非均相复合驱油体系设计与性能评价_曹绪龙
耐高温高盐泡沫复合驱体系的室内评价
耐高温高盐泡沫复合驱体系的室内评价摘要：目前，油藏开发进入后期，较好开发的油藏基本进入尾声，高温高盐油藏的开发成为现今一个开发难题。
依靠传统的驱替方法，效果不佳。
在早期多种驱替方法的基础上，针对高温高盐的特点，国内已经开展了泡沫复合驱的研究。
本文通过对驱油用泡沫复合驱系统研究和评价，最终筛选出适用于80～100℃，矿化度高达200000mg/L 的油藏的泡沫剂。
关键词：高温高盐；泡沫剂；稳泡剂；评价0 引言泡沫驱是一种应用前景广泛的三次采油技术。
室内研究表明[1-3]，复合泡沫驱具有较好的流度控制能力和较高的驱油效率。
美国最早进行了矿场先导试验，我国从上世纪八十年代开始，到九十年代进入大规模矿场先导实验，并取得较好效果。
尤其是在大庆油田[4]，比传统聚合物驱采收率提高20%，比ASP驱油采收率提高10%，成功开创我国三次采油技术新局面。
1 泡沫剂作用机理泡沫驱可以从提高纵向波及效率和平面波及效率中提高波及体积，并能够提高不同类型油层的驱油效率，大幅度提高整个油层的驱油效率[5-6]。
（1）泡沫剂本身是一种活性很强的活性剂体系，能改变岩石表面润湿性和大幅度降低油水界面张力，使原来呈束缚状的油成为可流动的油。
（2）泡沫流动能够克服岩石孔隙毛管力，把小孔隙中的油驱出。
（3）泡沫粘度随剪切速率的增大而减少，在高渗层中粘度大、在低渗层中粘度小，因而泡沫能起到“堵大不堵小”的作用。
2 实验部分2.1 药品与仪器2.1.1 药品泡沫剂：DXP-01，DXP-06，DXP-24为山东德仕石油工程集团股份有限公司生产；AS-1，PM001，GM-2为各厂家提供。
2.1.2 仪器罗氏泡沫仪；电子天平；TX-500c旋转滴界面张力仪；磁力搅拌器；旋转粘度计；变频高速搅拌机；60ml烧杯10个、500ml烧杯10个、玻璃棒10根。
2.2 泡沫剂的评价选用6种泡沫剂进行实验，评价指标有：不同温度和浓度下的表面张力、起泡性能、半衰期。
岐口17-2油田水气交替复合驱注入体系筛选与性能评价
岐口17-2油田水气交替复合驱注入体系筛选与性能评价宋志学;郑继龙;翁大丽;陈平;胡雪;赵军【摘要】采用Waring Blender法筛选QK17-2油田水气交替复合驱注入体系,从24种起泡剂中先后通过起泡能力、稳泡能力、配伍性及其起泡剂质量浓度、地层水矿化度、原油含量、温度等影响因素进行分析,最终筛选出体系用起泡剂QP-22,确定其最佳使用质量分数为0．5%；通过对稳泡剂WP-1使用质量浓度确定实验,最终筛选体系配方：800 mg/L稳泡剂WP-1+0．5%起泡剂QP-22.%In this paper,Waring Blender method was mainly used to screening the injection system of QK17-2 oil field water-gas alternating complex flooding. By testing the influence factors the foaming abili-ty,stabilizing ability, compatibility, concentration, formation water salinity, the content of crude oil and temperature,QP-22 was confirmed the best foaming agent out of 24 samples,and its most suitable mass concentration was tested as 0. 5 %. Later,another test was carried out to determine the steady concentra-tion of foam stabilizer WP-1. Finally,a complete injection system was confirmed as QP-22,in a mass con-centration of 0. 