济阳坳陷页岩油注二氧化碳开发技术

围绕页岩油注CO_(2)开发存在的问题,通过室内实验、数值模拟与压裂工艺相结合的方式,开展了页岩油注CO_(2)萃取置换机理、CO_(2)前置液对页岩力学性质影响的室内实验,模拟了CO_(2)前置压裂和吞吐补能对开发效果的影响,并将成果应用于CO_(2)前置压裂和单井吞吐矿场实践。研究表明:CO_(2)吞吐作用效果受微纳尺度效应及干酪根、吸附油存在等的影响,适当延长焖井时间可提高原油动用程度。在CO_(2)“注、焖”阶段,CO_(2)通过溶解扩散和传质作用提高重烃的动用程度,在CO_(2)“吐”的阶段,CO_(2)主要将较大孔隙中的原油排出至周边更大的孔隙或层理缝中流入生产井。注入CO_(2)前置液有助于保持岩心脆性,降低破裂压力,CO_(2)易沿层理面滤失,从而提高裂缝复杂程度。前置CO_(2)注入量增加会提升增能效果,从而增强地层能量的补充作用。页岩基质渗透率越低、地层压力越低、原油重烃含量越高,注CO_(2)吞吐开发后,采收率提高幅度越大。矿场实践表明,CO_(2)前置压裂后压力保持良好,单井CO_(2)吞吐后可有效补充地层能量,提高单井产能,效果良好。

低渗透砂岩油藏水驱微观剩余油评价方法与发展方向

低渗透砂岩油藏具有巨大的开发潜力,一直是国内外老油田注水开发的焦点。但在长期水驱的背景下,低渗透砂岩油藏含水率越来越高、开采难度越来越大。为了充分开发低渗透砂岩油藏,提高原油采收率,明确储层微观孔隙结构是研究的基础。基于文献调研,梳理了低渗透油藏储层微观孔隙结构的多种评价方法,归纳了水驱油渗流机理与剩余油描述的研究方法,总结了表面活性剂的驱油机理以及对剩余油的影响。研究发现,现有的微观孔隙结构评价方法基本为定性评价,缺少定量评价;现有的微观渗流机理与剩余油描述方法存在可优化的空间;表面活性剂还需要提高其在高温高盐条件下的表现。最后,阐述了低渗透砂岩油藏水驱微观剩余油未来的评价方法与发展方向,为低渗透砂岩油藏研究提供方向性意见。

稠油热采新技术研究现状及展望

全球稠油资源丰富,注蒸汽热采是主要的开发方式。文章概述了国内外稠油热采技术的现状,包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、火烧油层等技术的基本机理和适用条件,以及近年来稠油热采新技术的主要机理和矿场应用实例。根据实例得出以下结论:针对隔夹层发育且渗透性差的强非均质超稠油油藏,通过改变井网井型、添加溶剂辅助、烟道气辅助等发展了多种形式的蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)。针对薄层、深层、超稠油油藏,通过复合化学剂(降黏剂/驱油剂/泡沫剂等)、气体(CO_(2)/N_(2)等),利用蒸汽、化学剂、气体三者的协同作用,形成了不同类型油藏多元热复合驱技术。针对蒸汽开采末期油藏,形成不同类型油藏火驱模式,矿场试验较蒸汽吞吐提高采收率25%~30%。热溶剂开采技术通过高温热溶剂传质、传热作用及脱沥青质反应对稠油进行原位改质,碳排放量比SAGD减少75%。稠油原位改质技术通过地下加热裂解、催化改质等方法,将超稠油改质为轻质原油,实现稠油有效开发。稠油热采技术的下步发展方向是多学科交叉结合,开发全过程节能降耗,向绿色低碳、清洁高效方向发展。

