环烷基石油磺酸钠胶束增溶及乳化携油作用分析及应用

为了揭示环烷基石油磺酸钠在砾岩油藏聚合物/表面活性剂二元复合驱中对提高采收率的影响,利用激光粒度仪和紫外分光光度仪测定了环烷基石油磺酸钠溶液的胶束尺寸和增溶量,利用微流控模型驱替实验和岩心驱替实验研究了环烷基石油磺酸钠乳化对提高采收率的影响。结果表明,与十二烷基苯磺酸钠、重烷基苯磺酸钠相比,同浓度下环烷基石油磺酸钠胶束增溶原油尺寸最大,增溶原油量最多,1 t环烷基石油磺酸钠溶液可极限增溶350 kg的原油。环烷基石油磺酸钠易与原油发生乳化,乳化后可增加驱油体系黏度,起到控制流度的作用,有利于提高采收率。在克拉玛依油田七中区二元复合驱现场试验中,根据岩心渗透率和含油饱和度的不同,通过改变表面活性剂的加量,调节驱油体系的乳化综合指数可大幅提高驱油效率。

新疆油田高矿化度回注水配制二元驱油体系研究

优选疏水缔合聚合物KYPAM和表面活性剂环烷基石油磺酸盐(KPS)组成二元驱油体系,考察了二元驱油体系的增黏性、界面张力、耐盐耐钙、老化稳定性、乳化能力、吸附性和驱油性能。并将其用于中国石油新疆油田分公司A井区B油井开展试注试验。实验结果表明,加入KPS后,二元驱油体系的黏度有所下降,但降幅较小,仍可满足使用要求;KPS含量为0.05%~0.50%(w)时,二元驱油体系界面张力达到超低,同时表现出较好的耐盐耐钙性和长期稳定性。在聚合物KYPAM质量浓度为1800 mg/L、KPS含量为0.5%(w)、注入量为0.5 PV时,二元驱油体系提高采收率最大,为29.22%。现场试注试验结果表明,二元驱体系具有良好的降水增油效果。

砾岩油藏复合驱过程中化学剂的吸附滞留规律

为研究砾岩油藏复合驱过程中化学剂在油藏运移过程中的吸附滞留规律,以不同液固比条件下研究复合驱油体系在砾岩油砂吸附后界面性能以及化学剂吸附损耗量。研究结果表明:不同固液比条件下,二元体系(0.2%KPS202+0.1%KYPAM2)/三元体系(0.3%KPS304+0.15%KYPAM1+1.2%碳酸钠)经过岩心砂4次吸附后界面张力未发生明显改变,平衡界面张力IFT_(120 min)均达到超低界面张力(10-3mN/m)的指标要求;二元体系/三元体系经过岩心砂4次吸附后各化学剂含量均随着吸附次数增加而减少,随着岩心砂含量增加各化学剂浓度逐渐降低。化学剂浓度随吸附次数增加降低幅度大小排序为:ASP碱浓度>ASP表面活性剂浓度>SP表面活性剂浓度>ASP聚合物浓度≈SP聚合物浓度。

二元体系与油层渗透率的匹配关系——以克拉玛依油田七中区克拉玛依组下亚组砾岩油藏为例

克拉玛依油田七中区油层气测渗透率主要分布在28.8~300.0 mD,渗透率级差大,部分区域存在高渗窜流通道。在二元体系驱先导试验过程中,由于对二元体系与储集层物性的匹配关系认识不清,部分井组油层堵塞,油井产液能力大幅下降,亟需确定二元体系与油层渗透率的匹配关系。针对扩大试验区的油藏特征,利用不同渗透率的岩心开展二元体系注入性实验,根据阻力系数、残余阻力系数和黏度损失率,进行注入性综合评价。结果表明,储集层气测渗透率不大于30.0 mD时,低分子量10~50 mPa·s、中—高分子量10~20 mPa·s的二元体系注入性好;气测渗透率为30.0~100.0 mD时,适合注入低—中分子量10~50 mPa·s、高分子量10~35 mPa·s的二元体系;气测渗透率为100.0~300.0 mD时,低—高分子量10~50 mPa·s的二元体系注入性皆宜。

