聚合物-表面活性剂二元抗盐体系注入性能评价

针对M油田目的层油藏物性差、非均质强、矿化度高等问题,研究了新型双烷基甘油醚衍生表面活性剂(diGE-EO)的耐温抗盐性能,并利用霍尔曲线对比研究了聚合物和聚合物-表面活性剂二元抗盐体系的注入性能,分析了聚合物-表面活性剂二元抗盐体系提高M油田目的层原油采收率的可行性。研究结果表明:双烷基甘油醚衍生表面活性剂(diGE-EO)在质量浓度高于3500 mg/L时依然保持较好的抗盐性能,在85℃条件下放置超过45 d,仍能使油水界面张力降至5.73×10^(-3)mN/m,处于超低界面张力范围,可满足高矿化度油藏开发的要求。同时分析了聚合物-表面活性剂二元抗盐体系的注入性能。结果表明,当聚合物溶液质量浓度达到1500 mg/L、岩心渗透率低于200 mD时,单独注入聚合物难度增大;存在表面活性剂情况下,注入性能得到明显改善。该结果为M油田二元复合驱项目方案设计及现场实施提供了室内实验基础。

港西三区聚合物／表活剂二元驱注入方式优化研究

化学剂注入方式对提高油藏采收率幅度有着重大的指导作用。为了确定大港油田港西三区油藏最佳的化学剂注入方式,提高其开发效果。针对均质和非均质多孔介质模型,分别设计了7种注入方式的室内流动实验。结果表明:与聚合物驱、表活剂驱相比聚合物/表活剂二元驱注入方式提高采收率的幅度更大;二元驱在均质模型中,其提高采收率幅度为18.1%,高于其他注入方式;在非均质模型中,为21.93%,高于其他注入方式;其在非均质模型高于非均质模型3.83%,更适合于非均质模型。聚合物、表活剂小断塞交替注入方式能够有效降低注入压力。对于改善港西三区油藏采油效果的调整措施,首选二元驱注入方式,其次采用聚合物、表活剂小断塞交替注入方式。

聚合物-表面活性剂二元驱提高采收率机理实验

针对新疆油田七中区开发现状,设计聚合物-表面活性剂二元驱的填砂管、天然岩心及微观模型驱油实验,研究二元驱提高采收率机理,为油田现场提供二元驱优化配方。二元驱采收率增幅随着水油黏度比增大而增大,随着界面张力减小而增大。毛细管准数反映二元体系溶液黏度和界面张力的协同效应,应以其为准优化筛选最佳配方。新疆油田七中区二元驱溶液临界黏度比2.5、临界界面张力数量级为1′10-2 m N/m、临界毛细管准数数量级为1′10-3;优选出配方为0.3%KPS-1+1 115 mg/L HPAM,可提高采收率23.96%。二元驱通过聚合物增黏,降低驱替相流度,增加油相流度,使流度比减小,克服了注水指进,增加了吸水厚度,从而提高波及系数,进而启动盲端残余油;通过表面活性剂降低界面张力,降低黏附功,使残余油乳化、剥离、拉丝并易于启动,同时乳状液进一步增加驱替相黏度,在低界面张力和较高黏度下,毛细管准数大幅度提高,从而提高洗油效率,进而启动岛状、柱状及膜状残余油,最终提高了采收率。

聚合物—表面活性剂二元复合体系微观及宏观驱油特征——以河南双河油田某区块为例

采用微观驱油实验和油藏数值模拟,研究了聚合物—表面活性剂二元复合体系微观及宏观驱油特征。以河南双河油田S块H层系为例的研究结果表明,二元复合体系既能启动柱状、簇状残余油,又可减少孔隙和喉道处的膜状残余油,相比单一表面活性剂驱和单一聚合物驱,二元复合驱具有显著扩大波及体积和提高驱油效率的双重效果,比单一聚合物驱提高采收率3.03%～5.45%。对于层内非均质储层,二元复合驱可较大幅度地提高低渗透带的采收率,其次是中渗透带;而对于层间非均质储层,进一步改善低渗透层开发效果的能力有限,二元复合驱提高采收率由高到低的排序为中、高、低渗透层。

聚合物与表面活性剂二元驱油体系界面性质研究

将沟槽式界面粘度计及其改进测定方法用于聚合物与表面活性剂二元驱油体系的界面性质研究 ,应用均匀设计方法安排实验方案 ,得到了不同条件下的表面粘度和与模拟油之间的界面粘度 ,用逐步回归分析方法对所测得的界面参数进行回归分析 ,得出了聚合物浓度。