低渗透油藏表面活性剂降压增注效果影响因素

表面活性剂通过降低油水界面张力和乳化作用实现低渗透油藏降压增注。通过宏观和微观方法研究界面张力和乳化速率对降压效果的影响,并分析界面张力和乳化速率的协同作用。结果表明,当界面张力小于5.25 m N/m时,能够实现降压作用,且随着界面张力的降低,其降压效果越显著;界面张力下降,采收率上升,但当其降低到10^(-1)m N/m时,表面活性剂提高采收率的增幅有限;界面张力达到10^(-2)m N/m时,表面活性剂仍无法完全解除水流通道中残余油的附加阻力。当表面活性剂的乳化速率大于0.11 m L/min时,有降压作用,进一步提高乳化速率,从而提高降压率,但当表面活性剂的乳化速率大于0.42 m L/min时,对降压率的影响程度减弱;对采收率增幅的影响为乳化速率加快,采收率增幅加大,当表面活性剂的乳化速率大于0.21 m L/min时,继续增加乳化速率对采收率增幅的影响不大。因此,表面活性剂用于降压增注的表面活性剂形成乳状液的时间短,能够使油水充分乳化,迅速扩大波及面积后再降低界面张力、提高洗油效率,可以更有效地降低驱替压力,提高采收率。

驱油体系化学剂间相互作用对界面吸附膜的影响

采用界面张力弛豫技术研究了不对称Gemini表面活性剂C12COONa-p-C9SO3Na、部分水解聚丙烯酰胺Mo-4000和疏水缔合水溶性聚丙烯酰胺(HMPAM)等驱油体系化学剂在癸烷/水界面上的扩张流变性质,考察了不同离子强度和不同类型电解质对体系界面流变性质的影响,计算得到界面扩张弹性模量和粘性模量的全频率谱,并通过归一化方法(Cole-cole图)探讨了界面吸附膜的弛豫过程.研究发现,界面膜内分子重排和界面与体相间分子扩散交换是影响膜性质的主要弛豫过程.表面活性剂体相浓度增大有利于界面分子重排过程,而低频有利于扩散交换过程;不同结构聚合物以及不同离子强度和不同类型电解质对表面活性剂吸附膜有不同的影响.

耐温抗盐疏水缔合聚合物的制备与性能评价

传统的聚合物驱油剂难以满足耐温耐盐和长期老化热稳定性的要求。以N-苯乙基-N-十二烷基甲基丙烯酰胺(PEDMAM)为疏水单体、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)为功能单体,与丙烯酰胺(AM)共聚制备了水溶性疏水缔合聚合物PSA,考察了最优单体(AM、AMPS、PEDMAM)质量比为83∶15∶2时共聚物的综合性能。结果表明,与传统的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)相比,三元共聚物PSA具有良好的增黏性能、耐温耐盐性、抗剪切性、老化稳定性及驱油性能。在85℃和32 g/L矿化度(钙镁质量浓度800 mg/L)条件下,1500 mg/L PSA溶液的黏度为16.3 mPa·s;在85℃无氧条件下老化60 d后的黏度保留率>80%。室内岩心驱替实验表明,0.7 PV1500 mg/L PSA可在水驱基础上提高采收率35.05%,比相近黏度的HPAM(3000 mg/L)高12.35百分点,具有明显的驱油优势。图8表3参19.

线型及星型聚合物溶液特征研究

研究了线型聚合物MO-4000与星型聚合物SD-6800的增黏性能、水动力学半径、表观形貌、驱油性能。原子力显微镜图片初步证实了SD-6800是符合理论设计的星形结构,动态光散射测定SD-6800和MO-4000的水动力学半径平均值分别为75.1 nm和39.1 nm,与其对应的黏度为31.8 mPa.s和10.3 mPa.s,说明了SD-6800的增黏机理。在模拟胜利油田高温高盐油藏条件下,SD-6800与MO-4000的驱油效率分别为20.4%和13.4%,SD-6800的驱油效果较好。聚合物分子水动力学半径与油藏孔喉半径的配伍关系表明,星型聚合物SD-6800与油藏孔喉的配伍性优良,不会堵塞地层。