5 %,with WP-1,in a concentration of 800 mg/L.【期刊名称】《沈阳化工大学学报》【年(卷),期】2015(000)002【总页数】6页(P101-106)【关键词】QK17-2油田;水气交替复合驱;体系筛选;性能评价;稳定性;耐盐性【作者】宋志学;郑继龙;翁大丽;陈平;胡雪;赵军【作者单位】中海油能源发展工程技术分公司三采公司，天津300452;中海油能源发展工程技术分公司三采公司，天津300452;中海油能源发展工程技术分公司三采公司，天津300452;中海油能源发展工程技术分公司三采公司，天津300452;中海油能源发展工程技术分公司三采公司，天津300452;中海油能源发展工程技术分公司三采公司，天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE357.46岐口17-2油田油藏埋深为1 600～2 100 m，地层温度为74 ℃，地下原油黏度1.1～5.8 mPa·s，试验区共有29口井，其中注水井10口，目前日产油260m3/d，综合含水高达90 %.油田目前存在高含水、层间矛盾突出以及剩余油分布不均等问题，通过气水交替驱能够改善油田存在的问题，提高油田的采收率.本文筛选QK17-2油田水气交替复合驱注入体系，最终筛选体系配方为：800 mg/L稳泡剂WP-1+0.5 %起泡剂QP-22.通过室内筛选药剂体系，为海上油田现场水气交替驱替提供理论依据和支持.水气交替复合驱技术是水气交替驱和泡沫驱结合而成的三采新技术.水气交替复合驱体系由起泡剂、稳泡剂和气体组成.其中起泡剂可降低被驱替原油的界面张力，注入的气体遇起泡剂后便可形成泡沫，在整个驱替过程中具有调剖堵水的作用，聚合物能够提高体系表观黏度，因此，水气交替复合驱技术能够提高驱替效率，降低油水流度比，提高波及效率[1-3].水气交替复合驱的驱油机理主要有：(1)流度控制[4].水气交替复合驱能改善驱替前缘流度比，降低黏性指进，扩大波及体积；(2)调剖封堵[5].驱替过程中形成的泡沫首先进入高渗层，起到封堵作用，从而使驱替流体转向中、低渗透层；(3)增能保压[6].交替注入的气体具有很高的压缩性，可迅速提高地层压力，通过泡沫的体积膨胀，驱替原油；(4)降低界面张力[7].活性水可以降低油水界面张力，提高洗油效率.2.1 实验仪器Waring搅拌器，美国威力牌搅拌器；恒温箱:扬州华宝石油仪器有限公司；万分之一天平；秒表.其他仪器：布氏黏度计、Texas500型悬滴界面张力仪、Haake RS-600流变仪、量筒等.2.2 实验条件实验用水:室内配QK17-2油田P21井注入水，矿化度3 186.31 mg/L，经0.45μm微孔滤膜过滤，其离子组成见表1.实验用油：QK17-2油田原油，油藏温度条件下(74 ℃)黏度为6.0 mPa·s.起泡剂：阳离子表面活性剂QP-1、QP-9、QP-17、QP-19、QP-23；阴离子表面活性剂ABS、AS、NK630、QP-11、QP-12、QP-14、QP-16、QP-22、HON-1104；非离子表面活性剂WZ1013-H、ON-209、QP-25、QP-26、CON-1、CON-3、CON-4、CON-5；水泥发泡剂SON-1232、SON-1238.稳泡剂：聚丙烯酰胺WP-1.2.3 实验方法泡沫体系性能评价主要评价起泡能力和稳泡能力.泡沫体系性能的评价方法有很多，本文主要采用Waring Blender法.实验中，将一定浓度的起泡剂溶液200 mL加入量筒，经高速搅拌3 min后，读取泡沫体积，然后纪录从泡沫中析出100 mL液体所需的时间，即泡沫的半析水期[8].实验中，把起泡体积与半析水期的乘积用于评价起泡剂的性能，并将该参数定义为泡沫综合值，其定义式如下：M=V·t式中:M为泡沫综合值，mL·s;V为起泡体积，mL；t为半析水期，s.3.1 起泡能力实验研究分别将24种起泡剂与QK17-2油田注入水配成200 mL质量分数为0.3 %的溶液，QK17-2油田注入水水质分析数据见表1.