基于油藏化学驱能耗分配原理的理想流度控制型驱油剂研究Ⅰ:聚/表二元复合驱油体系的渗流阻力调控机理及应用

针对驱油剂的深部流度控制能力与近井地带注入性之间的矛盾,提出了理想流度控制型驱油剂应满足低黏度配制/输送、近井地带低吸附量长期稳定注入和低浓度产出液的技术要求,同时,在渗流过程中能够在储层深部不同位置建立多级渗流阻力峰值,并且前缘后驱替相渗流阻力应始终保持在较低水平。基于固/液界面吸附作用与分子间相互作用的协同效应,设计了在渗流过程中具备动态改变体系组成和微观溶液结构,从而改变其渗流阻力特征的疏水缔合聚合物/阴离子型表面活性剂二元体系。相较于HP-1(1500 mg/L),表观黏度相近、组成不同的二元体系HP-1(1500 mg/L)/SDSB(150 mg/L)和HP-1(1500 mg/L)/SDSB(200 mg/L),在段塞注入及其后续水驱过程中可以在多孔介质的中、后部构建数值更高、空间分布更优的动态渗流阻力,说明二元体系具备运移增黏特征和延迟突破特征,其前缘的流度控制能力更强,并且渗流阻力在储层的空间分布更合理,从而延长了段塞整体突破时间,有利于提高波及体积和驱油效率。在相对稠油、强非均质性和水驱含水率为80%的渤海某油田油藏条件下,采用基本相同剂量、相近成本的化学剂工业产品进行的驱油实验表明:二元体系后续水驱突破之前驱油剂段塞渗流阻力的空间动态分布特征是影响驱油效率的关键因素,二元体系(AP-P4(1400 mg/L)/ZX-27(300 mg/L),黏度为6.4 mPa·s)比疏水缔合聚合物AP-P4(1750 mg/L,黏度为62.9 mPa·s)多提高10%的原油采收率。

针对A油田的抗温、抗盐聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系研究

常规聚合物/表面活性剂二元复合驱的地层适应性差、耐温抗盐能力有限,难以满足低渗、高温、高盐油藏进一步提高采收率的需求。针对这一难题,优选梳形聚合物和非离子-阴离子型表面活性剂构建了一种适用于低渗、高温、高盐油藏的二元复合驱油体系,并通过室内实验,系统考察了二元复合驱油体系的黏度、油水界面张力、老化稳定性、吸附量、色谱分离程度以及提高采收率能力等性能。结果表明:二元复合驱油体系可降低油水界面张力至10^(-3m) N/m数量级,同时具有稳定的增黏能力和良好的老化稳定性;二元复合驱油体系的协同作用使聚合物和表面活性剂在油田净砂表面的饱和静态吸附量均低于单一体系,能将表面活性剂在地层中的超低界面张力有效作用距离由19%延伸到27%,此外,还存在较强的色谱分离效应。针对A油田提出的二元复合驱油体系0.4 PV(1000 mg/L HF62208+0.3%NPAC)对水测渗透率为18.6~62.5 mD的天然岩心的采收率提高幅度达到11%以上,驱油效果优良。

聚合物/表面活性剂二元复合驱采出液的破乳研究

研究了破乳剂种类、采出液组成对聚合物/表面活性剂二元复合驱采出液破乳脱水效果的影响。考察了不同驱油体系的界面张力与电导率。从5种商品破乳剂中筛选出最佳非离子型破乳剂BSE-238。该破乳剂在50℃下的脱水速率快,脱水率高,最终达到83.33%,最佳用量为50 mg/L。在此条件下,含不同浓度HPAM、吡咯啉表面活性剂及其复合体系(浓度比1∶1)的采出液脱水率均随着驱油剂浓度的增大而降低,并且破乳难度依HAPM、表面活性剂、二元复合体系的顺序增加。在二元驱采出液中加入FeSO4、盐酸和氯化钠后,脱水率可小幅提高。驱油剂对界面张力的影响为:吡咯啉>二元复合体系>HPAM。相同浓度下的电导率大小为:二元复合体系>吡咯啉>HPAM,与脱水率相符。

