致密油储层超低界面张力乳化体系强化渗吸效果及机理研究

向压裂液中加入表面活性剂强化焖井过程中裂缝与基质间的油水置换,是提高致密油采收率的重要措施。普遍的观点认为润湿改性和相对高的界面张力(IFT)是实现渗吸采油的关键。近年来,室内实验和矿场实践均表明,具有超低IFT的表面活性剂体系也能实现渗吸,有效地动用基质中的原油。针对超低IFT体系渗吸机理仍不明确的问题,设计润湿改性和超低IFT乳化体系,明确了致密砂岩中的高效置换体系的特征和渗吸效果,结合数学模型揭示了两种体系渗吸的油水运移模式和主导机制。结果表明,两种体系的适用范围不同,润湿改性体系在0.1 mD的储层中渗吸效果更好,而超低IFT强乳化体系在0.01 mD和0.001 mD储层中的渗吸采收率更高。润湿改性体系的渗吸是以毛管力驱动的层流模式,随着渗透率降低,润湿相填充孔隙的速度快速降低,渗吸采收率从约45%大幅度降低至18%。超低IFT强乳化体系可形成微纳米粒径的乳液,具有特殊的乳化、乳液扩散机制,在渗吸初期,主要通过乳化和扩散效应实现渗吸采油,渗吸后期,IFT降低和润湿改性的层流模式逐渐发挥作用,采收率从约38%降低至23%。超低IFT强乳化体系的乳化、扩散机制适合用于更致密油藏的油水置换过程,在致密储层的压裂增产方面具有广阔的应用前景。

复合驱过程中化学剂损失与超低界面张力有效作用距离

以大庆天然油砂制作填砂管模型,通过改变复合体系的注入量,研究了碱、活性剂、聚合物3种组分的动态吸附特性,并模拟计算了不同注入量下各组分在地层中运移距离与损失量的关系.结果表明,活性剂的损失量最大,在运移1/5井距后即损失约80%;而聚合物和碱的损失分别只有12%和15%.结合界面张力随运移距离的变化情况可以判断,超低界面张力在油层中的有效作用距离有限,而体系在非超低界面张力状态下对采收率的贡献应予以足够的重视.

低渗透粘弹性表面活性剂的研制和评价

针对低渗透油藏注水突破快、无效水循环严重的问题,开展了粘弹性表面活性剂驱油体系的室内研究。通过界面性能和体相流变性能对粘弹性表面活性剂体系进行了评价和优化,得到了具有扩大波及体积和提高驱油效率功能,并具有良好注入性的粘弹性表面活性剂体系。该表面活性剂还具有良好的界面性能,浓度介于0.05%~0.3%时,能够将油水界面张力降低到10-2m N/m数量级,并具有迅速剥离油膜的能力。在0.15%以上,体系的粘度随着浓度的升高而迅速升高,当浓度达到0.3%时,体系的粘度达到20.1 m Pa·s（50℃）。该体系能够通过直径0.2μm的核孔膜,而聚合物则因为堵塞核孔,不能通过0.2μm核孔膜。模拟驱油实验结果表明,该体系可以在水驱基础上提高采收率8%左右。以上研究结果表明,粘弹性表面活性剂体系在低渗透油藏低储层伤害开发中具有很大的潜力。

树脂砂压裂与超低界面张力表面活性剂聚合物增注新技术

针对注聚井注入过程中注入压力上升、注入量减少及压裂措施有效期短的问题,分析了其压裂失效的主要原因,提出了树脂砂压裂和超低界面张力表面活性剂注聚井增注技术,确定了2种技术的施工工艺,优化了施工参数,并分别对其进行了室内评价及施工效果分析.现场应用表明:5 a内树脂砂压裂工艺增注平均有效期为21个月,最长达36个月;表面活性剂工艺平均增注有效期为15个月,最长达19个月,取得了很好的经济效益.

