砾岩油藏二元复合驱注入体系优化研究

新疆克拉玛依砾岩油藏经过几十年的水驱开发,面临剩余油高度分散、采油速度低等问题,选取聚合物部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和低张力表面活性剂PS-30及强乳化表面活性剂OP-10组合形成不同的二元复合体系,利用长砂管模型研究不同渗透率、不同驱替方式及不同注入量下复合驱体系在砾岩油藏的应用界限及提高采收率极限。实验结果表明:二元复合驱能够有效驱替残余油、扩大波及体积,显著提高砾岩油藏采收率。聚合物浓度为1000 mg/L,相对分子质量为7×10^(6)的聚合物在渗透率3×10^(-2)μm^(2)时复合驱采收率为66.31%,较水驱提高21.85个百分点。强乳化复合体系提高采收率效果好于低张力复合体系。复合体系注入量越高,提高采收率越大,但提高采收率幅度并非线性变化,复合体系注入量达到3.5 PV以后,复合体系提高采收率值逐渐趋于稳定,在注入10 PV后,复合驱体系最高提高采收率幅度达到40.38个百分点。

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。

耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系研究及应用

针对高温高盐油藏采用常规聚合物和表面活性剂驱油效果较差的问题,将耐温抗盐型聚合物SPAM-1和阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E进行复配,研制了一种适合高温高盐油藏的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系,并通过室内实验评价了驱油体系的综合性能。结果表明:该二元复合驱油体系的耐温性能较强,在115℃下老化后,体系的黏度保留率仍能达到90%以上,界面张力仍能达到10^(-3)mN/m数量级;体系具有良好的抗盐性能,当矿化度大于100000 mg/L时,体系仍能保持较高的黏度和较低的界面张力;体系具有良好的长时间老化稳定性能,在储层温度和矿化度条件下老化60 d后的黏度保留率在85%以上,界面张力始终维持在10^(-3)mN/m范围内;驱油体系与原油形成的乳状液稳定性较强,放置120 min后乳状液的分水率小于20%,具有较强的乳化性能;驱油体系在地层条件下吸附6次后仍能保持较高的黏度和较低的界面张力,具有良好的抗吸附性能。另外,岩心水驱结束后注入0.5 PV二元复合驱油体系,能使采收率继续提高25%以上,驱油效果较好。A区块内5口采油井在实施耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油措施后,日产油量显著提高,含水率明显降低,取得了良好的现场应用效果。

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。

国内油田三次采油提高采收率主体技术进展(上)

目前,化学驱、气驱和稠油热采是我国三次采油提高采收率(EOR)的三大主体应用技术,本篇聚焦阐述我国聚合物驱、三元复合驱、二元复合驱、非均相复合驱等化学驱的主要技术及应用新进展。

无碱表面活性剂-聚合物复合驱技术研究进展

无碱表面活性剂-聚合物二元复合驱可避免碱引起的结垢、乳化、腐蚀等负面作用,降低投资和操作成本,是具有应用前景的化学驱提高石油采收率新技术。目前存在主要问题有:缺少高效稳定的活性剂工业化产品,驱油机理及主要影响因素理论研究薄弱,评价方法不健全,矿场试验少、技术风险较大。影响表面活性剂-聚合物二元复合驱驱油效率的主要因素有体系黏度、界面张力、乳化强度等,二元体系具有较高的黏度是提高采收率的重要保障,体系油水界面张力越低驱油效率越高,体系乳化性能也显著影响驱油效果。表面活性剂-聚合物二元复合驱矿场试验取得了一定效果,但也暴露出一些问题,需要提高配方适应性、驱油剂产品质量稳定性,优化注入方案,加强现场监测和跟踪调整等。

油田开发战略与接替技术

对于中国油田开发面临的严峻形势,详细阐述了基于中国油藏地质特点的开发技术现状、以广义"二次开发"理念为核心的油田开发战略部署,深入分析了以二元驱、稠油火驱、注气混相/非混相驱、泡沫复合驱、聚驱后聚表剂驱为主的5大类关键技术在中国油田开发中的战略地位,指出要根据中国油田开发的现状和特点,积极推进油田开发方式转变,加强油田开发战略接替技术攻关。

