涠洲油田B井水锁解除技术研究与应用

针对涠洲油田B井低渗储层存在的水锁伤害问题,通过大量室内研究,形成了低界面张力剂SLT与改性有机膦酸复合解堵工艺。实验结果表明:SLT气—液表面张力低至18.2 mN/m,润湿角为0,可有效降低水锁造成的返排阻力;改性有机膦酸体系岩屑溶蚀率5%且无二次沉淀伤害,水锁伤害解堵后岩心渗透率恢复值为98.2%。在B井现场应用后,有效解除了水锁伤害,平均日增油250 m~3,增油效果显著,对该区块低渗储层增产挖潜具有良好的借鉴和推广意义。     

低渗透储层水锁伤害解除技术室内研究

针对低渗透储层因水锁引起的地层伤害问题,开展了解除水锁伤害的研究。分析了产生油井水锁伤害的机理,同时考虑界面活性和破乳性能研制出一种高效水锁解堵剂,对其制备方法、性能评价以及解除水锁伤害实验进行了研究。评价结果表明,该产品能够有效降低油水间界面张力,使油水界面张力达到6.089×10-3 mN/m,同时具有良好的破乳性能,3 h内对模拟原油乳状液的破乳率达90%以上;岩心物模实验证明,水锁解堵剂对水锁伤害后岩心的渗透率恢复率达85%以上,能够有效地解除乳化堵塞和水锁效应对地层渗透率的伤害。     

致密油藏压裂液滤液返排率影响因素室内实验

致密油藏和页岩油藏储层致密、孔隙喉道细小,在压裂液滤液返排过程中,大量压裂液滤液滞留于地层,导致返排率极低。在微观渗流的基础上,利用毛细管束模型,建立压裂液滤液返排数学模型,分析不等径毛细管中油驱压裂液滤液返排过程的主要影响因素。利用胜利油区樊154区块天然岩心进行室内驱替实验,分析岩心渗透率、模拟油粘度、返排压差和模拟油—压裂液滤液界面张力4个因素对压裂液滤液返排率的影响。结果表明:岩心渗透率对压裂液滤液返排率的影响较大,当渗透率由1.276×10~(-3)μm~2降低到0.13×10~(-3)μm~2时,压裂液滤液返排率可减小20%左右;当模拟油粘度由6.459 mPa·s降低到1.192 mPa·s,模拟油—压裂液滤液界面张力由14.617 mN/m降低到0.021 mN/m时,压裂液滤液返排率均可提高15%左右;返排压差越大,压裂液滤液返排率越高,当返排压差超过8MPa时,继续增加返排压差对压裂液滤液返排率增幅的影响不大。     

低渗透油藏水锁机理与助排表面活性剂的优选原则

低渗透油藏水力压裂之后，压裂液进入岩石基质会造成水锁伤害，从而降低基质渗透率。由于低渗透岩石具有孔喉小、毛细管力大、原油动用深度浅等特征，毛细管末端效应会加剧毛细管力滞留侵入压裂液所产生的水锁伤害。明确这种水锁形式的伤害程度与作用时长，有利于正确评估水平井单井产能在返排过程中的恢复程度，并依此合理地优化现场"焖井"处理时机与压裂液中助排剂的使用。利用CT扫描实时监测下的岩心流动实验，明确了低渗透岩石中毛细管末端效应造成的附加水锁伤害，及其伤害程度与作用时长随岩石渗透率与水侵深度的变化规律。该附加伤害从程度和时长上，都大于原油生产对应毛细管数下残余水饱和度对基质渗透率的水锁伤害，其作用时长随岩心物性参数√K/φ的减小而线性增加，随水侵深度的增加而呈幂函数增加趋势。实验结果表明，利用渗吸作用解除水锁伤害对致密储层的效果甚微，需要依靠在压裂液中添加表面活性剂（助排剂）辅助压裂液返排而进行提产。通过对比3种能够实现跨越5个数量级油水界面张力（10^-4~23 mN/m）的表面活性剂体系，揭示了水湿低渗透油藏中助排剂的显著效果，以及油湿低渗透储层中润湿性反转优于降低油水界面张力的提产效果。     

清洁压裂液返排液驱油体系性能评价及矿场应用

为实现清洁压裂液返排液体系的重复利用,针对一类新型纳米复合清洁压裂液体系展开室内研究,评价了返排液作为驱油体系的界面活性、润湿性、乳化性能以及吸附性能。在此基础上,对驱油体系提高低渗透油藏岩心水驱后的采收率进行了研究。结果表明:在驱油体系质量分数为0.08%,温度为60℃的条件下,与脱气原油之间的界面张力即可达到10-3m N/m数量级,可以使稠油黏度降低率达到95%以上,并具有良好的乳化性能;驱油体系能够使亲水岩石表面转变为中性润湿;驱油体系中的表面活性剂在岩心中的最终滞留量为2.8 mg/g,而纳米颗粒的滞留量为8.8mg/g。岩心模拟驱油实验结果说明,驱油体系可以使饱和脱气原油低渗岩心水驱后的采收率平均提高17.26%,取得了良好的驱油效果。矿场试验结果表明,增油效果显著。     