凝析气藏相对渗透率曲线修正模型研究

深入理解凝析气藏“凝析油堵塞”对油气相对渗透率曲线的影响,可以更好地进行凝析气藏的高效开发。在综合考虑凝析油气低界面张力和凝析油临界流动饱和度的基础上,对由传统试验手段所得的相对渗透率曲线进行了修正。修正后的相对渗透率曲线应用于拟稳态理论计算时,不同压力下的相对渗透率,尤其是气相的相对渗透率,明显变大。研究表明,传统实验手段所得的相对渗透率曲线用于凝析油气藏的开发时,误差较大。文中所建相对渗透率模型比较接近真实凝析气藏相对渗透率曲线,具有较高的精度,能用于凝析气藏的开发。

宋芳屯油田微生物驱油矿场试验

针对宋芳屯油田低渗透区块,采用N80和DQ02两个菌种的混合菌,进行了微生物驱油矿场试验. 通过室内实验及数值模拟确定了各项工艺参数. 试验结果表明:7口试验井平均单井日增原油1.3 t;采出原油的黏度、油水界面张力和含蜡质量分数分别由42.5 mPa·s,32.0 mN·m-1,28.0%下降到33.2 mPa·s,16.8 mN·m-1,17.7%;该菌种适应宋芳屯油田低渗透区块的油藏条件,增产效果显著.

二元体系超低界面张力影响因素及组分用量界限研究

为了更好的揭示BS无碱二元复合体系形成10-3数量级界面张力的组分用量界限,在大庆油田油藏温度、配制水矿化度等油藏条件下,利用Texas-500型旋滴界面张力仪对二元体系界面张力的影响因素进行表征。对聚合物分子量、浓度以及活性剂浓度进行正交实验研究。结果表明:聚合物相对分子质量及浓度对界面张力影响较大;活性剂用量影响较小,质量浓度低至0.05%亦可形成10-3数量级;随着配置水矿化度及剪切作用强度增加界面张力均呈现凹槽式变化。

季铵盐型孪连表面活性剂G-52的降压增注效果

实验研究了商品孪连表面活性剂G-52（N，N’-亚丁基双月桂酰溴化铵）的界面活性、润湿性能及对大庆低渗透油藏注水井的降压增注效果。实验温度45℃，实验G-52溶液用矿化度4．9g／L的模拟大庆采油五厂注入水配制，实验原油为黏度82．8mPa·s的该厂脱水脱气原油。用表面张力法测得G-52的临界胶束浓度为800mg/L。G-52溶液与原油间的动态界面张力随G-52浓度增大而增大，其瞬时最低值在G-52浓度25～800mg/L为10^-3mN／m，G-52浓度1000～1200mg/L时为10^-2mN／m，其平衡值在G-52浓度25、50mg／L时为10^-2mN／m，在G52浓度1000～1200mg／L时为10^-1mN／m，低G-52浓度时动态界面张力的建立较缓慢。G-52溶液可使甲基硅油处理的玻片表面由弱亲油变偏亲水，接触角减小约40°。在气测渗透率5．19×10^-3～7．93×10^-3μm^2的4支环氧树脂胶结石英砂岩心驱替实验中，注入浓度100、200、400、500mg/L的G-52水溶液时，岩心注入压力比注水时降低26．5％-55．3％，原油采收率比水驱采收率（30．32％-48．1796）提高3．16％～4．20％。图7表6参7。

复合体系在超低界面张力状态下对采收率的贡献程度

为研究超低界面张力状态在地层中的有效作用距离及其对采收率的贡献,本研究用大庆天然油砂制作了10 m长填砂管物理模型,对ASP三元和SP二元复合体系在地层中的运移情况进行模拟。结果表明,水驱过后,剩余油分布呈阶梯形变化,大部分剩余油集中在模型后半段(4 m以后)。超低界面张力有效作用距离仅为2.5~3.5 m,且作用在剩余油较少的区域,对采收率的贡献程度为30%~40%。SP二元和ASP三元复合驱在10^(-3)、10^(-2)、10^(-1)、10~0 mN/m数量级界面张力下对采收率的贡献程度分别为33%、33%、20%、14%左右和39%、35%、18%、8%左右。碱能延长超低界面张力有效作用距离,增加其对采收率的贡献程度,提高10^(-2) mN/m数量级界面张力的驱油效率。复合体系在10^(-2) mN/m数量级界面张力下对采收率的贡献与超低界面张力时基本相当。

新型无碱三采用驱油剂的性能研究

以自制两性表面活性剂为主体的HLODA-4型驱油剂为研究对象,测试了驱油剂在无碱的条件下对克拉玛依油田原油的油—水界面张力,并考察了其与聚合物复配性能、抗色谱分离性能、抗盐性、抗硬水性和稳定性等方面的性能特征,结果表明HLODA-4型驱油剂质量分数在0.05%～0.2%无碱体系下,油—水界面张力均能达到10^(-3)mN/m数量级,并且具有较好的复配性、抗色谱分离性能、抗盐性及稳定性。