赋能纳米碳提高原油采收率研究进展

赋能纳米碳由于高横纵比和两亲化结构,体现出表面活性剂、分子薄膜、胶体、液晶分子和聚合物的多面特性,在纳米化学提高原油采收率领域独具优势和应用潜力。调研总结了一维碳纳米管、二维石墨烯等纳米碳结构和性质的共性与特性,全面归纳了纳米碳的起源、制备方法与赋能路径;提出了油藏高温、高矿化度条件纳米碳的精细调控赋能策略,剖析了赋能纳米碳在水-油和水-岩石界面吸附和组装机制,多维度精细表征手段及信息化物理模拟方法。以水驱油藏波及系数和波及区内驱油效率均低的普遍性问题为导向,基于纳米的分子—粒子跨尺度特征和水-油-岩界面效应提炼了赋能纳米碳大幅扩大波及系数和提高驱油效率的协同耦合机制。最后,提出了赋能纳米碳提高原油采收率规模应用存在的问题和低碳、高效的发展路径。

基于BP神经网络的低渗透底水油藏油井见水模式预测模型

注水开发使得低渗透底水油藏油井见水模式更加复杂,需要进一步明确及预测油井见水模式来针对性地指导水淹治理措施。神经网络模型具备处理多元回归问题和计算速度快等优势,可被用于分析地质工程多因素参数与油井见水模式的内在关系,构建见水模式预测模型。在油井见水模式划分的基础上,通过灰色关联理论和神经网络算法对BCL低渗透底水油藏油井见水模式的主控因素和预测模型进行了研究。发现水层厚度、隔夹层数、隔夹层长度和避水高度是该类油藏注水开发下影响油井见水模式的主控因素。基于主控因素结合神经网络算法建立了油井见水模式预测模型。通过对18组测试数据进行验证,平均预测误差1.4%,获得了较好的预测精度。通过易于获取的主控因素快速预测注水开发低渗透底水油藏油井的见水模式,为该类油藏的高含水针对性治理提供基础依据。

致密油藏CO_(2)驱响应性防气窜体系的制备及性能

以3-二甲胺基丙胺(NNDP)和油酸为原料,制备了具有叔胺结构的CO_(2)响应性单体N,N-二甲基油酸酰胺丙基叔胺(DOAPA),将其与阴离子表面活性剂对甲苯磺酸钠(SPTS)复配,构建了具有CO_(2)响应性的蠕虫状胶束(CO_(2)-TWMS)。通过考察CO_(2)-TWMS与CO_(2)接触前后的电导率、化学结构和微观形貌变化表征了体系的响应性,结合其表面活性变化及致密基质/裂缝双重介质CO_(2)驱替与CO_(2)-TWMS防气窜过程中的压力和采收率变化,揭示了CO_(2)-TWMS防气窜性能与机制。结果表明,当n(SPTS)∶n(DOAPA)=1∶1时,CO_(2)-TWMS的黏度最大(4125 mPa·s)。CO_(2)和N2能够刺激CO_(2)-TWMS电导率在0.90~1.95 mS/cm之间可逆变化,诱导微观形貌在蠕虫状胶束和球形胶束间转换。此外,CO_(2)能够将CO_(2)-TWMS临界胶束浓度(CMC)从0.63 mmol/L(未通入CO_(2))降至0.25 mmol/L,最低表面张力从30.2 mN/m(未通入CO_(2))降至29.1 mN/m,CO_(2)-TWMS在气液界面的吸附效率和效能增强,有利于胶束的形成。在致密基质/裂缝双重介质中,CO_(2)诱导蠕虫状胶束形成,增大驱替过程中的压力,扩大CO_(2)驱替波及率,采收率提高22.6%。