不同类型有机碱溶液与胜利原油间的界面张力

本文研究了不同浓度的有机碱乙醇胺、N,N-二甲基乙醇胺、二甲胺、1,6-己二胺溶液与两种不同区块胜利原油间的动态界面张力,并比较了四种有机碱和三种无机碱NaOH、NaHCO_3、Na_2CO_3与原油的相互作用。结果表明:线型有机碱乙醇胺能与原油中的石油酸反应,有效降低油水界面张力,并在pH值为12左右达到超低界面张力;而尺寸较大的有机碱降低油水界面张力的能力较弱。同时,石油酸的含量和结构强烈影响有机碱与原油间的相互作用。无机碱降低界面张力的能力与乙醇胺相当,而且无机碱碱性越弱,与原油有效作用的pH值就越低。

驱油用泡沫体系的稳定性

基于α-烯烃磺酸钠发泡体系,选择了具有增粘作用的稳泡剂——平均分子量(molecular weight,MW)为300万,1 000万和200万～1 400万的聚丙烯酰胺和羧甲基纤维素钠(carboxymethyl cellulose,CMC),以及具强化液膜质量作用的稳泡剂——辛醇和十二醇.通过加入不同浓度不同类型的稳泡剂,研究了稳泡剂对泡沫体系的发泡性能、稳定性及油水界面张力的影响.结果表明:聚丙烯酰胺降低了泡沫体系的发泡能力和稳定性,同时使得油水界面张力有所上升;CMC在适当浓度下可增强泡沫的稳定性;醇类对泡沫体系的稳定性造成了严重影响.

十二烷基醇聚氧乙烯醚羧酸钠及其复配体系的泡沫性能

采用气流法研究了十二烷基醇聚氧乙烯醚羧酸钠(C_(12)E_3C)水溶液的泡沫性能,并考察了不同添加剂(氯化钠、聚合物、脂肪醇、烷醇酰胺)对泡沫性能的影响。结果表明,电解质的加入显著降低了泡沫的稳定性,泡沫半衰期从85 min降低至45 min,而起泡能力随电解质浓度的增加先增强后减弱;聚合物的加入降低了起泡能力,但明显增加泡沫稳定性;短链醇的加入可以明显提高溶液的起泡能力及泡沫稳定性,泡沫体积从218 mL最高可增至240 mL,泡沫半衰期从85 min最高可增至108 min;而不同链长的长链醇对泡沫性能影响效果不同;烷醇酰胺的加入则可以增加泡沫稳定性,但对起泡能力影响不大。

HPAM溶液驱油过程中弹性作用的探讨

HPAM溶液在多孔介质中流动时 ,如果流速达到某一临界值 ,由于分子结构的特性 ,将会表现出弹性 ,使有效粘度增加。但是从注入井到生产井的流动过程中 ,流速是不断变化的 ,其弹性作用的有效距离及对驱油的贡献有多大 ,一直没有统一的认识。该文研究了注入速度对常规HPAM溶液弹性的影响 ,对比研究了没有弹性的黄原胶分子、甘油与常规HPAM的驱油效率 ,最终确定了HPAM在地下驱油过程中弹性作用的有效距离。

聚合物驱采收率影响因素研究

在孤岛油田条件下,通过室内物理模拟驱油实验,研究了影响聚合物驱效果的3种主要因素,包括水油黏度比、地层渗透率、聚合物用量,对聚合物驱的基本参数进行了优化。实验结果表明,当地下原油黏度为50.7mPa.s时,聚合物驱的合理水油黏度比区间为0.06～0.6;聚合物驱提高采收率的最佳地层渗透率为2.0μm2;水驱之后转注浓度为3000mg.L-1的聚合物段塞对提高采收率有较大影响,采收率增幅随着聚合物段塞体积的增大逐渐变小,同时聚合物的吨增油量有所下降。