无碱二元体系的黏弹性和界面张力对水驱残余油的作用

三元复合驱含碱驱油体系会大幅度降低聚合物溶液的黏弹性,引起地层粘土分散和运移、形成碱垢及导致地层渗透率下降。为此提出利用不加碱可形成超低界面张力的聚合物/甜菜碱表面活性剂二元复合体系驱油。通过流变性实验及微观模型驱油实验,分析了表面活性剂对聚合物表面活性剂二元复合体系黏弹性的影响和聚合物表面活性剂二元复合体系的黏弹性及界面张力对采收率的影响。对聚合物表面活性剂二元复合体系提高水驱后残余油采收率机理的研究表明:在驱替水驱后残余油过程中,聚合物表面活性剂二元复合体系利用了聚合物溶液的黏弹特性和表面活性剂的超低张力界面特性,水驱后残余油以油丝和乳状液形式被携带和运移,随着二元驱油体系的黏弹性的增加和界面张力的降低,水驱后二元驱后的采收率增加,降低界面张力的驱油效果(指达到超低)比提高体系的黏弹性的效果更明显。

适合渤海绥中361油田二元复合驱体系性能研究

本文在渤海绥中361海上油藏条件下,测定了由磺酸盐型双子表面活性剂为主的表面活性剂(辛基酚基聚氧乙烯醚TX100与磺酸盐型双子表面活性剂按质量比1∶4)与疏水缔合聚合物组成的SP二元复合驱体系的黏度及其与渤海绥中361脱气原油间的界面张力,并考察该体系的抗温性、耐盐性、吸附性及老化稳定性等,测定了该驱油体系在不同渗透率岩心中的阻力系数和残余阻力系数,在三层非均质岩心上进行了表面活性剂浓度不同的6个室内驱油实验。研究结果表明,配方为3000 mg/L表面活性剂+1750 mg/L聚合物的SP二元复合驱油体系具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性及老化稳定性;该二元复合驱油体系黏度达40 mPa.s以上,可使油水界面张力降至10-3mN/m数量级,同时该体系在不同渗透率岩心中均能建立较高的阻力系数与残余阻力系数;室内驱油实验表明,在三层非均质岩心中,聚合物浓度为1750 mg/L,二元体系与原油界面张力由100mN/m(表面活性剂0 mg/L)降至10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)数量级时提高采收幅度很大;当界面张力由10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)降至10-3mN/m(表面活性剂1000 3000 mg/L),复合驱采收率增加幅度很小;总体上,该SP二元复合驱油体系具有良好的提高采收率能力,可提高采收率35%以上。

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。

羧酸盐类Gemini表面活性剂二元复合驱配方的研究

通过界面张力、正交试验、吸附损失实验、室内模拟驱油实验等方法,系统研究了所合成的系列羧酸盐类Gemini表面活性剂的界面活性、与普通羧酸盐表面活性剂的协同效应、吸附损失及驱油效果。在此基础上确定了适合孤岛油田东区稠油油藏的无碱二元复合驱配方,即0.02%SDG-4+0.05%SDCM-1+0.10%SDC-1+0.2%HPAM。该配方与目的层原油的界面张力达到超低,SDG-4在油砂上的静态吸附损失为2.555mg/g,符合国家"八五"和"九五"化学驱对吸附损失的要求,室内模拟驱油实验提高采收率高达36%,具有很好的驱油效果。

不同碱/表面活性剂二元复合驱体系的性能对比

分别研究了含有有机碱、无机碱的碱表面活性剂AS二元复合驱体系的降低油水界面张力、耐温抗盐性能、乳化性能、表面活性剂在油砂表面的吸附量、地层水结垢趋势、提高原油采收率及驱油特性的性能。研究结果表明:与单一碱的二元复合驱油体系相比,复合碱的驱油体系可以提高抗盐性能、原油乳化性能及原油采收率幅度;碱的种类影响驱油体系的耐温抗盐性能及乳化性能,含有有机碱的驱油体系的抗盐性能好,抗盐可达50000mg/L,含有无机碱的驱油体系抗温性能及对原油乳化能力好,抗温达90℃,原油脱水率最低(8.5%);碱的加入可降低石油磺酸盐在油砂表面的最大吸附量,降低量为25%数30%;复合有机碱及复合无机碱的二元复合驱油体系均可以较大幅度提高原油采收率,提高采收率幅度超过18%,但与复合无机碱的驱油体系相比,复合有机碱的驱油体系可以有效减弱地层水的结垢趋势;复合有机碱与复合无机碱/表面活性剂二元复合驱油体系的微观驱油特性不同。