用Waring Blender法，在转速7 500r/min的条件下搅拌3 min后，迅速将泡沫全部倒入量筒，记录泡沫体积，结果如图1所示.由图1可知：在相同质量分数条件下，起泡剂SON-1238、QP-17、CON-1、HON-1104和CON-3的起泡体积相对较小，起泡效果较差，但单纯依靠起泡能力偏低是无法排除起泡剂的，还需要对起泡剂进行稳泡能力实验研究.3.2 稳泡能力实验研究分别将24种起泡剂与QK17-2油田注入水配制成200 mL质量分数为0.3 %的溶液.用Waring Blender法，在转速7 500 r/min的条件下搅拌3 min后，迅速将泡沫全部倒入量筒，开始计时，记录泡沫液体析出一半所用时间，同时记录不同析水期泡沫值，计算泡沫综合值和泡沫质量[9].结果如图2所示.由图2可知：24种起泡剂中仅有QP-19、QP-14、QP-11和QP-22的泡沫综合值和泡沫质量比较有优势，因此选择QP-19、QP-14、QP-11和QP-22进行配伍性实验研究.3.3 配伍性实验研究取起泡剂QP-19、QP-14、QP-11和QP-22各10 mL，分别用QK17-2油田地层水稀释成100 mL溶液，质量分数10.0 %.放置74 ℃恒温箱中，静置4 h和8 h，观察溶液溶解情况,是否有沉淀或絮状物等，结果如表2所示.通过观察起泡剂与QK17-2油田注入水质配伍性实验发现，起泡剂QP-14在溶解8 h时，产生白色沉淀.其配伍性与QK17-2油田注入水质不配伍，最终筛选起泡剂QP-19、QP-11和QP-22进行下一步实验.3.4 耐盐性能实验研究3.4.1 地层水矿化度对起泡剂的影响依据QK17-2油田注入水的矿化度，按0.5倍、1倍、1.5倍、2倍和2.5倍矿化度条件，配制质量分数为0.3 %的起泡剂溶液各200 mL，以7 500 r/min的速度搅拌3 min，测定各体系的起泡体积和稳泡时间,结果如图3所示.从图3实验结果可以看出：当溶液矿化度小于1.5倍时，起泡剂的起泡性能基本稳定，大于1.5倍时，起泡性能开始下降.稳泡时间随矿化度的增大逐渐减小，矿化度对稳泡性能的影响大于其对起泡性能的影响.起泡剂的泡沫综合值随着矿化度的增大逐渐降低，当矿化度在2.5倍时，受稳泡时间下降的影响，起泡剂的泡沫综合值下降明显.在QK17-2油田矿化度条件下，QP-19和QP-22都具有较好的起泡和稳泡能力. 3.4.2 Ca2+、Mg2+质量浓度对起泡剂的影响采用Waring Blender法，配制Ca2+、Mg2+(ρ(Ca2+)∶ρ(Mg2+)=1∶1)的总质量浓度分别为0 mg/L、250 mg/L、500 mg/L、750 mg/L和1 000 mg/L的溶液各200 mL，用起泡剂配质量分数为0.3 % 的起泡剂溶液，进行起泡体积和半析水期实验，结果见表3.表3实验结果表明：在小于250 mg/L时，随Ca2+、Mg2+质量浓度的增加，起泡剂性能基本稳定，大于250 mg/L后，随着Ca2+、Mg2+质量浓度的增大，起泡剂性能开始降低.考虑到QK17-2油田地层水中钙镁离子质量浓度为33.88 mg/L，远小于250 mg/L，说明QK17-2油田地层水不会对起泡剂的性能造成影响.3.5 起泡剂热稳定性实验将起泡剂原液放入74 ℃烘箱中，分别放置7 d、14 d、21 d和28 d后取出，与注入水配成0.3 %的起泡剂溶液，搅拌后进行起泡剂的起泡体积和稳泡时间实验，结果如图4所示.由图4可知：在油藏条件下老化28 d后，两种起泡剂性能基本上没有降低，甚至还有所提升，其中QP-22较为明显，说明QP-22在油藏温度条件下的热稳定性较好.3.6 耐油性能实验研究配制质量分数为0.3 %的起泡剂，分别取煤油20 mL、40 mL、60 mL、80 mL和100 mL与起泡剂以1∶9、1∶4、3∶7、2∶3和1∶1比列混合200 mL，使用Warring Blender法测量混合原油后起泡剂的起泡体积，结果如表4所示.表4实验结果表明：原油对起泡剂的起泡能力有影响.当含油比例小于20 %时，对起泡剂性能的影响不大；当含油比例大于20 %时，对起泡剂的性能影响程度增加.