用三维非均质模型研究聚合物分布规律

为研究聚合物驱后地下滞留聚合物的分布规律及再利用的可行性,利用50 cm×50 cm×10 cm三维模型设计了中间没有隔板和有2个隔板的非均质模型,在饱和实际原油的基础上模拟层间(有隔层)及层内(没有隔层)2种情况下,聚合物驱油后各层聚合物采出总量及吸附滞留量,研究聚合物的吸附滞留规律。结果表明,注入聚合物总量的60%以上吸附滞留在地下,并且中、高渗透层吸附滞留量占90%以上,从分布规律来看,由于后续流体的冲刷,从注入井到采出井,滞留浓度逐渐增加,由于地下吸附滞留量较大,可以进一步开展地下吸附滞留聚合物再利用的可行性研究。

聚合物MO-4000与油藏渗透率的配伍性研究

研究了超高相对分子质量聚合物（HPAM）MO-4000与胜利高温高盐油藏的配伍性。用动态激光光散射法，在30℃、矿化度19334mg／L的胜利Ⅱ型盐水中，测得该聚合物水化分子线团的水动力学半径Rh主要分布在20～100nm范围，其平均值为39．1nm。用不同渗透率的12支石英砂胶结岩心，在80℃测定了水驱之后注入0．3PV的1500mg／LMO-4000盐水溶液得到的提高采收率值，当岩心渗透率由0．092μm^2逐步增至1．302μm^2时，聚驱提高采收率由12．61％增至16．63％，渗透率继续增至5．266时时，聚驱提高采收率则减至9，97％，MO-4000提高采收率的最适渗透率为0.2～2.0μm^2时。按经验公式由K、φ计算的实验岩心孔喉半径均值在1．78-10．78μm。根据颗粒堵塞多孔介质孔喉的架桥学说，颗粒半径小于孔喉半径的0．46倍时不造成堵塞，因此注入MO-40000盐水溶液不会堵塞目标油藏，根据岩心驱油实验结果，孔喉半径均值在2～6．5μm的油藏，与MO-4000的匹配性最好。图6表1参20。

聚合物驱后石油磺酸盐体系提高采收率室内实验研究

针对孤岛油田中一区Ng4砂层组油藏条件,开展了聚合物驱后以石油磺酸盐为主剂的表面活性剂驱油提高采收率的室内实验研究工作。通过大量的室内实验,研制出以石油磺酸盐为主剂的复配体系,并开展了驱油效率实验。对比了几种低界面张力活性剂驱油体系的驱油效果,筛选出效果最好的石油磺酸盐驱油配方体系:0.3%SLPS-01C+0.1%助剂1#。研究了不同转注时机对石油磺酸盐体系提高采收率效果的影响,在注聚合物后含水率最低时,由于聚合物驱的作用,形成“油墙”,可防止表面活性剂窜流,此时转注石油磺酸盐体系效果最好,洗油效果最佳。

超高分三元共聚物流变特性及驱油性能

常规水解聚丙烯酰胺在高温高盐油藏下粘度较低,将2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸耐温抗盐单体引入聚丙烯酰胺主链制备超高分三元共聚物是提高聚合物耐温抗盐特性的有效方法。对比研究常规水解聚丙烯酰胺和含2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体的超高分三元共聚物的基本物化性能、流变特性及驱油效果。在模拟水总矿化度为32 868 mg/L的条件下,与常规水解聚丙烯酰胺相比,超高分三元共聚物流体力学有效直径增加30%以上,分子链更加舒展,网络结构更加完整,粘度提高1倍以上。流变特性研究表明,超高分三元共聚物剪切流变方程中增稠系数提高2倍,假塑性指数降低22%,因此,超高分三元共聚物具有更高的粘弹性,在地层运移时产生的拉伸粘度提高1倍以上。双管物理模拟驱油实验结果表明,常规水解聚丙烯酰胺提高采收率仅为15.7%,超高分三元共聚物提高采收率达24.1%,驱油效果更好,具有良好的应用前景。