NNMB／NAPS二元体系与原油界面张力研究

室内在模拟中原油田油藏温度条件下研究了双子表面活性剂NNMB与疏水缔合聚合物NAPS二元复合体系与原油的界面张力。考察了NNMB、NAPS、NaCl对二元体系／原油界面张力的影响。结果表明：NAPS对NNMB溶液界面张力值没有明显的影响；NNMB／NAPS二元体系中加入一定量的氯化钠,可以增加表面活性剂降低界面张力的效率；该体系与原油间的最低瞬态界面张力均低至10^(-3)mN／m。这种新型二元体系对于高矿化度油藏提高原油采收率具有很大的应用前景。

泡沫复合驱在胜利油田的应用

针对胜利油区孤岛油田中二区中部Ng3+4油层和埕东油田西区油藏条件,进行了泡沫复合驱实验研究。封堵调剖实验表明,泡沫复合驱具有优良的封堵调剖能力,其封堵能力随渗透率增加而增大;气液共注时,阻力因子随注入量增加而持续增大,交替式注入时,阻力因子随注入量的增加波动上升,但随着注入量不断增加,两种方式均能产生较好的封堵效果;低气液比交替注入时,封堵作用表现缓慢;大段塞交替注入时,封堵效果相对较弱。驱油效率实验表明,泡沫复合驱比水驱提高采收率20%以上,发泡剂对矿化度、温度及原油性质等油藏条件改变均不敏感,适应性强。孤岛油田中二区中部Ng3+4油层实施单井试注后,生产井增油降水效果显著,注入井吸水剖面明显改善。

国内化学驱油技术的研究进展

介绍了国内化学驱油的研究现状和发展方向,包括聚合物驱油技术在认识上的重大转变、研究取得的成果、配套技术的研究,三元复合驱的先导性以及扩大性矿场试验,聚合物驱与深部调剖相结合技术,污水配注聚合物技术,聚合物产品的升级换代和三元复合驱体系的研究等;最后,提出应更深入地开展泡沫复合驱、微生物驱油和纳米技术等化学驱油新技术的研究。

孤东二元驱体系中表面活性剂复配增效作用研究及应用

报道了孤东PS二元复合驱先导试验中所用胜利石油磺酸盐SLPS与非离子表面活性剂间的复配增效作用研究结果。等摩尔比的磺酸盐AS与非离子剂LS54溶液的动态表面张力能迅速达到平衡且平衡值σe低。AS/LS45混合体系的临界胶束浓度随LS45加入比例的增大不断降低,σe值则迅速降低并维持低值。当油相为正辛烷、甲苯、甲苯+正辛烷(1∶2)时,在磺酸盐SDBS中加入非离子剂LS45、TX、Tween、AES后,油水界面张力均大幅降低;在正辛烷中加入甲苯,可以降低与水相间的界面张力。用介观尺寸耗散粒子动力学(DPD)方法模拟,求得SDBS+TX在油水界面的分布密度较SDBS大大增加,导致界面张力大幅下降。按以上原理复配的3 g/L SLPS+1g/L非离子剂+1.7 g/L聚合物超低界面张力体系,室内物模实验中提高采收率18.1%。在孤乐七区西南Ng54-61层10注16采试验区,从2004年6月起注入SP二元体系(4.5 g/L SLPS+1.5 g/L非离子剂+1.7 g/L聚合物),降水增油效果显著,截止2008年3月,试验区提高采收率5.7%,中心井区提高采收率12.7%且采出程度达到54%。图7表2参12。

