二氧化碳响应型表面活性剂与稠油的相互作用

CO_(2)驱是提高稠油采收率的重要发展方向,使用各种助剂辅助CO_(2)进一步提高采收率是常用手段,但智能型阳离子表面活性剂与稠油之间的相互作用及其乳化降黏性能的研究鲜见报道。通过十六烷基三甲基氢氧化铵(1#)与CH_3COOH、CO_(2)反应制备了表面活性剂2#—4#,研究了1#—4#表面活性剂表面活性、对十二烷的乳化能力、1#—4#溶液与稠油的界面张力以及对稠油的乳化行为。研究结果表明,2#—4#的表面活性以及对十二烷的乳化能力与1#的变化不大;但1#对稠油会发生反相乳化,而2#—4#对稠油有明显的降黏能力。特别是CO_(2)反应比例较低时,可以与CTAOH生成一种“拟双子型”表面活性剂(4#),油水界面张力可达到10^(-3)mN/m超低数量级,乳化降黏率达98%以上。利用该类表面活性剂的温度响应的特点,通过升高温度可以加速乳状液的油水分离,从而实现驱油效果好和采出液易处理两方面的兼顾。本文研究结果对于稠油二氧化碳驱技术增效具有借鉴意义。

渤海典型稠油活性组分对油水界面性质及乳状液稳定性的影响

为了揭示原油组分分子组成与各组分界面性质、乳化性能间的关系,阐明油水界面性质变化和原油乳化机理,用极性分离法将渤海某油田稠油分离为沥青质、胶质、剩余分三个组分,含量分别为5.45%、26.5%、57.13%。通过红外光谱、元素分析和高分辨质谱分析了三组分的分子组成,采用界面张力仪、界面黏弹性仪测定了各组分与模拟水间的界面特性。研究结果表明,沥青质、胶质中含有大量酸性化合物,其中沥青质中酸性化合物的相对分子量高、缩合度高且富集多杂原子化合物。0.55%沥青质、5%胶质、5%剩余分模拟油与模拟水间界面张力分别为11.5、20、28 mN/m,说明酸性化合物是原油中主要活性物质,且多杂原子酸性化合物的界面活性更强。原油三组分模拟油的剪切黏度随剪切速率增加而下降,在剪切速率为0.02~0.4 rad/s时,原油三组分/模拟水界面剪切黏度排序为沥青质>胶质>剩余分,说明各组分形成的界面膜具有明显的结构特性,沥青质尤为明显。原油与乙醇胺溶液能形成稳定的W/O型乳状液,一周后仍无水相析出;除去原油中沥青质后,乳状液稳定性明显变差,11 h后油水完全分层;除去沥青质、胶质后,不能产生乳化现象,说明沥青质、胶质是渤海某油田稠油乳化的活性组分。

渤海稠油及其组分中杂原子化合物的负离子电喷雾-高分辨质谱分析

采用沉淀法和色谱分离法将渤海某油田稠油分离成沥青质、胶质、剩余分3个组分。采用负离子电喷雾技术(ESI)结合高分辨傅立叶变换离子回旋共振质谱仪(FT-ICR MS)研究了该稠油及各组分的分子组成。结果表明,剩余分中有较少的极性杂原子化合物能被负离子ESI电离,如N_1,N_1O_1,O_1和O_2类,其等效双键数(DBE)较小。胶质和原油中极性化合物有相同的杂原子类型,包括N_1,N_1O_1,N_1O_2,N_2,N_2O_2S_1,O_1,O_2,其中胶质和原油中N_1,O_1,O_2类化合物的DBE-碳数分布图相似。沥青质中富集高缩合度且多杂原子的酸性化合物,如含杂原子N_,S的氧化程度高的化合物(N_2O_1,N_1O_3,S_1O_3)及O_3类化合物,这些物质具有较高的界面活性,易吸附在界面上促进界面张力降低和增强界面膜强度,从而有利于乳状液稳定存在。N_1O_1,N_1O_2,N_1O_3类化合物,N_2O_1类化合物可能分别是N_1化合物,N_2化合物的氧化降解产物;随着氧化降解程度增加,降解产物的极性明显增强。