表明QP-22具有一定的耐油能力.3.7 界面张力实验研究用QK17-2油田地层模拟水与起泡剂QP-22分别配成6组不同质量分数0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.5 %、0.8 %和1.0 %的起泡剂溶液，在74 ℃条件下，与QK17-2油田脱水原油进行界面张力实验，结果如图5所示.从图5实验结果可知：起泡剂具有显著降低油水界面张力的能力，且随起泡剂质量分数的增加油水界面张力逐渐降低，在起泡剂质量分数大于0.15 %时界面张力趋于稳定，且在质量分数0.15 %时最低，介于以上对起泡剂性能评价结果综合考虑，确定起泡剂使用质量分数在0.3 %～0.5 %.3.8 起泡剂质量分数实验研究采用Waring Blender法，利用地层水配制不同质量分数的起泡剂QP-22溶液各200 mL，然后利用高速搅拌器搅拌，记录起泡剂的起泡体积和半析水期.结果如图6所示.由图6可知：随着起泡剂质量分数增加，起泡能力和稳泡能力相应提高，在质量分数大于0.5 %后，泡沫综合值趋于稳定，综合经济性和起泡剂性能，确定0.5 %为起泡剂最终实验质量分数.稳泡剂质量浓度偏低，泡沫很快破灭，达不到驱油效果；稳泡剂质量浓度过高，水气交替复合驱的经济性降低.因此，确定合适的稳泡剂质量浓度非常重要.4.1 质量浓度初选实验研究配制质量浓度为5 000 mg/L的WP-1稳泡剂母液，老化24 h，取QK17-2油田地层模拟水，用质量分数为0.5 %的QP-22起泡剂配制质量浓度分别为500mg/L、1 000 mg/L、1 500 mg/L和2 000 mg/L的泡沫体系溶液，进行起泡体积和稳泡时间实验.采用Waring Blender法，同时用brookfield黏度计测各溶液的黏度.考虑到注入性问题，稳泡剂质量浓度的使用范围参考QK17-2油田地层原油黏度值[10].实验结果如图7所示.从图7实验结果可以看出：当WP-1稳泡剂的质量浓度在500～1 500 mg/L时，剪切后黏度在2.6～4.9 mPa·s之间.因QK17-2油田地下原油黏度为6 mPa·s左右，考虑注入条件因素，确定WP-1稳泡剂的质量浓度在500～1 500 mg/L之间.4.2 质量浓度确定实验研究将WP-1稳泡剂用稳泡剂母液配成质量浓度分别为500 mg/L、800 mg/L、1000 mg/L、1 200 mg/L 和1 500 mg/L的泡沫体系溶液，进行起泡体积和稳泡时间实验，并测定各组溶液的黏度.实验结果如图8所示.从图8、图9可以看出：随稳泡剂WP-1质量浓度从500 mg/L增大到1 500 mg/L的过程中，稳泡剂溶液的稳泡时间逐渐增大.但增大过程分为两个阶段，当稳泡剂质量浓度小于1 000 mg/L时，泡沫综合值增大幅度较为明显，当稳泡剂质量浓度大于1 000 mg/L时，泡沫综合值增大幅度变缓.根据泡沫体系的综合性能及现场注入性因素，确定稳泡剂WP-1的质量浓度为800 mg/L.对24种起泡剂采用Waring Blender法进行起泡能力、稳泡能力、配伍性及其浓度、地层水矿化度、原油含量、温度等影响因素进行分析,最终筛选出QK17-2油田水气交替复合驱注入体系用起泡剂QP-22，最佳使用质量分数为0.5 %，稳泡剂WP-1最佳使用质量浓度800 mg/L.该体系与注入水配伍性好，起泡性能和稳泡性能受地层水矿化度、原油含量、温度等影响不大，并且发现起泡剂QP-22在热稳定性实验过程中随老化时间的增加，起泡性能反而提高.【相关文献】[1] 周国华,曹绪龙,王其伟,等.交替式注入泡沫复合驱实验研究[J].西南石油大学学报,2007,29(3):94-96.[2] 于会宇,黄梅.泡沫复合驱应用方案的模拟评价[J].地质调查与研究,2006,29(2):145-149.[3] 张思富,廖广志,张彦庆,等.大庆油田泡沫复合驱油先导性矿场试验[J].石油学报,2001,22(1):49-53.[4] 赵明,赵伟,刘海成,等.复合驱流度设计方法研究[J].