聚驱后残留聚合物分布及对二元驱的增效作用

针对如何将聚驱后残留在油藏中的有限聚合物发挥出最大限度效益的问题,开展了聚驱后残留聚合物分布及对二元复合驱增效作用的研究。研究中调研并系统总结了目前国内外聚合物驱后的提高采收率方法,进行了符合海上油田A区块油藏地质特征的大型三维平面物理模型实验研究,通过对水驱、聚驱、聚驱+表面活性剂的二元复合驱及后续水驱等不同阶段的聚合物溶液的黏度场、浓度场和压力场等值线图的取样监测,认识了残留聚合物的分布规律及对聚驱后二元复合驱的影响。结果表明:注聚结束时,主流线浓度最高,两翼部分最小;后续水驱结束,主流线浓度最小,聚合物大部分被驱出。岩芯中残留的聚合物越多,对二元复合驱的辅助作用越强,注聚结束后越早实施接替技术越好。研究成果对聚驱后如何利用接替技术继续提高产量具有重要的指导意义。

稠油油藏聚驱后二元复合驱提高采收率研究

针对古城油田泌123断块稠油油藏条件,考察了SP二元复合体系的最佳配方、乳化性和热稳定性,并用最佳配方的SP二元复合体系进行了聚合物驱后复合驱替实验。实验结果表明,得到的最佳SP二元复合体系(2000 mg/L ZL-I+3000 mg/L OCSB)的黏度为59.5 mPa.s、界面张力7.87×10-3 mN/m,与聚合物溶液相比,黏度上升2 mPa.s、界面张力下降3～4个数量级,毛管数大幅度提高,具备更大幅度提高采收率的能力。SP二元复合体系与原油形成的乳化液黏度大于二元体系的黏度,乳化作用良好,可以进一步改善流度比。60℃下老化120天后SP二元复合体系中HPAM的水解度缓慢上升后维持在30%～40%,黏度始终保持平稳上升,变化规律与单一聚合物溶液相似;界面张力值在老化期间上升半个数量级以内,盐析程度较单一表面活性剂溶液大幅改善。岩心驱油实验表明,聚合物驱后进行二元复合驱可提高采收率10%OOIP以上,说明古城油田泌123断块稠油油藏采用二元复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术是可行的。

三元复合驱油体系粘弹性及界面活性对驱油效率的影响

实验研究了大庆油田所用ASP三元复合驱替液的驱油效率与碱浓度之间的关系。在45℃(大庆油藏温度)下,随碱浓度增大(0～1.5×104mg/L),NaOH/ORS 41/HPAM蒸馏水溶液在全部实验剪切速率范围内的粘度及在全部实验剪切振荡频率范围内的损耗模量、储能模量、松弛时间均不断下降,表明溶液粘弹性不断减小;溶液与原油间的动态界面张力(60min稳定值)基本上不受聚合物浓度的影响,而随碱浓度的增大而下降,在碱浓度≥8.0×103mg/L时达到超低值(10-3mN/m)。用注入水(矿化度3.7×103mg/L)配制的相同ORS 41和HPAM浓度、不同碱浓度(0、3.0×103、6.0×103、1.2×104mg/L)的ASP溶液在不同岩心上的驱油效率变化规律有很大不同,水驱后提高采收率的幅度,在人造非均质岩心上在碱浓度3.0×103和6.0×103mg/L时达到高峰值,在标准长度和加长至两倍长度的两组天然均质岩心上随碱浓度增大而逐步提高,在碱浓度增大至1.2×104mg/L时略有降低。高碱浓度ASP溶液尽管具有超低界面张力,但由于粘度低、粘弹性低,驱油效率也低;油水界面张力在10-1～10-2mN/m、粘弹性(和粘度)较高的ASP溶液在岩心上驱油效率最高;超低界面张力不是绝对必要的。图4表2参11。

锦州9-3油田二元复合驱提高采收率研究

随着锦州9-3油田的不断开发,含水率上升很快,为了在平台有效期内开采更多的原油,针对该油田的油藏条件,进行了表面活性剂—聚合物二元复合驱提高采收率的研究。结果表明,低质量分数的OS表面活性剂及二元复合体系均可使油水界面张力稳定地保持超低水平(10^(-3)mN/m),与二元复合体系配伍性好、粘度保持率高(大于90%)、耐高矿化度。质量分数为0.10%的OS表面活性剂与质量分数为0.12%的3640C聚合物构成了二元复合体系,运用该体系比单独使用质量分数为0.12%的3640C聚合物驱油可提高采收率4.85%。