渤海稠油界面活性组分的多级分离与分子组成

串联不同含水率φ硅胶柱将渤海原油分离成φ1-Ⅱ、φ2-Ⅱ、φ2-Ⅰ三个组分,界面活性顺序为φ1-Ⅱ>φ2-Ⅱ>φ2-Ⅰ,其中改性硅胶含水率越高,分离得到的活性组分界面活性越强,采用负离子电喷雾技术(ESI)结合高分辨傅里叶变换离子回旋共振质谱仪(FT-ICR MS)研究原油组分的分子组成。结果表明:原油组分中含有多种不同杂原子类型化合物,包括N_(1)、N_(1)O_(1)、N_(1)O_(2)、N_(1)O_(3)、N_(1)O_(4)、N_(2)、O_(1)、O_(1)S_(1)、O_(2)、O_(2)S_(1)、O_(3)、O_(3)S_(1)、O_(4)、O_(4)S_(1)、O_(4)、O_(5)S_(1)等,其中含杂原子S的氧化物(O_(1)~5 S_(1))、含杂原子N的氧化程度高的化合物(N_(1)O_(3~4))及O_(5)类化合物界面活性最强,主要存在于φ1-Ⅱ中,其次是O_(2~4)类化合物及杂原子N氧化程度低的(N_(1)O_(1~2))氧化物,界面活性最弱的是N_(1~2)、O_(1)类化合物,主要存在于φ2-Ⅰ中;O_(2~4)、N_(1)O_(1~2)类化合物存在于3个组分中,其分子组成存在明显差异,活性最强的组分φ1-Ⅱ中O_(2~4)、N_(1)O_(1)类化合物的平均碳数最小且等效双键数(DBE)较小;而活性组分φ2-Ⅱ中O_(2~4)、N_(1)O_(1)类化合物芳香化程度较高,结构类似沥青质组分;对于原油组分中N_(1)O_(2)类化合物,其平均碳数和DBE随着组分界面活性增强而减小。

长效抗剪切聚合物驱油剂的合成及性能

为了提升驱油用聚合物在苛刻油藏环境中的耐温与抗盐性,设计合成了一种以多元胺-丙烯酸甲酯为聚合前体,具有超支化结构的聚酰胺-胺类单体,并在此基础上合成了一种长效抗剪切聚合物(LSRP)。考查了聚合单体浓度、引发温度、聚合时间、引发剂组成和加量及水解度等因素对LSRP溶液黏度的影响,采用FTIR和1HNMR表征了单体及聚合物结构,对聚合物增黏、抗剪切、抗盐、注入性及驱油性能进行了评价。结果表明:聚合物LSRP具有较好的增黏能力、抗剪切性和稳定性,当原油黏度70～300 m Pa·s时,室内驱油实验采收率较水驱增加20%以上,矿场试验注入后期压力平稳上升。

两亲聚合物活化剂对稠油的拆解-聚并作用及其动态调驱机理

采用扫描电镜、黏度计、激光共聚焦显微镜、稳定性分析仪、岩心驱替等手段,考察了两亲聚合物稠油活化剂(简称活化剂)对渤海S3稠油拆解降黏、聚并增阻作用及其动态调剖与驱油机理。结果表明:活化剂在水溶液中能形成含有许多空腔的致密空间网络结构,显示较强的增黏能力;活化剂可将油-水界面张力由37.8 mN/m降低至1.4 mN/m,在油膜上接触角由102°降低至30°,将油的连续相拆解至微米级甚至更小的分散相,在油/水质量比1/1时活化剂对渤海S3稠油的降黏率达91.1%;活化剂溶液-稠油分散体系静置60 min后,油滴发生聚并,其粒径由初始的81μm增大到294μm,体系黏度由73 mPa·s升至226 mPa·s;当聚并后的分散体系/模拟水质量比为1/1时,混合体系降黏率达到95.4%,吸附在油-水界面上的活化剂持续发挥作用。单管岩心模型中,与黏度相似的聚合物相比,活化剂的驱替压力更高,含水率下降漏斗分布更宽,采收率增幅(R_(EO))达到20.4百分点,比聚合物增加了10.6百分点;双管岩心模型中,低浓度低黏度活化剂溶液表现出比聚合物更强的调剖和驱油能力。

利用盐水调节油藏岩石表面润湿性

基于岩石表面基团与有机物分子间的黏附模型,分析油藏岩石表面的化学基团与原油中不同组分之间的微观作用力以及岩石表面和原油-盐水界面处双电层之间的相互作用,研究盐水中H^+、OH^-和无机盐离子对岩石表面润湿性的调节能力及其微观机制,并建立了油藏润湿性调节的新方法。原油中有机物质与岩石表面基团之间存在范德华力、氢键、库仑力和表面力相互作用,改变这些相互作用力,利用盐水调节岩石表面润湿性的机理包括:化学基团转化、界面电势改变、注入水pH值改变、多组分离子交换及盐溶/盐析效应。对砂岩油藏,随着盐水中阳离子价态、盐水浓度降低或盐水pH值(对矿化度影响不大)增加,原油与岩石表面间相互作用变弱,岩石表面亲水性增强;对碳酸盐岩油藏,高矿化度CaSO_4、MgSO_4盐水有利于增强油藏岩石表面亲水性。因此通过调节注入水的离子组成可调控油藏岩石表面亲水性,提高原油采收率。