西南石油大学学报：自然科学版,2011,33(6):131-134.[5] 李平,谢虹.泡沫封堵调剖技术在热采中的应用[J].大庆石油地质与开发,2009,28(3):122-125.[6] 张伟,孙永涛,林涛,等.海上稠油多元热流体吞吐增产机理室内实验研究[J].石油化工应用,2013,33(1):34-36.[7] 郑继龙,宋志学,陈平,等.QW-2型氮气泡沫驱起泡剂的研究及其性能评价[J].应用科技,2013,40(5):75-77.[8] 宋志学,郑继龙,陈平,等.氮气泡沫压锥起泡剂的筛选与性能评价[J].精细石油化工进展,2013,14(3):5-7.[9] 孙东光,吴仕贤,高宝奎.泡沫欠平衡钻井气液流量组合优选研究[J].复杂油气藏,2009,2(2):63-67.[10]康万利,孟令伟,高慧梅.二元复合驱表面活性剂界面张力研究[J].胶体与聚合物,2005,23(4):23-25.。
不同非均质条件下的复合驱油体系优选
不同非均质条件下的复合驱油体系优选牛绪海;赵凤兰;侯吉瑞【期刊名称】《油田化学》【年(卷),期】2010(0)4【摘要】地层非均质程度不同,驱油体系有效提高采收率所需的黏度及界面性能有所不同。
本文针对双河油田IV5-11层系油藏及原油特点,设计不同非均质条件仿真物理模型,对室内静态实验优选出的4个化学驱油体系进行室内岩心驱替实验。
实验结果表明,均质条件下,表面活性剂浓度(3g/L)一定,聚合物浓度分别为1.5g/L和1.0g/L的SP二元体系提高采收率幅度基本相同;Na2CO3浓度(10g/L)、表面活性剂浓度(3g/L)一定,聚合物浓度1.5g/L的弱碱ASP三元体系提高采收率幅度比聚合物浓度1.0g/L的弱碱ASP三元体系高2.26%。
优选聚合物浓度为1.5g/L的复合体系,改变渗透率级差至2倍、3倍和5倍,随非均质性增强,与SP二元体系相比,弱碱ASP三元体系提高采收率优势逐渐变弱;在模拟具有油藏代表性的3倍渗透率级差条件下,聚合物浓度1.5g/L的弱碱ASP三元体系提高采收率比SP二元体系高出2.15%,最终确定适合双河油田IV5-11层系的驱油配方为弱碱ASP三元体系,即1.5g/LZL-Ⅱ+3.0g/LQY-3+1.0g/LNa2CO3。
【总页数】4页(P407-410)【关键词】化学驱;SP二元复合驱;弱碱ASP三元复合驱;非均质岩心;提高采收率;优选【作者】牛绪海;赵凤兰;侯吉瑞【作者单位】中国石油大学(北京)提高采收率研究中心,中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京昌平102249【正文语种】中文【中图分类】TE357.46;TE39【相关文献】1.非均质储层纳微米聚合物颗粒体系驱油实验研究 [J], 龙运前;朱维耀;黄小荷;吴俊杰;宋付权2.洼16块非均质油藏泡沫复合驱油技术试验 [J], 华子东3.非均质条件下二元体系微观驱油机理研究 [J], 张同凯;赵凤兰;侯吉瑞;李永环4.渗透率和渗透率变异系数对复合体系非均质模型驱油效果的影响 [J], 张向宇;张志东;潘建华;吴文祥5.泡沫驱注入量对不同非均质储层驱油效果的影响 [J], 刘露;李华斌;郎丽媛;朱芮;李飞洋因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
高30油藏复合驱体系聚合物的筛选与性能评价
浓 度的增 大 ， 液粘度逐 渐上升 ，特 别是在浓度｛ 溶 Ｊ ％～ｕ １ 的低浓度 ．％ ０ 范幽内。 当Ｃ Ｓ ｌ Ｄ — 有效浓度大于０ ） ． ％以后 ，溶液 的表观 粘度随着表 （ ｌ 面活性 剂浓度的增加不再上升。其实 ， 于疏 水缔合聚合物来 说，表 对 面活性 剂的主要作用 ，是 由于表面活性 剂在水中形成胶束 以后 ，具有 增溶 “ 油柏 ”的作用 ．它的分子链段上含有大量的疏 水基 且这些 疏 水基 凼被增溶在表面活性剂胶团中 ，大幅度增 』 了聚合物分子之ｆ 的 Ｊ ｕ Ｈ Ｉ 相 互作用 力，使疏 水缔合聚合物在溶液中形成了结构强度更大的立体 空 Ｉ 刚 状 结 构 。 凶 此 ，尽 管 表 面 活性 剂 的 浓 度 非 常 低 ， 不 足 ｈ 】