中原油田表面活性剂／聚合物二元复合驱技术室内研究

针对高温高盐的中原油田，考察了石油磺酸盐MJ2和DQ分别与M=2．4×10^7的HPAM Y2、疏水基含量0.25％的疏水缔合聚合物AP—P5组成的4个表聚二元体系98℃下的界面张力、表观黏度、耐盐性和热稳定性。配液用水为矿化度122．4g／L、含钙镁的胡12块产出水，在考察耐盐性时使用NaCl盐水，基础实验体系含石油磺酸盐3．0g／L，含聚合物1．5g／L。含MJ2的表聚二元体系与胡12块原油间的界面张力在含盐量30～210g／L时维持10^-3～10^-4mN／m超低值，受含盐量的影响相对较小，动态界面张力迅速达到稳定。含Y2的表聚二元体系即使Y2浓度增至2．5g／L，黏度仍小于10mPa·s。含AP-P5的表聚二元体系在温度超过60℃后，黏度快速上升，在AP-P5浓度超过1．0g／L后，98℃黏度快速上升，含盐量达到230g／L时为54～59mPa·s。3．0g／L MJ2＋1．5g／LAP-P5体系为最佳体系，在98℃老化150天过程中界面张力波动小，150天后黏度31．3mPa·s。在98℃用此体系在天然岩心上驱油，注入段塞体积为0．25～0．30PV，采收率提高值为14．3％～15．8％。图8表3参2。

低浓度表面活性剂-聚合物二元复合驱油体系的分子模拟与配方设计

采用耗散颗粒动力学(DPD)方法在介观层次上模拟了表面活性剂烷基苯磺酸盐在油-水界面的排布行为,考察了分子结构、油相等因素对界面密度和界面效率的影响,探讨了利用表面活性剂复配协同效应提高界面活性的机理。实验研究了表面活性剂类型、油相、表面活性剂复配等对油-水界面张力的影响。结果表明,"阴+非"表面活性剂复配可使油-水界面张力降低1个数最级。根据分子模拟和实验研究结果,结合孤东七区试验区原油特点,提出了"0.3%石油磺酸盐+0.1%表面活性剂1~#+0.15%聚合物"的二元复合驱配方,可使油-水界面张力降低至2.95×10^(-3)mN/m,物理模拟实验提高采收率高达18.1%。

长庆油田特低渗高矿化度油藏聚合物表面活性剂二元驱室内实验研究

聚合物表面活性剂二元驱提高采收率技术已经得到广泛研究和应用。为了获得低渗透高矿化度油藏进行二元驱的可行性．室内进行了200×10^4至1200×10^4聚合物油藏条件下黏度与浓度关系研究，分子回旋半径和低渗透孔吼半径的匹配关系及超低界面张力研究．筛选出合适的聚合物及表面活性剂，采用天然岩心对驱油效率进行了研究。结果表明：低渗透高矿化度油藏可以进行二元驱，但由于受聚合物相对分子质量与低渗透油层渗透率匹配关系的限制，低渗透油层只能选用较低相对分子质量的聚合物，因此二元驱采收率提高幅度不大。

聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能

利用微观刻蚀、层间非均质平板、层内非均质平板模型驱油实验研究聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能。结果表明,残余油多以膜状、岛状、喉道、盲端、柱状、簇状等6种形式存在。微观上,二元驱转向水驱无法波及的含油孔隙区域内驱替残余油;宏观上,其对高渗透区域产生封堵,迫使其进入渗流阻力较小的低渗透区域内驱替残余油,扩大波及体积效果显著,提高采收率13.4%～14.3%。二元驱通过聚合物增加驱替液黏度,使其吸附及滞留在孔隙中,降低驱替相渗透率,驱替相流度减小;二元驱对油黏度影响很小,油聚集在驱替液前缘,增加油相渗透率,油相流度变大。由此,两相流度比减小,克服注水指进,增加吸水厚度,提高波及系数,进而提高采收率。

聚合物/表面活性剂二元复合驱研究进展

从聚合物/表面活性剂二元体系的特点出发,综述了聚/表聚/表二元复合体系的实验室研究现状以及在胜利油田孤东七区54-61进行的矿场试验情况。聚/表二元复合驱是在聚/表/碱三元复合驱的基础上去掉碱所形成的低浓度的驱油体系,可以最大限度地发挥聚合物的粘度和弹性,减少乳化液处理带来的负面影响,减弱由于碱的存在引起的地层以及井筒结垢的现象。通过国内外研究结果分析表明,聚/表二元复合体系提高原油采收率幅度在20%左右;矿场试验取得了较好的效果。聚/表二元复合体系可以克服三元体系的缺点,作为一项新的驱油方法具有宽阔的发展空间。