大斜度井精细分段压裂技术研究及应用

冀东油田属于典型的复杂断块油藏,储层埋藏3300~4400 m、温度120~150℃、敏感性强、油层厚度为1.2~4.0 m、纵向跨度200~300 m。主要采用人工岛、陆岸平台开发,井斜平均35°以上,单井自然产能低,须压裂改造后才能获得产能。针对隔层薄、跨度大、井斜大、套变井等难题,研制了一种缝口暂堵转向体系,暂堵体系配方为变形粒子(5~6 mm)∶纤维∶粉末(0.106~0.212 mm)=5∶1∶1,最高突破压力56.3 MPa,变形粒子遇水膨胀,膨胀速度0.15~0.30倍/min,具有强变形性,杨氏模量80 MPa,泊松比达0.48。在水力压裂过程中,大斜度井易产生多裂缝、裂缝扭曲、施工压力异常、易砂堵等问题,配套了大斜度井K344可控封隔器,具有逐级坐封、逐级压裂、逐级解封的功能,优化了一种超低浓度瓜胶压裂液体系、可降低稠化剂用量在30%以上,并通过支撑剂段塞打磨等措施,形成了高温大斜度井精细分段压裂技术。

玛湖致密油藏压裂驱油剂性能评价与应用

为进一步动用玛湖致密油藏原油,提高采出效率,根据毛细管渗吸理论,研制出适用于玛湖凹陷百口泉组渗吸用压裂驱油剂SL-5,并开展了界面张力、乳化性能、润湿性、渗吸效率等性能的室内评价实验。实验研究表明:在储层条件下,质量分数为0.2%的SL-5与玛湖原油的油水界面张力能够达到10^(-1)mN/m的数量级水平,该体系与原油乳化程度较轻,静态渗效率可达到42.59%;同时该体系能够将石英片的润湿性由油湿改善为水湿状态;核磁共振表明,SL-5可以进入弛豫时间小于1 ms的小孔隙,大幅度提高渗吸波及体积。在玛18井区选取14口停产/低产直井开展SL-5的现场实验,日均产油5.05 t,相较于压裂驱油剂注入前日均产油增加4.21 t,为玛湖油田效益开发提供了重要技术支撑。

冀东低渗透油藏降压增注剂的性能评价与应用

针对冀东高尚堡油田注水开发过程中,注水压力抬升快、高压欠注的问题,结合冀东低渗透油藏物性特征制得阳离子-非离子表面活性剂降压增注剂JDZC,研究了JDZC加量对其表面张力、油水界面张力、乳化能力的影响及其耐温性和降压增注能力,并在现场进行了推广应用。结果表明,用聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂和环氧丙基三季铵盐制得的JDZC降压增注剂耐温可达130℃。随JDZC加量的增加,溶液表面张力降低并逐渐稳定,500 mg/LJDZC溶液的表面张力为28 mN/m;用冀东油田注入水配制的JDZC溶液的临界胶束浓度为1000mg/L。500数5000mg/L的JDZC与冀东原油的最低界面张力维持在10-2mN/m的数量级。JDZC对原油的乳化能力较好,且加量越大,乳化能力越强。JDZC对冀东高尚堡主力层岩心具有明显的降压增注效果,可使洗油后的岩心渗透率提高40%,压力降低26%。现场38口井应用结果表明,现场实施有效率为94%,注水井初期注水压力平均下降8.5MPa,有效期超过半年,平均单井增注超过2×103m3,改善了冀东高尚堡低渗透油藏注水难题。

产水气井高效廉价排水采气技术的研究与应用

为解决苏里格气田不断出现的井筒积液难题,根据其气藏特点,研制出一种新的高效廉价泡排剂配方体系KPJ-15。测试结果表明,在煤油质量分数为0~15%、矿化度为30 000 mg/L的条件下,KPJ-15体系的起始发泡量、析液半衰期以及携液量均高于现场用泡排剂。泡排现场试验结果表明,KPJ-15泡排剂体系具有较好的排液和增产效果。