面活性剂Ｃ ）－ 浓度 对复合体 系表观粘度 的影响 ，同时进行 了复合体 系的抗剪切 实验 ，从而对聚合 物进 行 了 选，推荐使 用聚合物为 Ｉ １ Ｓ 优 抗 高温疏水缔合 聚合物ＨＮＴ ０ — ２ １３
关键词 复合体 系 剪切 粘浓 曲线 聚合物
高３断块位于河北 省高阳县邢 南乡季 朗村一带 ，构造位置属于冀 Ｉ Ｊ 中坳陷 饶阳 凹陷 里县斜坡北 段 ，为高阳断层 上升盘上 的一个断鼻 构 造 目前 ，油出已进入 高含 水开发期 ，开发难度大 ，经济效益变 差 ， 凶此必 须尽快 采取 提 高采收率技术 措施 就 目前提 高采收率技术 来
柏
实验结果 图ｌ ，部 分水解聚丙烯酰胺Ｍ２（） Ｄ 一 －元复 合体 Ｓ￣Ｃ Ｓ １ ／ 系的表观 粘度 明显 高于疏 水缔合 聚合物Ａ — ４ Ｄ —复 配体 系的。 Ｆ Ｐ／ Ｓ ｌ Ｃ 当疏水缔合 聚合物Ａ － ４１５）ｇＬ ，体系表观 粘度小于 １ｍ ａ Ｓ Ｐ Ｐ （ ／时 ７ ｍ ８ Ｐ ・ 而Ｍ２Ｉ’ ５ 体系的表观粘度高达４． ５ Ｐ Ｓ Ｍ ７ ７ｍ ａ・ ；对于抗 高温疏 水缔 合聚 ３
三次采油用小分子自组装超分子体系驱油性能
三次采油用小分子自组装超分子体系驱油性能徐辉;曹绪龙;孙秀芝;李彬;李海涛;石静【摘要】胜利油区三类油藏由于温度和矿化度较高,常规聚丙烯酰胺驱油剂无法在该类油藏条件下取得较好的驱油效果.为此,利用自制的超分子主剂和辅剂,研制耐温抗盐非聚丙烯酰胺类新型超分子体系,并对其基本性能、驱油效果及微观聚集形态进行分析.研究结果表明:超分子体系利用小分子之间的自组装,能够形成和常规聚丙烯酰胺一样致密的网络聚集体;在胜利油区三类油藏条件下,超分子体系质量分数为0.1％～ 0.25％时相对于常规聚丙烯酰胺,粘度提高1倍以上;不除氧条件下,超分子体系在30 d内粘度保持稳定;超分子体系质量分数为0.15％时的单管物理模拟实验能提高采收率18％以上;因此,超分子体系是一种非常有前景且能适用于胜利油区高温高盐油藏的新型驱油体系.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2017(024)002【总页数】5页(P80-84)【关键词】超分子体系;高温高盐油藏;增粘性;驱油效果;微观聚集形态【作者】徐辉;曹绪龙;孙秀芝;李彬;李海涛;石静【作者单位】中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015【正文语种】中文【中图分类】TE357.43根据进行化学驱的难易程度，将胜利油区发育的油藏分为3类。
一类和二类油藏由于温度和矿化度相对较低（温度小于等于80℃，矿化度小于等于20 000 mg/L，钙镁离子质量浓度小于等于400 mg/ L），现场聚合物驱效果显著，截至2015年，已累积增油量超过2 000×104t。
特高温油藏增粘型乳液驱油体系的研制
Cao Xulong1，2，Ma Baodong1，2，Zhang Jichao1，2
（1.Research Institute of Exploration and Development，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying City， Shandong Province，257015，China；2.SINOPEC Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery by Chemical Flooding，Dongying City，Shandong Province，257015，China）
*通讯作者：马宝东（1972—），男，陕西延安人，高级工程师，博士。联系电话：（0546）8715484，E-mail：mbdong123@。 基金项目：国家科技重大专项“高温高盐油田化学驱提高采收率技术”（2011ZX05011-004），中国石化重大先导试验“纯 17-1 块低渗透油 藏井网适配乳液表活剂驱提高采收率”。