催化剂和环境温度对稠油燃烧的影响

针对部分稠油油藏火驱过程中低温氧化诱导期长和燃烧效率低问题,设计开发了一套多孔介质热效应监测装置,系统评价了催化剂种类、催化剂质量分数、复配催化剂和环境温度对稠油燃烧的影响。结果表明,该热效应监测装置能够高效快速地评价催化剂对原油燃烧表现的影响,从而筛选出合适的催化剂体系。复配体系[环烷酸钴(0.5%Co)+环烷酸锰(0.5%Mn)]能够将新疆油田A油藏稠油的燃烧起始温度降低60℃,在催化该稠油燃烧具有良好的应用前景。环境温度的升高能够明显促进燃烧的发生,但环境温度对燃烧强度的影响有限。

致密油藏压裂井气驱暂堵调剖剂研制与评价

玛湖高温致密油藏开发过程中气窜现象严重,聚合物凝胶封堵大裂缝可有效防止裂缝气窜,但同时也易封堵基质和微裂缝,造成采收率下降。为此,研制了一种耐温型暂堵调剖剂MHZD,并从成胶性能、微观形貌、注入性能、封堵能力等方面进行评价。结果表明:暂堵调剖剂配方为0.6%耐高温型阳离子聚丙烯酰胺+0.3%铬离子交联剂,该封堵体系在90℃高温下可以稳定成胶,成胶时间为38 h,凝胶强度为H级,凝胶稳定7~10 d后可自动降解成黏度为5.63 mPa·s的水溶液;注入暂堵剂后,岩心阻力系数小于30.000,最大突破压力梯度大于30.000 MPa/m,封堵率和解堵率均大于90%,暂堵剂可有效封堵大孔隙,动用小孔隙中的剩余油。该研究对于玛湖致密油藏压裂井封窜和提高采收率具有重要的支撑作用。

聚合物微球粒径与喉道匹配性研究

为实现对强非均质性油藏的控水增油,采用实验室自制聚合物微球PM1的微观形貌及粒度分布进行评价;通过岩心压汞法对岩心喉道分布进行测试,开展一系列岩心物理模拟驱替实验,并以粒度累积分布曲线上25%,50%和75%所对应的聚合物微球颗粒直径与平均喉道直径的比值作为匹配系数,综合研究聚合物微球粒径与喉道的匹配性。研究结果表明:聚合物微球PM1为微米级圆球状凝胶颗粒;由高才尼公式和岩心压汞法获得的平均喉道直径的差距较大。聚合物微球在不同匹配系数条件下的运移与封堵模式可划分为完全封堵、高效封堵、低效封堵和顺利运移。对于主要目的是实现近井地带调剖的油藏,应优先考虑高效封堵模式对应的匹配系数范围;若主要目的是实现微球深部调驱,应首先考虑低效封堵模式对应的匹配系数范围,从而筛选出适宜的聚合物微球粒径。与高才尼公式计算结果相比,岩心压汞法测试结果能更准确地反映岩心喉道分布,因此建议在实际措施中,应重点考虑岩心压汞法对应的匹配系数范围。

致密砾岩油藏超临界CO_(2)吞吐开发可行性

CO_(2)吞吐开发具有溶解、抽提、混相等独特的机理优势,超临界CO_(2)具有更优异的注入性、穿透性和轻质组分抽提性。为进一步认识超临界CO_(2)吞吐在致密砾岩油藏开发中提高采收率的可行性,基于超临界CO_(2)—原油相互作用实验、超临界CO_(2)原油抽提实验、超临界CO_(2)吞吐物理模拟实验等手段,揭示吞吐过程中原油性质变化与增产机理,确定了不同注入参数下的采收率。结果显示:超临界CO_(2)能有效补充地层能量,降低原油黏度和密度,抽提原油轻质和中质组分,改善原油流动性;注入0.50 PV超临界CO_(2)可提高采收率22.16%,随着超临界CO_(2)注入量的增加,采收率上升,超临界CO_(2)换油率下降;4轮次吞吐相较于单次吞吐,可提高采收率20.00%~24.00%;焖井时间120 min时采收率为22.16%,焖井时间240 min后采收率变化不大;实验结果揭示了致密砾岩油藏衰竭式开发后超临界CO_(2)吞吐提高采收率的可行性,对致密砾岩油藏开发具有指导意义。