润湿性改变对压裂液返排的影响

压裂破胶液长期滞留会对储层造成二次伤害。受储层物性和地层水影响,单纯通过添加表面活性剂的手段,难以保证持久的低界面张力,达不到高效、快速返排的目的。介绍了一种“双疏表面”润湿处理剂FCS,采用测量固液界面接触角的方法,评价“双疏表面”的润湿性;通过对致密砂岩驱替,计算渗透率损害率,评价“双疏表面”的形成对压裂液返排效率的影响。实验结果表明,经过FCS 处理的致密砂岩表面,形成了一层致密的分子膜,使岩石表面变成“双疏”表面,油、水固液接触角均大于90°。对比岩心驱替结果,经“双疏”处理后的岩心破胶液伤害率为18.3%,低于单纯添加助排剂的液相伤害率。固液界面接触角和岩心驱替结果证明,改变岩石表面的润湿性,使之成为“双疏表面”,不仅是一种促进压裂破胶液高效返排的行之有效的途径,也有助于后续驱替洗油,提高“三次采油”的采收率。      

界面张力对相对渗透率曲线的影响

本文研究了界面张力对相对渗透率曲线的影响。为此进行了一系列非稳态驱替实验。实验是采用非胶结岩心和不同界面张力的流体体系进行的。 流体体系中,被驱动相采用的是模拟原油,驱动相分别是:地层水、表面活性剂溶液、下相微乳液和中相微孔液。研究结果表明:①界面张力对相对渗透率曲线有实质性影响。随着界面张力的降低,驱替相和被驱替相的相对渗透率曲线均升高。特别是在界面张力σ<10~(-2)mN/m时此影响更明显。②随着界面张力的降低原油采收率有明显的提高。     

非离子微乳液制备及其对钻井液堵塞的解除作用

针对钻井过程中存在的固相堵塞、水锁、粗乳液、近井壁地带润湿性等伤害严重问题,基于乙二醇辛基苯基醚的非离子微乳液,对微乳液的性能进行了表征,并考察了微乳液对钻井液堵塞的解除作用。研究表明,研制的微乳液具有界面张力小于0.1 mN/m、可快速增溶高黏原油,pH值、离子类型、矿化度和温度对其增溶能力影响小等特点。实验结果表明,微乳液可有效清除乳液堵塞,清除泥饼中的原油分子,使孔隙的润湿性发生反转,从而恢复储层渗透率;微乳液解堵效率高,泥饼清除效率大于90%,渗透率恢复值在95%以上。      

压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响

统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现,存地液量越大,一年累积产量越高,与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反,可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明,渗吸替油不同于驱替作用,渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大,而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大,但从现场致密储层岩心孔隙度来看,储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素,探索影响压裂液油水置换的关键影响因素,得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明,各参数对渗吸速度的影响顺序为:界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大,渗吸采收率越大,但是增幅逐渐减小;原油黏度越小,渗吸采收率越大;渗吸液矿化度越大,渗吸采收率越大;当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%,即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时,浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明:并不是界面张力越低,采收率越高,而是存在某一最佳界面张力,使地层中被绕流油的数量减少,渗吸采收率达到最高,为油田提高致密储层采收率提供实验指导。      

低渗透油藏自发生成中相微乳液洗油体系*

针对低渗透油藏作业、洗井过程中,储层流体返吐至井筒易导致启注压力升高的难题,通过室内实验优选 出一种快速自发生成的中相微乳液。考察了中相微乳液体系受地层水混入的影响及自发生成中相微乳液的洗 油效率和降压增注效果,并基于注水参数及微乳液“鱼状”相图特征,设计了自发生成中相微乳液的注入工艺。 结果表明,中相微乳液的组成为：1%～8%复配表面活性剂（非离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂质量比 为3∶1）、1.5%～3.5% C₅醇和3.5% KCl水溶液。该体系形成中相微乳液的时间为15～30 min。当地层水混入量低 于50%时,中相微乳液增溶能力及中相微乳液中油和水的低界面张力性能不受影响。自发生成中相微乳液的洗油 效率大于99%。岩心驱替实验中,自发生成中相微乳液可使水驱驱替压差降低50.0%,降压效果显著。按设计的自发 生成中相微乳液的最小注入参数计算,可使半径为3.0 m的储层均得到清洗,达到降压增注的目的。     