海上稠油油田热水化学驱油技术研究

热水化学驱技术通过热水与化学药剂有机结合,可在吞吐热采的基础上进一步提高采收率。基于渤海N油田实际地质油藏参数,将提高采收率值和经济指标作为目标函数,开展了驱油体系评价实验和数值模拟研究,优化设计影响热水化学驱增油效果的热水温度、药剂浓度、药剂用量等注入参数,并对比分析了多元热流体吞吐和热水化学驱两种热采技术的开发特征和效果。结果表明:随着温度的升高,化学药剂改善水油流度比和降低原油黏度的作用被削弱,热对提高采收率起着主导作用,但温度高于115℃后,提高采收率值增幅减缓,经济指标快速下降;随着化学药剂浓度的增加,提高采收率值单调递增,浓度在1500 mg/L时经济指标达到峰值,之后出现下降的趋势,药剂效率降低;化学剂总体用量控制在0.25~0.30 PV。实例计算表明,热水化学驱将受效半径从80 m扩大到400 m,更能有效动用注采井间的储量,采收率提高4.8个百分点,吨剂增油量31.7 m^(3)/t,建议渤海N油田在多元热流体吞吐后转换为热水化学驱方式,以持续保障油田产量。

高分子量活化剂性能及其对稠油的拆解降黏与解吸附作用

稠油活化剂在提高原油采收率领域备受关注。实验研究了高分子量活化剂溶液的聚集行为及其对稠油的拆解降黏能力和解吸附作用。结果表明,在较低浓度(200 mg/L)时活化剂即可形成聚集体,在浓度600 mg/L时,同时出现了分子内和分子间聚集;在浓度500 mg/L时,活化剂可明显降低与稠油的界面张力,最低可达0.1 m N/m;活化剂可以将油的连续相拆解至微米级甚至是几百纳米的分散相,在油水比1∶1时活化剂对稠油的降黏率可达85%以上;活化剂对沥青质作用强,易吸附不牢固的沥青质从固体表面上剥落。分析认为,活化剂在溶液中具有自组装聚集行为,可形成高级网状结构,其与稠油中重质组分有较好的亲和能力,因此对稠油的拆解、降黏作用明显;活化剂的特殊分子结构与稠油中重质组分间的多重相互作用有利于拆解胶质沥青质的聚集体结构,解吸附作用明显。

低矿化度水驱提高原油采收率的机理分析及研究进展

低矿化度水驱是指向油藏注入TDS介于1000~5000mg/L之间的水来提高采收率的方法。低矿化度水驱的机理比较复杂,通过研究经典文献、分析实验结果、总结对比矿场试验效果,发现低矿化度水驱提高原油采收率是多种因素共同作用的结果,主要机理有黏土颗粒运移、润湿反转、类碱驱机理、多价离子交换、双电层效应等。不同类型的油藏对低矿化度水驱具有不同的适应性,储层岩石性质、原油性质及地下水性质对低矿化度水驱的成功实施具有决定性作用。低矿化度水驱存在多种作用机理,而不同机理会在特定条件下发挥作用。其中,润湿反转的影响最为重要,它可以用来解释多种离子的影响。在合适的条件下,低矿化度水驱可以取得明显的降水增油效果。低矿化度水驱不需要使用化学药剂,不需要大量的能源供应,并且成本较为低廉、实施工艺相对简单、对环境的污染小,因此在陆地油田或海上油田均有着较为广阔的应用前景。