致密砾岩油藏CO_(2)吞吐提高采收率可行性研究

基于原油与CO_(2)以及CO_(2)与储层岩石相互作用,揭示环玛湖致密砾岩油藏CO_(2)提高采收率机理。利用高温高压核磁共振系统在孔隙尺度下监测了基质岩心CO_(2)吞吐过程中原油饱和度的变化,研究CO_(2)吞吐提高采收率可行性。采用岩心压裂和驱替系统开展三维物理模拟实验研究,研究裂缝对CO_(2)吞吐提高采收率的影响。实验结果表明,CO_(2)能够有效地溶解在原油中,补充地层能量,降低原油黏度,且改善储层润湿性。基质岩心中,衰竭式开采时的原油主要产于大孔隙,CO_(2)吞吐能有效启动中孔隙和小孔隙,衰竭式开采后,三轮次的吞吐能够提高采收率23.1%左右,而第一轮次的贡献率最大,为15.1%,裂缝的存在能够增大原油与CO_(2)接触面积,减小原油渗流阻力,最终提高采收率27.1%。实验结果从孔隙尺度揭示了CO_(2)吞吐提高致密砾岩油藏采收率的可行性。

化学驱体系油水界面扩张黏弹性研究进展

在化学驱过程中,油水的界面扩张流变性对驱油机理和效果的影响极大。本文综述了化学驱体系中表面活性剂、碱和聚合物对油水界面扩张黏弹性的影响规律,重点剖析了不同类型物质在油水界面上的分布特征、相互作用及界面膜结构,分析了时间、频率和浓度等因素与油水界面扩张黏弹性的关系,为研究化学驱的渗流特征、乳化机理、油墙形成、乳液后处理等问题提供参考和依据。

非均质条件下聚合物微球/聚合物深部调驱实验研究

首先对聚合物微球和聚合物性能进行了评价。其次,通过微孔膜过滤装置研究了微球、聚合物及复合体系(微球+聚合物)的运移与封堵性能;利用双并联岩心物理模拟驱替装置,开展上述体系调驱实验。研究结果表明,微球形貌为圆球状,分散性好,粒径为微米级。在较高的剪切速率下,微球体系的表观黏度与水的黏度接近,远小于相同质量浓度的聚合物体系。聚合物未能对微孔实现高效封堵,微球的封堵能力最强,复合体系其次。在较强非均质条件下,复合体系调驱效果最好,所对应的高、低渗岩心采收率分别提高20.86%和36.89%。复合体系中微球和聚合物具有较好的协同作用,由于聚合物的携带和润滑作用,使得微球在多孔介质中的滞留减少及运移性增强,更有利于实现深部调驱。此外,聚合物的流度控制和黏弹性驱油作用也能有效提高采收率。在较强非均质油藏条件下,可优先考虑微球/聚合物复合体系调驱技术。

高含水高温油藏W/O型乳化剂OB-2性能评价及驱油研究

针对如何在水驱后进一步开发高含水高温油藏,提出了一种表面活性剂就地乳化驱油技术,对油包水(W/O)型乳化剂OB-2体系进行了乳化特性评价及乳状液驱油研究。研究结果表明,随着乳化剂浓度增大,乳液黏度先增大后减小;对于X油藏原油,乳化剂最佳浓度为0.3wt%,在此浓度下,油水界面张力可降低至10-2m N/m数量级;在水油体积比低于7∶3时,乳化剂OB-2可促使油水两相完全乳化,形成高黏度的W/O型乳液,其中,水油体积比为7∶3时乳液黏度最大,增黏率高达370%。岩心驱油实验结果表明,均质条件下,水驱后注入0.3PV乳化剂OB-2体系,可提高原油采收率达26.15%;非均质条件下,该乳化体系可在级差低于7.6时表现出良好的流度控制及非均质调控能力,扩大波及体积。