高温防水锁低伤害压裂液技术

川西须家河组气藏具有埋藏深、温度高、储层具有中等水敏和强的水锁特征,且发育一定的天然裂缝,从储层特性和压裂工艺分析了对压裂液的性能要求,对研制出的XC须二储层120～140℃的压裂液体系进行了性能评价,该体系在120℃下,剪切210 min黏度为62.8 mPa·s,防膨率为81.25%,岩心伤害率为15%,滤失系数为8.4×10-4m/min-1/2,与常规压裂液体系相比,水锁伤害后渗透率恢复率提高了20%,性能达到国外压裂液水平。在X10井须二段应用,顺利完成83.2m3支撑剂的大型加砂压裂,压后开井排液10 h返排率为61%,31h返排率为81.3%,返排速度远高于同类井采用国外公司液体的情况（63 h的返排率为76%）,压后测试天然气产量2.140 2×104m3/d,水产量31.2m3/d（油压11.8 MPa,套压13 MPa）,增产明显。     

低渗油藏的两相渗流特征及其影响因素

以ZW油田低渗储层为例,研究了低渗油藏单相、两相渗流特征。研究表明,水敏、水锁、贾敏、含水饱和度都会对低渗油藏的两相渗流带来显著的影响,降低界面张力能有效地改善水相流动能力;油水粘度比、驱替速度对驱油效率有明显的影响。     

2清洁压裂液返排液驱油体系性能评价及矿场应用

为实现清洁压裂液返排液体系的重复利用,针对一类新型纳米复合清洁压裂液体系展开室内研究,评价了返排液作为驱油体系的界面活性、润湿性、乳化性能以及吸附性能.在此基础上,对驱油体系提高低渗透油藏岩心水驱后的采收率进行了研究.结果表明:在驱油体系质量分数为0.08％,温度为60℃的条件下,与脱气原油之间的界面张力即可达到10-3mN/m数量级,可以使稠油黏度降低率达到95％以上,并具有良好的乳化性能;驱油体系能够使亲水岩石表面转变为中性润湿;驱油体系中的表面活性剂在岩心中的最终滞留量为2.8 mg/g,而纳米颗粒的滞留量为8.8mg/g.岩心模拟驱油实验结果说明,驱油体系可以使饱和脱气原油低渗岩心水驱后的采收率平均提高17.26％,取得了良好的驱油效果.矿场试验结果表明,增油效果显著.     

Winsor相图法研究盐和醇对十二烷基甜菜碱体系驱油性能的影响

为获得驱油性能良好的十二烷基甜菜碱(BS-12)体系,通过Winsor相图法研究了NaCl和正丁醇加量对十二烷基甜菜碱/正丁醇/正己烷/NaCl微乳液体系相态变化的影响,及相体积变化对微乳液增溶能力及界面张力的影响,评价了按最佳配方制备的BS-12微乳液体系的驱油性能。结果表明,NaCl和正丁醇对微乳液相态的影响较大。随NaCl和正丁醇加量增大,微乳液相态经历WinsorⅠ型到WinsorⅢ型再到WinsorⅡ型的转变。4%BS-12、9.3%正丁醇、3.8%NaCl形成的WinsorⅢ型(中相)微乳液(油水比1∶1)增溶能力最强、界面张力最低、驱油潜力最大。室内岩心驱替结果表明,该中相微乳液增油降水效果较好,可在水驱基础上降低含水率9.4%、提高采收率8.34%。     

2-D智能纳米黑卡在低渗透油藏中的驱油性能评价*

针对低渗透油藏渗透性差、孔喉狭小和岩层致密等特点,研制了片状2-D智能纳米黑卡驱油体系。研究了2-D智能纳米黑卡的微观结构、润湿性、界面性质、稳定性、乳化降黏性,通过一维岩心驱替实验考察了岩心渗透率、纳米黑卡浓度以及原油黏度对2-D智能纳米黑卡溶液驱油效果的影响。研究结果表明,纳米黑卡尺寸约为60 nm×80 nm×1.2 nm,其与油水界面形成"面-面"接触,界面作用极强。纳米黑卡比表面积大,能在水相中均匀分散,可发挥润湿反转、乳化降黏、降低界面张力、降压增注等多重功效。岩心驱替实验结果表明,岩心渗透率、纳米黑卡浓度和原油黏度对驱油效果均有影响。在岩心渗透率为25×10^-3μm^2、纳米黑卡加量为0.005%和原油黏度为25 mPa·s时,2-D智能纳米黑卡溶液的驱油效果较好,原油采收率增幅为18.10%。片状2-D智能纳米黑卡可充分发挥"智能找油"功能,适用于低渗透油藏提高驱油效率。图10表2参28。     