微支化微交联聚丙烯酰胺的合成及性能研究

在聚合物驱实施过程中,机械降解,造成聚合物黏度下降,从而影响最终采收率。为提高聚合物工作黏度,提高抗剪切性能,对分子结构进行了合理设计,引入甲基丙烯酸二甲氨基乙酯(DMAEMA)功能单体。以过硫酸铵(APS)和DMAEMA为引发体系,在水溶液中采用常规自由基聚合制备了一系列具有微支化微交联结构的聚丙烯酰胺。其中,DMAEMA上氮邻位的仲碳上可形成引发活性点,进一步引发自由基聚合形成支链,链端自由基通过耦合终止形成交联结构。采用红外光谱研究了微支化微交联聚丙烯酰胺的结构,通过对聚合物溶液的性能测试探究了不同引发剂配比对聚合物性能的影响。结果表明,采用DMAEMA作为还原剂参与了聚合反应,体系中形成了微交联结构,聚合物的黏度及剪切稳定性随DMAEMA含量的增加而提高;DMAEMA同时具有链转移作用,含量过大时聚合产物分子量降低,剪切稳定性下降。

乳状液提高驱油效率的实验研究

通过柱状岩心模型,实验研究了乳状液的微观驱油特性。乳状液在不同渗透率岩心中的驱替实验结果显示,乳状液提高驱油效率的幅度与渗透率有关,乳状液的粒径范围与岩心孔径范围越接近,其驱油效率越高;乳状液中液滴对提高驱油效率发挥主要作用,而乳化剂对驱油效率的贡献相对很小。对于中高渗透率岩心,黏度相同的聚合物溶液与乳状液提高驱油效率值相近。

驱油聚合物对甜菜碱降低界面张力的影响

为揭示化学驱体系中聚合物以及油相中活性物质对甜菜碱降低界面张力作用的影响规律,研究了部分水解聚丙烯酰胺和疏水缔合聚合物对甜菜碱溶液与正癸烷间动态界面张力的影响,考察了正癸烷中加入油酸对甜菜碱及甜菜碱与聚合物二元复配体系界面张力的影响。研究结果表明,甜菜碱类表面活性剂的亲水基团尺寸大于疏水基团,相应体系与正构烷烃间的界面张力较高;油相中的油酸与甜菜碱混合吸附,能明显降低界面张力。部分水解聚丙烯酰胺通过混合吸附使得甜菜碱溶液与正癸烷的界面张力总体上呈升高趋势;而疏水缔合聚合物与甜菜碱形成界面混合聚集体,造成界面张力升高。在油酸存在的条件下,两类聚合物对模拟油与甜菜碱间界面张力的影响趋势与正癸烷相近。

部分枝化黏弹性颗粒溶液的增黏性及抗剪切性

为了研究剪切条件下B-PPG溶液的黏度及黏弹性变化的机理,通过机械剪切(模拟聚合物从设备到井筒注入过程中所受剪切)和射孔孔眼(炮眼)剪切(模拟聚合物溶液通过射孔孔眼及近井地层所受剪切)方法,研究了B-PPG在不同剪切强度作用下溶液的黏度保留率,并利用原子力显微镜观察B-PPG溶液的微观结构。结果表明,B-PPG的增黏性较好。70℃下当溶液质量浓度大于3.5 g/L时,颗粒的支化链相互缠绕形成的网络结构导致溶液黏度迅速增大。B-PPG的抗剪切性较好。B-PPG溶液的表观黏度随剪切速率增加而降低;B-PPG溶液浓度越高,溶液黏度降幅越大。机械剪切后B-PPG溶液的黏度保留率大于50%,模拟射孔孔眼剪切后的黏度保留率大于20%。剪切前后的B-PPG溶液均以储能模量为主。两种剪切条件下B-PPG原有的交联网络结构均有不同程度地破坏,分子间连接较弱,不同剪切类型及强度对网络结构的破坏程度不同,射孔孔眼剪切对网络结构的破坏最大。