Abstract：A completely new method of chemical flooding，the viscosifying emulsion-enhanced surfactant flooding technolo⁃ gy，was put forward for extra-high temperature reservoirs. Its core part is to develop a viscosifying emulsification flooding system with good temperature resistance property，tackifying emulsion and high displacement efficiency for EOR in the ex⁃ tra-high temperature reservoirs. The viscosifying emulsion-enhanced surfactant（CH-13）was designed for reservoir tem⁃ peratures of 90 to 130 °C，whose main performance is tackifying emulsion and the main agent is alkanolamide polyoxyethyl⁃ ene ether carboxylate. The results show that water soluble index increases quickly with the increase of CH-13 mass fraction in the concentration range of 2%-5%. When the water phase volume is less than 55% of the total volume，CH-13 can pro⁃ mote the formation of W/O emulsion whose tackifying emulsion ratio can reach 300%. The core displacement experiment showed that the oil recovery was improved by 15.8%-20.2% when emulsification/super-low IFT surfactant solutions were injected into the system alternately for several times. Key words：thermal stability；tackifying emulsion；interfacial tension；oil displacement efficiency；EOR
无碱二元复合体系驱油机理研究
无碱二元复合体系驱油机理研究
于群
【期刊名称】《科学技术与工程》
【年(卷),期】2016(016)022
【摘要】依据毛管数理论,传统观点认为界面张力越低,采收率越高,因此超低界面张力一直是评价表面活性剂界面活性的重要指标.基于并联岩心物理模拟试验研究了界面张力与提高采收率的关系,发现非均质油藏条件下低界面张力体系采收率高于超低界面张力体系.通过室内试验研究驱油体系形成乳液状态及粒径分布规律,揭示采收率与乳液粒径之间的关系.研究认为,低界面张力体系形成的乳液液滴粒径与高渗透层喉道尺寸匹配,能够有效封堵高渗透层,迫使更多注入液转向进入低渗透层,在扩大波及体积的基础上提高洗油效率,因此低界面张力体系比超低界面张力体系具有更好驱油效果.
【总页数】4页(P203-206)
【作者】于群
【作者单位】中国石化胜利油田勘探开发研究院,东营257015
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.4
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