高温生物酶双元破胶性能与现场应用

针对高尚堡油田压裂液所用过硫酸铵(APS)破胶剂破胶不彻底、不均匀的问题,从海栖热袍嗜热菌中提取β-苷露聚糖酶的基因片断,通过凝胶色谱法和电喷雾离子化质谱分析了APS与生物酶的破胶原理,研究了苷露聚糖酶适宜的温度与p H值范围,用胍胶、生物酶和胶囊破胶剂及其他添加剂配制压裂液,在高尚堡深层水井进行了现场应用。结果表明,苷露聚糖酶为内切酶,通过内切作用大幅降低胍胶黏度与分子量,其直接作用于糖苷键,主要产生二~六低聚糖,单糖极少;而APS较易断裂糖环上的C—C键。β-苷露聚糖酶耐温120℃、耐受pH值4~10.5,该酶最适宜的温度为70℃、pH值为6~7,120℃下的活性为最高酶活的40%,保持活性时间为55min,90℃下的活性可保持180 min。在压裂液中同时加入APS和生物酶破胶,可降低残渣含量22%~45%。9口注水井压裂现场应用时,在压后裂缝完全闭合后,尾追高浓度生物酶溶液,现场增注效果良好,初期注水压力平均下降约13 MPa,平均累计增注1.2×10^4m^3,有效期290 d。

压裂返排液中溴盐示踪剂的酚红分光光度法检测

随着压裂改造规模的扩大,对化学示踪剂及其检测技术的需求随之增加,但是压裂液添加剂很可能影响检测的灵敏度和准确性。实验研究了瓜胶(HPGG)及聚丙烯酰胺(HPAM)压裂液的模拟返排液中溴离子的酚红分光光度法检测方法及其影响因素。通过分析酚红分光光度法的测定原理,优化了酚红及氯胺T的加量、氧化时间等关键影响因素,指出检测出溴离子的关键在于,酸性条件下(p H值为4.7~5.7)要保证酚红的当量数大于氯胺T的当量数、氯胺T的当量数大于溴离子的当量数。实验建立了酚红光度法测定2种压裂返排液中溴离子浓度的工作曲线,浓度检测范围为2~20 mg/L,线性相关系数在99%以上。检测时应对返排液进行过滤处理,保持溴离子标准工作曲线的操作条件与试样测试时一致,以抵消复杂成分的影响。该方法对溴盐示踪剂的推广应用具有指导意义。

微乳液技术在储层改造中的应用研究进展

微乳液具有超低界面张力、乳化、增溶、分散、起泡、润滑和柔软性等优异性能,在石油行业中被广泛用作储层改造液体体系。综述了微乳液的形成理论、基本组成、制备方法以及国内外研究进展。介绍了课题组自主研发的纳米流体增渗驱油体系,可用于致密油储集层压裂驱油增产、降压增注补充地层能量、驱替与吞吐提高原油采收率等领域,为致密油有效动用与高效开发及持续提高采收率提供技术支撑。

剪切对几种加剂原油流动性影响与其组成关系

为揭示剪切(泵的强剪切和管道的弱剪切)对原油流动性的内在影响机理,给新管线建设及管线安全运行提供决策依据,采用气相色谱、核磁共振、DSC热分析和偏光显微镜等分析方法,对5种原油的组成、蜡结构、析蜡点和蜡晶形态进行分析;按照参考文献报道的模拟实验方法,评价泵强剪切和管道弱剪切对5种原油添加降凝剂后的原油流动性影响。结果发现,在析蜡温度点以上,原油中仅有极少量的蜡晶析出,泵强剪切和管道弱剪切对原油的流动性无影响。在析蜡高峰温度区内,原油中有大量的蜡晶析出,泵强剪切对原油流动性有恶化作用;管道弱剪切对原油流动性的影响与原油的组成(蜡含量、胶质沥青质含量)和蜡的结构(碳数分布、支链度)有关,既对某些原油的流动性有改善作用而对某些原油的流动性有恶化作用,导致上述现象的主要原因是析蜡高峰温度区内的剪切对蜡晶形态和蜡晶生长影响较大。