渤海稠油活化水驱技术研究与试验

为了大幅提高地层黏度150 mPa·s以上稠油采收率,设计研制出一种能有效提高水相黏度和降低油相黏度的稠油活化剂。通过旋转滴张力仪、接触角仪、黏度计和岩心驱替等手段考察了活化剂强化原油洗脱、长程长效降黏及动态驱调提高采收率机理。结果表明,岩石-油-水三相体系中活化剂溶液在岩石表面接触角为27°,油水界面张力降至0.68 mN/m;相对于模拟水,活化剂使得油滴在石英表面的黏附功减小99%,促进吸附在岩石表面的油滴洗脱。现场受效井取样分析结果表明,活化剂具有油藏尺度及“活化水驱+后续水驱”全开发周期的“拆解”及“分散”二阶长程长效降黏作用,二阶复合降黏率87.2%。三层非均质岩心、平板均质岩心驱替实验表明,活化剂兼具水/油流度同调扩大波及、强化洗油及分散体系动态驱调提高采收率作用,提高采收率幅度分别达21.1、12.7个百分点。建立了稠油活化水驱两相三组分数学模型,通过室内实验结果反演验证了模型的准确性。选取渤海S油田边部井组开展了稠油活化水驱试验,取得了预期控水增油效果,验证了活化水驱作用机理及技术可行性、可推广性。

调剖剂对采出液稳定性影响的实验研究

通过实验室模拟某油田的油藏环境,探究了采出液中调剖剂残余量对采出液的稳定性的影响,以ζ电位绝对值、油水界面张力、油中含水率、水中含油率作为稳定性评价指标,最后确定最佳调剖剂残余量,用于指导调剖工艺设计。结果表明,地面采出液中调剖剂残余量控制在30%内最佳,在此范围内油中含水率、水中含油率均低于50%,ζ电位绝对值在5.2 mV上下振动,界面张力在2.2 mN/m上下振荡,采出液体系更容易遭到破坏,采收率高,利于后续处理。

利用表面电势表征砂岩储层岩石表面润湿性

利用Stern双电层模型研究岩石表面荷电机制,考察岩石表面电势与表面基团的对应关系,从微观岩石表面基团的电性变化出发,分析归纳岩石表面电势与砂岩储层岩石表面润湿性间的关系。结果表明:岩石表面上分布有各类带电或中性基团,这些表面基团与液体分子之间存在相互作用力,包括范德华力、库伦力和氢键,油藏润湿性是这些分子间作用力的性质、大小和综合作用的宏观表现;岩石表面电势的正负和绝对值反映了岩石表面化学基团的电性和密度,可用于表征评价岩石表面润湿性。

非均质砂岩油藏长期开采后的窜流规律

通过并联填充砂管水驱试验来研究砂岩油藏长期开采后的窜流规律。结果表明,储层非均质性程度越高,窜流形成时机越早,并且窜流程度越严重,即造成的注入流体低效循环现象越严重;非均质油藏中,高渗透层中流体流动符合高速非达西流模式,常用Forchhimer公式和指数型公式来描述;高渗透层中流体流动的非线性渗流指数较小时,注入水沿高渗透层突进,油藏注采窜流程度加剧,表现为高、低渗透层产液比远远大于它们的渗透率级差。

大尺度交联聚丙烯酰胺微球微观形态及溶胀特性

采用扫描电镜(SEM)、光学显微镜、激光衍射仪研究了大尺度交联聚丙烯酰胺微球的微观形态及溶胀特性。结果表明,大尺度交联聚丙烯酰胺微球的粒径在200nm^20μm范围,微球在水中充分溶胀后粒径增大,粒径在2~100μm范围,溶胀后体积大约增加30~80倍,具有良好的膨胀特性。大尺度交联聚丙烯酰胺微球分散在水中溶胀2h后,粒径达到最大值,溶胀时间继续增加,微球粒径基本不再变化。随着分散体系盐质量浓度增加,交联聚丙烯酰胺微球的粒径变小,但变化幅度较小;随着温度的提高,微球溶胀后粒径有所增大;微球分散体系经高速剪切作用后,其形态及大小均未发生明显变化,因此交联聚丙烯酰胺微球具有良好的耐温、耐盐及抗剪切特性。

水驱突破前后注聚对聚合物驱效果的影响

在油藏尺度上,聚合物可以通过提高驱替相的黏度进而将驱替相波及效率大幅度增加。无论是水驱还是聚驱原油,微观波及范围的大小决定了宏观的驱油效果,注入时机就是影响波及效果其中一个关键因素。因此,以水驱突破时刻为注聚时机的分界点,采用微观可视化实验,研究不同注入时刻对非均质模型原油波及效率和采收率的影响,对比分析最佳注入时机。结果表明:水驱突破前转注聚可以使采收率达到50.26%,直接注聚的采收率为40.01%,水驱突破后转注聚的采收率为35.18%。而且水驱突破前转注聚中,残余油分布以油水混合状和孤滴状为主,其次是斑块状和网络状。这表明突破前转聚效果最好,为最佳的聚合物注入时机。