芥酸型两性表面活性剂复配构筑高效耐盐黏弹性驱油体系

在模拟高温高盐油藏(矿化度为20 g/L,钙镁离子总质量浓度为0.5 g/L,油藏温度80℃)条件下,利用羧酸型芥酸酰胺基丙基甜菜碱(LJS)及磺酸型芥酸酰胺基丙基甜菜碱(LJH)进行复配,制得蠕虫状胶束体系,研究盐度、温度及老化时间对该体系黏度的影响。结果表明:在模拟高温高盐油藏的苛刻条件下,较低质量分数(0.3%)的复配体系S2H1(LJS与LJH质量比为2∶1)就可以使体系黏度达到42.2mPa·s,同时有效降低油水界面张力到10~(-2) mN/m数量级;在提高盐度(钙镁离子总质量浓度为1.25 g/L)条件下,复配体系S2H1黏度和界面活性基本不变,进一步老化90 d后,体系仍然表现出良好的稳定性。     

不同矿化度对聚表二元复合体系稳定性的影响

在不同的矿化度条件下,聚表二元复合体系的增黏幅度、改变油水界面张力程度也不相同,而二元体系的稳定性直接影响驱油效果,针对此问题,开展室内实验确定不同矿化度对二元体系的影响。实验结果表明,水的矿化度在3 000 mg/L以上时,随矿化度增大体系黏度变化幅度大为减小,其抗盐性能增强,表面活性剂浓度对体系黏度影响不大;水的矿化度在3 000 mg/L以上时,随矿化度增大体系界面张力逐渐降低,当表面活性剂浓度由0.3%增加到0.4%时,体系界面张力下降速度变缓,能够达到10~(-2)m N/m数量级,满足实际矿场需要。     

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^-3mN/m数量级;体系具有良好的抗盐性能,当矿化度大于100 000 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^-3mN/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...     

高温高盐可动凝胶配方研究与应用

通过室内实验,研究了聚合物分子量、聚合物浓度、交联剂用量及pH 值等因素对耐高温有机交联剂HT 2008 与高分子量星形抗温耐盐聚合物CA 2588 形成的凝胶黏度和成胶时间的影响,确定了尕斯库勒E13 油藏高温高盐可动凝胶调驱体系的基本配方及性能;环境扫描电镜结果表明,高分子量星形抗温耐盐聚合物CA 2588 和耐高温有机 交联剂HT 2008 能够形成稳定的互穿网络体型结构,该可动凝胶体系,在矿化度为117 000 mg/L（且钙镁离子含量高 达3 340 mg/L）、pH 值为7.80、实验温度为126 ℃ 条件下,5 d 时的黏度达到最高值43 900 mPa·s,180 d 时凝胶黏度为 43 500 mPa·s,耐温耐盐性能好,稳定性好;在尕斯库勒油田E13油藏进行深部调驱现场应用后,取得预期效果。     

乙醇胺提高延长稠油油藏聚/表二元驱采收率研究

针对延长稠油油藏的水驱后含水率上升的问题,通过室内实验方法,在原有聚表二元驱的基础上,研究一种适用于延长油田的有机碱,优选三元复合体系的配方;并通过物理流动驱油实验对三种化学驱油体系的驱油性能进行了分析和评价。结果表明:油藏的原油酸值为1.95 mg/g,适合进行三元复合驱的研究;筛选出的有机碱是乙醇胺,其能有效减低油水界面张力并对复合体系的黏度几乎没有影响,试验优化的三元复合体系的配方是:1 500 mg/L聚合物2 000 mg/L表面活性剂+3 500 mg/L乙醇胺。驱油实验表明:在均质岩心和三层非均质岩心模型中,与聚合物驱和聚表二元驱相比,三元复合驱都能提高原油的采收率,其中模拟油藏条件的三层非均质岩心条件下,采收率增值达13.38%,达到了控水增油的目的。     