聚合物微球非均质调控能力研究

采用光学显微镜和流变仪对实验室自制的聚合物微球PM1的形貌及流变特性进行了评价。分别通过单和双并联岩心驱替实验系统研究了微球体系渗流速度和浓度对其在多孔介质中的运移和封堵性能的影响以及微球的非均质调控能力。研究结果表明,微球PM1粒径为微米级,具有很高的圆球度,在较高的剪切速率下,其表观黏度与水接近。微球对孔喉的封堵能力随着渗流速度的降低或质量浓度的增加而增强。微球具有较强的非均质调控能力,若将调驱后的低渗岩心相对吸水量≥35%的调驱措施规定为合格的调驱,则微球能够有效改善储层非均质性的渗透率级差上限约为20。对于存在裂缝或大孔道等非均质强的油藏,可考虑采用大尺度和微尺度微球交替段塞复合调驱技术。

轻质油藏注空气氧化特性及动力学研究

通过静态氧化管实验以及热重/微分热重(TG/DTG)手段研究了轻质原油在不同含氧浓度空气(21%和8%)以及储层岩石颗粒条件下原油氧化特征,并结合Arrhenius氧化动力学模型定量地表征各因素对原油氧化活性影响的大小。结果表明:空气中含氧浓度减小会降低氧化反应速率,储层岩石对原油氧化的催化作用促进氧化反应的进行;原油经贫氧空气氧化后剩余气体中含氧浓度显著下降,大大提高了空气驱的安全性;热动力学分析表明:原油经历了低温氧化、燃料沉积及高温氧化三个阶段,储层岩石对原油氧化的积极作用强于氧气浓度降低所产生的消极影响,可显著降低原油在贫氧空气中的活化能,这一发现有利于贫氧空气驱的推广应用。

超临界CO2在致密油藏中的扩散前缘预测

国内外大部分学者认为超临界CO2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO2扩散系数及浓度分布的影响规律,建立了超临界CO2浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明,超临界CO2在致密岩芯(0.06 mD)中的扩散系数为10-12 m2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓,但在临界压力点附近出现最大扩散系数;扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大,随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散,扩散前缘仅前进了0.095 m,因此,在致密油藏CO2吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期,CO2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。

应用核磁共振测量技术测量稠油-水相对渗透率曲线

相对渗透率是稠油开发实验中一个重要的基本测量参数。由于稠油黏度较高,水驱过程易发生油水乳化现象,使得稠油-水相渗曲线较难准确获取。传统的相渗曲线测量方法存在测量精确度低、获得信息少等缺点。为准确测量稠油-水相渗曲线,选取人造砂岩长岩心,并基于低场核磁共振测量技术,通过同时标定渤海B油藏的稠油和地层水,采用非稳态法进行稠油-水相渗曲线的测量。结果表明,通过对岩心以及出口端的采出液进行T谱测试,较为准确地获取了岩心的孔隙体积(147.18 cm^(3))、束缚水饱和度(25.9%)、残余油饱和度(43.83%)以及出口端的油、水含量,并得到较为精确的稠油-水相渗曲线。通过对发生油水乳化的采出液进行自扩散系数(D)/T_(2)二维谱测试,可较为准确地判断油水是否发生了乳化。研究结果可以为稠油水驱开发提供一定的理论指导,有利于稠油水驱开采机理的研究。

稠油低温氧化特性及行为研究

针对新疆J区块稠油开展了恒温静态氧化管实验,通过分析氧化后产出气及原油组分的变化来研究温度、压力、石英砂和岩屑对稠油低温氧化特性的影响。实验结果表明:相比70℃,稠油在110℃条件下的平均耗氧速率增加了1.42%/d;压力从10 MPa增加至30 MPa时,CO+CO2生成量增加了2.13%;石英砂和岩屑均能促进稠油氧化反应进程;与原油相比,加入石英砂和岩屑后耗氧量分别增加了1.71%和4.08%;岩屑对稠油低温氧化反应的促进作用主要来自岩屑的催化作用。采用TG-DSC同步热分析仪研究了原油氧化行为,并通过Arrhenius氧化动力学模型计算了活化能。结果表明:稠油在低温氧化阶段具有较低的反应活性,该阶段活化能仅为18.09 kJ/mol,远低于燃料沉积和高温氧化阶段的活化能(84.58 kJ/mol和113.39 kJ/mol)。