壬基酚聚氧乙烯醚丙烯酸酯聚合物的合成及其表面活性和稠油降黏性能

以不同亚乙氧基(ethylene oxyl,EO)单元数的壬基酚聚氧乙烯醚和丙烯酸为原料,合成了丙烯酸酯单体1a^1d,并与丙烯酸和2丙烯酰胺基2甲基丙磺酸共聚形成聚合物PAAN1~PAAN4。研究结果显示,这些聚合物具有较好的热稳定性、耐温抗剪切性和较高的表面活性,能与稠油形成稳定的乳液,对稠油的降黏率为65.8%~78.0%,其中,含有10个EO单元的PAAN2对稠油的降黏率最高,达到了78.0%。

二元复合驱油体系乳状液形成及运移规律研究

为了研究二元复合驱油体系乳化与提高采收率的关系,通过分析现场采出液流变特征,测试不同乳化强度的表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系的驱油效率,明确驱替后乳状液运移规律以及乳化对提高采收率贡献。研究结果表明:低黏度乳状液在低剪切速率下主要表现为弹性,在较高剪切速率下主要表现为黏性;而高黏度乳状液在低剪切和高剪切速率下都表现出黏性。在乳化初期,由于化学剂浓度分布不均匀,乳化稳定性较差;乳化中期化学剂浓度较高,乳状液粒径变化规律性较好,乳化中期存在乳化对驱油体系黏度补偿作用,乳化末期化学剂浓度较低,乳化液滴较少,乳化程度较弱。岩心渗透率小于100×10^(-3)μm^2时,二元复合驱过程中随着乳化综合指数增加,提高采收率幅度先增加后降低,最佳乳化综合指数为55%;渗透率大于100×10^(-3)μm^2时,随着乳化综合指数增加,提高采收率幅度逐渐增加,最佳乳化综合指数为88%,乳化贡献提高采收率幅度8个百分点。图24表2参13.

基于核磁共振技术研究表面活性剂提高吉木萨尔页岩油渗吸效率

为评估表面活性剂提高吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油渗吸效率潜力,研究其微观动用特征,本文采用低场核磁共振成像系统研究了阴离子表面活性剂Surf-L在不同润湿性天然页岩油岩心渗吸效率和不同孔隙中含油饱和度随时间的变化。核磁共振T_(2)谱结果表明,质量分数为0.1%的阴离子表面活性剂Surf-L能有效提高吉木萨尔页岩油藏岩心的渗吸效率。对于中性润湿性的匀质粉砂岩岩心S52,胍胶溶液和含Surf-L的胍胶溶液主要动用大、中孔隙内原油。其中,渗吸效率贡献率最大的是大孔隙,其次是中孔隙。含Surf-L的胍胶溶液可以有效动用中、小孔隙内原油,最终渗吸效率比胍胶溶液提高6.95百分点。对于亲油的砂质云岩岩心S39,胍胶溶液主要动用大孔隙内原油,而含Surf-L的胍胶溶液能有效动用中、小孔隙内原油,最终渗吸效率比胍胶溶液提高18.89百分点。表面活性剂渗吸过程可分为前期、中期和后期3个阶段:渗吸初期,中孔隙的贡献率最大为61.7%;渗吸中后期,大孔隙的贡献率逐渐上升。同时,胍胶溶液渗吸平衡时间约为51 h,而含表面活性剂的胍胶溶液渗吸平衡时间约为100 h。无论是中性润湿岩心还是亲油性岩心,相对于胍胶溶液,含表面活性剂的胍胶溶液通过有效动用中、小孔隙内原油,可进一步提高页岩油藏渗吸效率。

调驱一体化泡沫驱油体系配方优化研究

针对大港港东油藏条件,通过系列甜菜碱的泡沫性能、油水界面张力性能测试,筛选出芥酸酰胺丙基甜菜碱作为主剂,与十二烷基磺酸钠等复配研制出调驱一体化泡沫驱油体系。测试结果表明,对于大港港东原油和模拟矿化水,发泡体积可达溶液体积的5倍,油水界面张力可达10-2m N/m数量级水平,能够满足调驱一体化泡沫驱油体系的要求。