高浓度试验区不同注入方式驱油效果实验研究

为提高原油采收率,寻找剩余油挖潜的方法,进一步完善聚合物驱油理论体系.通过室内物理模拟实验,研究不同注入方式对高浓度试验区适应性,优选出最佳段塞组合,为试验区注入方案设计提供参考依据.主要开展了(1)相同聚合物、不同浓度、单一段塞驱油效果研究:采用炼化超高分2 500万和再创700万抗盐聚合物,其中炼化超高分2 500万聚合物注入浓度为1 000 mg/L、1 500 mg/L、2 000 mg/L、2 500 mg/L、3 000 mg/L五个浓度点;再创700万抗盐聚合物注入浓度为800 mg/L、1 100 mg/L、1 400 mg/L、1 700 mg/L、2 000 mg/L五个浓度点,开展水驱后聚合物驱油实验研究,得出不同阶段采收率、含水率变化规律.确定注聚的调整时机,优选两种聚合物单独驱油最佳注入浓度、聚合物用量以及最终提高采收率效果; (2)相同聚合物、不同浓度、多段塞组合驱油效果研究:采用超高分2 500万聚合物,注入浓度分别为2 500 mg/L、2 000 mg/L、1 200 mg/L,聚合物总用量2 000mg/L·PV,通过各段塞大小变化,组合成4套方案,最终后续水驱到含水98 %,得出不同流度控制方案对驱油效果的影响,评价确定2 500万聚合物不同浓度梯次段塞组合方式及提高采收率效果;(3)不同聚合物、不同浓度、多段塞组合驱油效果研究:根据第一个实验的结果确定炼化超高分2 500万和再创700万抗盐聚合物合适浓度,总聚合物用量2 000 mg/L·PV,测定3套方案注入压力、综合含水率、吸液指数及采收率等的变化,评价不同聚合物、不同浓度、多段塞组合驱油效果,评价确定两种聚合物不同浓度多段塞组合驱油效果.最后,综合对比三种方案的采出程度、压力和聚合物用量,确定高浓度试验区的最佳注入方案.     

砂岩油藏智能水配方的确定及其驱油效率实验研究

智能水驱是一项低成本、环保、潜力巨大的油田开发新技术。以大量物模实验为基础,针对江苏油田A区块,首次确定了智能水配方,并深入研究了不同因素对智能水驱油效率的影响。研究结果表明:(1)根据江苏油田A区块的油藏适应性评价及原油极性组分测试实验可知,该区块适合开展智能水驱技术。(2)根据智能水驱最优矿化度筛选实验和4类无机盐驱油实验结果,智能水配方为将产出液和注入水按体积比1∶13混合,再另加500 mg/L的NaCl,其具体离子组成为Na~+1 795 mg/L、Ca~(2+)80 mg/L、Mg~(2+)22 mg/L、Cl~-1 720 mg/L、SO_4~(2-)287 mg/L、HCO_3~- 477 mg/L,总矿化度4 381 mg/L。(3)相较于产出水和注入水,智能水驱油效率最高,最大累积采收率为56.48%,说明智能水驱具有低矿化度效应及适宜的离子组成。(4)智能水驱更适用于中、低渗油藏;高温条件比低温条件的智能水驱效率更高;转注时机越早,智能水驱油效率越高;用智能水配制的活性水比用高矿化度水配制的活性水驱油效率更高。     

不同矿化度对聚表二元复合体系稳定性影响室内研究

在不同的矿化度条件下,聚表二元复合体系的增粘幅度、改变油水界面张力程度也不相同,而二元体系的稳定性直接影响驱油效果,针对此问题,开展室内实验确定不同矿化度对二元体系的影响。实验结果表明：水的矿化度在3000mg/L以上时,随矿化度增大体系粘度变化幅度大为减小,其抗盐性能增强,表面活性剂浓度对体系粘度影响不大;水的矿化度在3000mg/L以上时,随矿化度增大体系界面张力逐渐降低,当表面活性剂浓度由0.3%增加到0.4%时,体系界面张力下降速度变缓,能够达到10_-2mN/m数量级,满足实际矿场需要。     

非均质油藏泡沫驱物理模拟研究

通过室内物理模拟来研究聚合物浓度、起泡剂(表活剂)浓度、气液比对泡沫驱油效果的影响以指导现场进行施工方案的设计.聚合物浓度在1 000 mg/L-1 500 mg/L之间可取得较高的采收率,泡沫驱采收率随起泡剂(表活剂)浓度增大而增大,气液比越大产生的泡沫越多,其驱油效果也就越好.     

羊三木稠油油藏复合驱提高采收率实验研究

针对羊三木普通稠油油藏特征,通过界面张力实验和乳化实验筛选了聚表（SP）二元复合驱体系,体系组成为2 000 mg/L 表面活性剂PS–2+1 000 mg/L 聚合物HPAM。该聚表二元体系使油水界面张力降至10􀀀2 mN/m 数量级,并形成稳定的O/W 型乳状液。乳状液60 min 析水率为10.8%,降黏率为95.8%。岩芯流动实验表明,注入0.3 PV 驱油体系采收率提高幅度分别为聚表二元复合驱15.7%、聚合物驱10.8% 和表面活性剂驱7.9%。聚表二元复合驱提高羊三木稠油油藏采收率效果最好,适合用于提高普通稠油油藏采收率。