糖基表面活性剂对埃洛石纳米流体驱油的影响

针对纳米流体在驱油体系中存在的分散稳定性的问题,研究了糖基阳非离子表面活性剂(GDBB)对埃洛石纳米管(HNTs)分散稳定性的影响,并考察了GDBB/HNTs纳米颗粒的乳化,降低界面张力及改变油湿玻璃片(岩石模型)润湿性能力。研究表明,GDBB通过静电作用吸附在HNTs表面使其疏水性增大,分散稳定性提高,具有乳化,润湿反转,降低界面张力能力。配比为m(GDBB)∶m(HNTs)=1∶1时,改性埃洛石纳米流体可提高原油采收率最大,高达25.2%。

一种阴-非离子型乳化剂的性能及驱油效果评价

为解决新疆油田BDW油藏注水开发后期高含水率、低采收率等问题,进行了室内原位乳化体系性能及驱油效果评价。考察了乳液黏度、微观结构、界面张力(IFT)、黏弹性和老化性能,并进行了物理模拟实验,结果表明:含水30%~60%的试样完全乳化,形成W/O型乳液,含水60%的乳液乳化效果最好,黏度为936.48 mPa·s;微观结构显示含水60%的乳液平均粒径为1.961μm;含水60%的乳液界面张力最小,为13.72 mN/m;含水30%~70%的乳液,在0.01~0.1 Hz频率范围内更为突出地表现出弹性特征;乳液老化显示含水60%的乳液稳定性最好,30%次之,70%最差;物理模拟显示出乳化体系显著的调剖和增压作用,利用核磁共振分析仪得到的T谱图反映出原位乳化体系驱及水驱结束后,岩心“大、中、小”孔隙中的原油均得到较大程度动用,对于非均质岩心仍可通过流度控制作用提高微观尺度下的水驱波及体积,从而提高原油采收率。

超稠油低温氧化和裂解成焦实验

针对辽河油田锦91区块超稠油火驱过程所形成的氧化炭和裂解炭的基本性质和火驱燃烧特征认识不清的问题,利用高温高压反应釜装置开展超稠油低温氧化和裂解实验,并采用气相色谱仪、场发射扫描电镜、能量色散X-射线光谱仪和热重分析仪分析产出气组成、焦炭的微观形貌、元素含量和热重损失,并运用等转化率法(Friedman和OFW)求解焦炭燃烧活化能。结果表明:经历250℃低温氧化后,超稠油部分转化为氧化炭;经历400℃裂解后,超稠油转化为裂解炭和改质油。氧化炭中氧和硫元素的相对含量明显高于裂解炭。氧化炭表面呈粒度大小不一的焦炭微粒相互融并的微观形貌,且随着温度升高,氧化炭的多孔结构愈发明显;裂解炭呈不规则的块状微观形貌,且随着温度升高,裂解炭表面出现很多凸起状颗粒。氧化炭的生成有助于建立燃烧前缘;裂解炭的燃烧活化能更低,有助于维持燃烧前缘稳定推进。该研究对超稠油火驱开发具有一定的理论指导意义。

低成本O/W型乳液与岩心孔吼配伍性及其驱油效率

本文利用廉价碱和少量高酸值稠油,建立了一种低成本O/W型乳液驱方法,并系统研究了乳液的物理性质以及在多孔介质中的流动行为和驱油效率。研究结果表明,在油水比0.5∶9.5条件下,通过调整转速(1500~2600 r/min)和搅拌时间(0.5数2 h)制备的一种不稳定型和三种稳定型的O/W型乳液,在岩心中流动时,由于贾敏效应,稳定型乳液的注入压力明显升高,而不稳定型乳液发生油水分离,注入压力变化不明显。从乳液驱效果上看,转速2000 r/min、搅拌时间1.5 h下形成的稳定乳液可以有效提高原油采收率达17%。乳液液滴和岩石孔喉的匹配系数f小于1时,乳液的驱油效率不高;f大于1时,乳液液滴能对岩心孔喉有效封堵,提高采收率明显。但是并非f越大提高采收率越高。