上,建立储层均质及非均质二维可视化物理模型,对单直井、双直井和单水平井3种不同井型开采条件下边水推进规律及其对剩余油分布的影响进行实验研究。结果表明:不同井型开采条件下,均质油藏边水均沿压力梯度最大处向油井推进,非均质油藏边水主要沿压力梯度最大处和高渗透区推进;相同井型开采条件下,均质油藏边水推进前缘较为明显,采出程度高于非均质油藏。双直井开采条件下,储层采出程度远高于单直井,即增加油井数有利于采出程度的提高;对比单直井和单水平井条件下储层采出程度,水平井具有更好的开采效果。

次生大孔道地层精细调堵可视化模拟研究

长时间高强度注水开发导致疏松砂岩油藏形成次生大孔道,注入水无效循环,严重影响原油采收率。为此,研究了不同条件下堵剂的封堵规律,开展了精细调堵可视化模拟实验研究。研究结果表明:理论上,等剂量堵剂封堵深度越大波及系数越高,应致力于研发低成本深部调驱体系;剩余油分布对调堵作业效果具有重要影响,若剩余油集中在油井附近,则应进行深部堵水;而剩余油富集在水井附近,则应适当进行近井调剖;堵剂投放量存在一个经济限度,实验条件下封堵段塞长度为井距的10%左右时,封堵时效果最佳,且二次调堵效果优于一次调堵;对于弯曲大孔道地层,应尽可能在弯曲后段的远井地带进行封堵,以充分发挥大孔道高导流能力和井口附近高压力降的协同作用机理。

聚合物驱产出液中聚合物分子量和水解度的准确测定

聚合物分子量和水解度的测定仅限于纯净聚合物溶液,而对于含盐和其它杂质的油井产出液来说,传统的测定方法误差较大,影响了聚合物驱油井产出聚合物浓度的监测及地层聚合物存在形式的研究。采用超滤方法,应用美国微孔切向流超滤系统,消除了盐和其它杂质的影响,得到了较纯净的聚合物溶液,从而准确测定了产出液中聚合物的分子量和水解度。试验结果表明,应用美国微孔切向流超滤系统测得的聚合物分子量和水解度的相对误差均小于2.0%;而不经过美国微孔切向流超滤系统超滤的聚合物溶液,其分子量测定的相对误差在25.0%以上,其水解度误差甚至超过100%,达到104%。此外,采用超滤—沉淀的方法可以准确测定产出液中聚合物的浓度。实验表明,该法可以准确测定聚合物驱油井产出液中聚合物的分子量和水解度,满足现场检测的要求。

提高薄层底水油藏注入水存水率室内研究

针对薄层底水油藏的注入水沿水平高渗透孔道易窜至油井和沿垂直高渗透部位进入底水层的问题,提出了提高薄层底水油藏注入水存水率的方法。该方法的原理是沿高渗透层建立层内隔板和沿油层与底水层界面建立底水隔板。为了建立层内隔板和底水隔板,研究了清洗液、密度调整液、隔板液和过顶替液4种工作液。并设计了清洗隔板液通道、局部提高底水密度、注入隔板液、过顶替和关井侯凝等施工工艺。通过合理选择工作液和建立施工工艺,可使层内隔板和底水隔板在一次施工中同时完成。隔板的建立由可视化物理模拟形象证实。

镶嵌剂与成膜剂协同增效保护储层钻井液室内研究

在钻井过程中,为了减少钻井液对油气储层的损害,通常采用储层暂堵技术,而该技术的关键是要求暂堵粒子尺寸与地层孔喉合理匹配,这种匹配关系很难把握,从而影响保护油气层效果。针对传统暂堵技术在应用中的不足,提出了镶嵌剂与成膜剂协同增效保护储层技术。采用钻井液传统评价与砂心试片评价相结合的方法,筛选出了保护油气层的镶嵌剂XQ-3和成膜剂DL-7,室内试验结果表明,将两者复配后加入钻井液中,岩心渗透率暂堵率达到99.6%,岩心切片渗透率恢复率达到99.4%,与传统的暂堵剂相比分别提高了20.6%和15.3%,表现出良好的协同增效暂堵效果及对不同孔喉更好的适应性能。因此,XQ-3和DL-7是保护油气储层的理想钻井液添加剂。

孤岛油田调驱试验中高效驱油剂的研究

用绘制界面张力等值图的方法,对两种石油磺酸盐复配结果进行了优化,筛选出可与孤岛油田原油产生最低平衡油水界面张力的石油磺酸盐配方(0.25%KPS+0.22%APS),并通过室内驱油试验验证了配方的驱油能力。结果表明,将不同来源的性质和结构互补的两种石油磺酸盐进行复配,可与原油产生超低界面张力(3.4×10^(-4)mN/m)。同时证实聚合物的存在不影响油水界面张力平衡值,只延缓油水界面张力达到平衡的时间。注入0.3倍孔隙体积的高效驱油剂,能提高原油采收率17%;在聚合物驱后注入时间越早,最终原油采收率就越高。

中含水期海上油田注水井调剖研究

从调剖堵水角度出发,针对埕岛油田的地层条件及海上环保要求,按照PI决策理论,研究了适合于埕岛油田的调剖剂及过顶替液的剂型、配方和用量,最终调剖剂优选为冻胶型堵剂中的酚醛树脂冻胶,高粘聚合物溶液为过顶替液。按照堵剂的套圈式封堵、选择性注入和过顶替的原则,对埕北11E-6井等4口水井进行了调剖堵水试验。施工前后的井口压降曲线、指示曲线和吸水剖面均有成功的变化,周围10口受效油井含水均不同程度的降低,这不仅对埕岛油田的控水稳油是有益的探索,而且对其他早期注水开发油田也具有借鉴意义。