复合驱油体系油水界面张力测试条件优化

为了规范行业标准SY/T 5370—2018《表面及界面张力方法》中非牛顿流体油水界面张力的测定,对影响复合驱油体系油水界面张力影响因素如:温度、转速、非牛顿流体浓度及相对分子质量、测试时间以及表面活性剂浓度进行了规范:温度选用目标油藏温度;转速选用使仪器成像清晰的转速,建议使用(5000数6000)r/min;聚合物用量为0.1%,根据目标油藏储层物性选用适当相对分子质量的聚合物,但仲裁或抽检时建议使用1000万数1500万聚合物。界面张力取值选用不同时间下的平衡界面张力,回缩或拉断体系选取重复测试3次拉断前界面张力数据取值。二元体系中表面表面活性剂评价时选用体系为0.2%表面活性剂+0.1%聚合物,三元体系中表面活性剂评价是选用体系为1.2%碱+0.1%表面活性剂+0.15%聚合物和0.6%碱+0.3%表面活性剂+0.15%聚合物。

强变形暂堵转向压裂技术研究及应用

南堡x号构造火山碎屑岩天然裂缝发育,有利于复杂裂缝构建和提高体积压裂效果。针对暂堵转向压裂中暂堵不明显,有效性低的问题,优化暂堵材料,引入有机硅单体,胶束聚合了一种强变形凝胶,通过剪切、造粒、烘干和粉碎后得到不同粒径强变形可膨胀缝口(缝内)暂堵剂,并通过缩合反应,粉末型缝内暂堵剂在高温下自动固化成滤饼,提高缝内暂堵的可行性。通过室内实验优化得到簇间暂堵剂配比:变形粒子(5~6 mm):纤维:粉末(100~200目)=5:1:1,最高突破压力为56.3 MPa,变形粒子具有可吸水膨胀和强弹性的优良特征,从而大幅提高应力转向的可能性;缝内暂堵剂为微米级的粉末,最高封堵强度达54 MPa。该体系成功试验于火山岩油气藏,不采用专用车组,未影响泵效和出现卡泵现象,现场顺利泵送,施工成功率达100%。试验井簇间暂堵升压明显,平均提高4~16 MPa,缝内暂堵平均升压2~4 MPa,通过压裂施工曲线和微地震监测表明暂堵转向有效性高。

国内三次采油用石油磺酸盐合成研究进展

石油磺酸盐是一类极其重要的驱油用表面活性剂。基于不同的磺化剂种类,综述了近年来国内三次采油用石油磺酸盐合成技术的研究进展以及国内石油磺酸盐的工业化生产情况。对未来石油磺酸盐合成的研究方向提出了展望。

二元驱体系水动力尺寸与储层喉道尺寸匹配关系

针对低渗透油藏二元驱过程中聚合物分子量和浓度选择无依据的问题,首先,采用激光粒度分析仪测试不同条件下二元驱体系水动力学尺寸,明确了二元驱体系水动力学半径随聚合物分子量、聚合物浓度、表面活性剂浓度、基液矿化度的变化规律;然后,通过恒速压汞实验测试不同渗透率人造岩心平均喉道半径,并拟合出了人造岩心渗透率与平均喉道半径经验公式,最后,基于二元驱体系注入性实验结果,结合现场数据计算得到的判定标准,明确当岩心渗透率小于20×10^(-3)μm^(2)时,注入聚合物的分子量应小于300万,质量浓度小于500 mg/L;当岩心渗透率处于20×10^(-3)~40×10^(-3)μm^(2)之间时,注入聚合物的分子量应小于500万;当岩心渗透率处于40×10^(-3)~70×10^(-3)μm^(2)之间时,注入聚合物的分子量应小于1200万,结合基液矿化度和表面活性剂浓度对二元体系水动力尺寸影响规律,可为现场二元体系配方调整提供指导。