聚合物/甜菜碱表面活性剂提高水驱后残余油采收率研究

利用不加碱可形成超低界面张力的甜菜碱表面活性剂/聚丙烯酰胺二元复合体系,通过流变性实验,分析了甜菜碱表面活性剂对聚合物/表面活性剂二元复合体系流变性的影响;通过可视化的微观驱油实验和人造岩心驱油实验,分析了聚合物/表面活性剂二元体系的粘弹性和界面张力对采收率的影响,研究了该二元复合体系对水驱后残余油的作用机理。结果表明,实验用的两性表面活性剂体系与油可以达到超低界面张力,表面活性剂体系对无碱二元体系的粘弹性影响非常小。在驱替水驱残余油过程中,形成超低界面张力的甜菜碱表面活性剂/聚丙烯酰胺二元复合体系可以同时发挥活性剂的超低界面张力作用和聚合物溶液的粘弹性作用,使该二元体系的采收率高于单一的表面活性剂体系和聚合物驱油体系,并且该二元体系的粘弹性越大,采收率越高。界面张力由10-2mN/m降至10-3mN/m时的最终采收率均高于界面张力为10-2mN/m时增加聚合物溶液的质量浓度和相对分子质量两种情况下的最终采收率。

海上油田聚合物/表面活性剂二元复合驱流度优化设计

锦州Z油田是国内首个实施聚合物/表面活性剂二元复合驱的海上油田。随着油田开发的深入,各井组间生产特征出现较大差异,原方案单一的注剂质量浓度已经不能满足油田均衡驱替的要求。为使注剂质量浓度能够更好地匹配井组生产特征,基于流动优化设计理论,在界面张力降低条件下,根据不同界面张力和含水率阶段的相对渗透率曲线变化情况,并结合驱替相段塞黏度与质量浓度关系和渗透率下降程度,建立了二元复合驱流度控制方程和流度优化设计图版。该方法应用于锦州Z油田矿场试验后发现,相比于原方案,预测提高采收率1.6百分点,节约表面活性剂和聚合物干粉用量共计536 t,实现了降本增效的目的。

碱／表面活性剂／聚合物三元复合驱方案的设计与优化

以能与大庆原油产生超低界面张力的碱／表面活性剂／聚合物三元复合驱油体系为例，介绍了三元复合驱方案的设计与优化方法，包括化学剂碱、表面活性剂、聚合物的筛选及浓度确定，驱油试验效果评价。

聚合物微球/表活剂复合体系注入方式对调驱效果影响研究

为达到注水开发油田中后期稳油控水的目的,通常采用深部调驱方法调整吸水剖面、扩大波及体积,提高水驱采收率。针对渤海油田储层特征,开展了聚合物微球与表活剂复合调驱的研究。通过驱替模拟实验,研究了聚合物微球与表活剂复合体系的注入方式对调驱效果影响规律。结果表明:在实验条件下,复合调驱体系较单独注入微球可提高采收率3.1%~8.3%,并且采用交替注入方式提高采收率的效果要优于混合注入方式。

聚合物/表面活性剂二元驱微观驱油机理研究

利用微观可视模型技术研究了聚合物/表面活性剂二元体系微观驱油机理。研究结果表明,水驱残余油主要分布在孔隙间的交汇处、较大的孔道以及狭小的喉道和盲端内,以簇状、盲端、岛状等形式存在;聚合物/表面活性剂驱替水驱残余油机理主要有两方面:一方面在聚合物的弹性作用下,盲端残余油被拉、拽出来;另一方面表面活性剂与原油接触后油水界面表面活性剂浓度的差异使得油水界面产生形变,残余油产生自发乳化随着二元体系携带出去。

聚合物/表面活性剂二元驱采出水稳定机理研究

由于含有聚合物和表面活性剂,二元驱采出水水质复杂,油水乳化严重,悬浮物含量高且长期稳定,处理难度大。研究聚合物、表面活性剂在油田采出水中的相互作用,探索二元驱采出水的稳定机理,对发展高效二元驱采出水脱稳技术和水处理工艺具有重要意义。研究了聚合物、表面活性剂等因素对二元驱采出水稳定性的影响,结果表明:聚合物增大了粘度和浊度,并降低颗粒物的zeta电位;表面活性剂增大了粘度和浊度,降低zeta电位,减小平均粒径;聚合物/表面活性剂共存使粘度和浊度增大,zeta电位减小,平均粒径呈现先增大后减小的趋势。

配液水的组成对聚合物——表面活性齐二元复合驱体系性能的影响

针对马岭北三区的地质特征和流体性质，考察了配液水的组成对二元复合驱体系性能的影响结果表明，配液水组成对二元复合驱体系黏度影响较大，其中钙镁离子是影响溶液黏度的主要因素，钙镁离子含量越高，聚合物溶液黏度越低不同配液水对表面活性剂降低油水界面张力的能力影响较小。对于北三区试验区，实验优选出最佳的聚合物一表面活性剂二元复合驱体系配制用水是脱钙镁水。