微乳液驱油技术的研究进展

针对低渗特低渗等非常规油藏注水开发存在水注不进液采不出的难题,系统论述了微乳液驱对低渗油藏 降压增注、调剖堵水、储层保护等提高采收率的驱油机理,注入油藏中微乳液黏度高于水,相比水驱能够改善油 水流度比,减小驱替液的黏性指进,微乳液与油接触也会产生超低界面张力,降低毛管阻力,改变岩石润湿性,扩 大油藏宏观波及体积。另外,微乳液在流经油藏的孔吼通道时,也会通过对原油增溶、黏弹性拖拽等协同作用, 提高油藏洗油效率。同时,也对几种对低渗油藏驱油适用性较好的微乳液（超临界CO₂微乳液、纳米微乳液、原 位乳化微乳液和微乳液泡沫）的类型和性质进行了论述。并论述了不同类型微乳液在实际现场低渗透油藏降压 增注提高采收率中的应用效果,微乳液驱能普遍使低渗油藏中注水井注入压力降压35%以上,油井的增油效果 也较好。通过该论述旨在为当前低渗透等非常规油藏应用微乳液驱油提高采收率技术提供一定的理论借鉴。     

低渗透储层水锁伤害及解除机理核磁共振实验研究

低渗储层由于孔喉细小,开发过程中入井液进入储层后容易造成严重的水锁伤害。在分析水锁原因的基础上,开展了水锁伤害评价实验,研究了水锁伤害变化规律,并首次应用核磁共振技术研究了表面活性剂解除水锁伤害的机理。实验结果表明:外来液侵入岩心后初期水锁伤害率高达85%以上,经返排后水锁伤害有较大幅度降低,水锁伤害程度与小孔隙中外来液的滞留量有较好的正相关关系;通过降低表面张力可以大幅度降低岩心水锁伤害率。通过实验认为可以通过核磁共振技术测得小孔隙中外来液的滞留量计算水锁伤害程度;提高返排量和降低入井流体的表面张力可以降低储层的水锁伤害。     

低渗透储层水锁伤害影响因素室内评价

针对低渗透储层因水锁引起的地层伤害问题,开展了水锁伤害影响因素室内评价。通过实验数据结果分析,随着地层含水饱和度的增加,则气相渗透率下降;岩心渗透率越低,作用时间越长,岩心水锁伤害越大;驱替压差越大,岩心水锁伤害越小;活性剂能够减轻岩心的水锁损害。     

耐温耐盐降压增注活性体系的研发及性能评价

以亚硫酸氢钠、环氧氯丙烷、烷基二甲基叔胺等为原料,合成了4种烷基羟基磺基甜菜碱表面活性剂,利用红外光谱验证了产物的化学组成,评价了表面活性剂的界面性能、耐温以及耐盐性能,复配研发了耐高温高盐的活性体系配方,通过驱替实验评价了复配体系对不同渗透率低渗岩心的降压增注及提高采收率效果。结果表明,碳链长度为14的羟基磺基甜菜碱表面活性剂界面性能最好,与史深100区块原油的界面张力最低可达0.2mN/m;且具有非常好的耐温耐盐性,耐温130℃,耐盐200g/L;质量分数为0.072 4%的十四烷基羟基磺基甜菜碱和0.006%的季铵盐表面活性剂BDT-14,与原油的界面张力可达0.003mN/m。该配方对气测渗透率为5.02×10~(-3)μm2和42.15×10~(-3)μm~2的低渗岩心,分别可以提高采收率8.41%和15.02%,降低注入压力10.62%和29.17%,且没有发生明显的色谱分离现象。     

鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油研究

裂缝性低渗透油藏储层岩性致密,裂缝发育,非均质性强,注水开发效果差,利用水的自发渗吸作用驱油是一种经济有效的开发手段。文中利用鄂尔多斯盆地延长油田西区采油厂的天然露头岩心,通过自发渗吸实验,研究了边界条件、润湿性、温度、原油黏度、界面张力及渗透率等因素对渗吸驱油作用的影响。实验结果表明:润湿性、黏度、界面张力及渗透率是影响渗吸驱油的主要因素,岩石越亲水,原油黏度越低,渗吸驱油效果越好。对于亲水岩心,渗透率相近时,界面张力为0.04 m N/m时渗吸效果最佳;岩石渗透率差异明显时,渗透率为2.94×10~(-3)μm~2时渗吸效果最佳。实验结果为鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油提供了重要的指导作用。