表面活性剂对低渗透油藏渗吸敏感因素的影响

界面张力和岩石润湿性是影响毛细管压力大小的决定性因素,因此研究表面活性剂对这两个因素的影响,可以充分发挥渗吸作用、提高低渗透油田原油的渗吸采收率。利用7块不同渗透率的亲水人造岩心,通过渗吸试验、旋滴法和动态接触角法研究了表面活性剂对油水界面张力、水湿表面润湿性、毛细管压力以及渗吸采收率的影响。试验结果发现:随着表面活性剂RS-1质量分数的增大,油水界面张力先有较大幅度降低后略有升高,最后趋于平稳;表面活性剂具有很强的改变水湿表面润湿性的能力,且能降低毛细管压力、提高渗吸采收率。研究结果表明:表面活性剂降低界面张力效果明显,并且复配表面活性剂降低界面张力的效果比单一活性剂好,岩样渗吸采收率与油水界面张力和毛细管压力的对数呈线性负相关关系。      

裂缝性油藏低渗透岩心自发渗吸实验研究

裂缝性低渗透油藏注水开发时,注入水沿裂缝窜流,油井含水率高,地下注水波及效果差,油层水淹后仍有大量原油滞留在基质岩块中.渗吸排油是裂缝性低渗透油藏重要的采油机理,为研究各种因素对渗吸效果的影响,采用胜利油区纯梁采油厂天然低渗透岩心,通过在地层水和表面活性剂溶液中的自发渗吸实验,研究了润湿性、温度、粘度、界面张力等因素对渗吸的影响规律.实验结果表明:温度不是影响渗吸的直接因素,而是通过改变模拟油的粘度来间接影响渗吸;润湿性、模拟油粘度以及界面张力是影响自发渗吸的主要因素,岩石越亲水,模拟油粘度越低,渗吸采收率越高;对于亲水岩心,渗透率和界面张力控制着渗吸发生的方式;不同渗透率级别对应一个最佳的界面张力范围,在该范围内,渗吸的采收率最高;对于亲水—弱亲水岩心,岩心渗透率越大,所对应的最佳界面张力越低.     

低渗透油藏渗吸采油机理及技术进展

渗吸作用是国内绝大数低渗透油藏的主要采油机理。渗吸采油的效果受诸多因素的影响：储层特征、采油制度、表面活性剂的物理化学性质等,其作用机理也有待进一步的研究。本文首先回顾了渗吸作用的机理,包括毛细管渗吸的力学分析;接着介绍了有关渗吸实验方法的技术进展;并总结了影响渗吸作用的控制因素,包括岩心和流体的性质以及温度和压力的影响。着重介绍了渗吸剂属性对渗吸提高采收率的影响,对渗吸用表面活性剂的优化筛选起到一定的指导作用,指出了渗吸采油存在的问题和对未来研究方向的展望。     

表面活性剂复配提高超低渗油藏渗吸采收率

超低渗油藏开发主要靠压裂渗吸开采基质原油,但通常水驱渗吸采收率低,而表面活性剂复配可以提高渗吸采收率。通过对复配体系的性能分析,探讨表面活性剂体系复配对超低渗油藏渗吸采收率的影响规律。针对阴离子表面活性剂HABS、非离子表面活性剂APG1214及两者复配体系,采用渗吸瓶试法测定不同体系处理岩心的渗吸采收率效果;研究了渗吸体系与原油之间的界面张力、岩心经渗吸体系浸泡前后的接触角变化、体系乳状液稳定性3种因素对采收率的影响。结果表明,岩心在复配体系中的自发渗吸采收率最高(10.43%),而HABS体系仅为4.57%,KCl体系只有2.2%,APG1214体系不能发生渗吸。复配体系与原油间的界面张力能达到10-2mN/m数量级,并可将强水湿岩心转变为润湿角接近90o的弱亲油岩心,同时复配体系易与油生成乳液且乳液易聚并。岩心驱油实验中,复配体系的注入压力最小,采收率增幅最大。超低渗油藏渗吸采油率的提高需要低界面张力、偏中性润湿的超低渗岩心,易生成可聚并的乳状液,乳状液过于稳定不利于渗吸采油。图4表2参16     

表面活性剂提高致密油藏渗吸采收率研究

为了明确表面活性剂改变岩石润湿性及降低界面张力的特性对致密油藏渗吸采油的作用效果,获得表面活性剂渗吸采油的有利条件,通过测量岩心接触角和表面活性剂溶液与油间的界面张力,研究了3 种常用表面活性剂重烷基苯石油磺酸盐（ZPS）、十二烷基苯磺酸盐（SDBS）和磺基甜菜碱（SB）对致密岩心渗吸采收率的影响,分析了自发渗吸机理。结果表明,阴离子表面活性剂改变岩心润湿性的能力好于非离子表面活性剂,两种阴离子表面活性剂（ZPS、SDBS）将岩心表面由油湿反转为水湿,非离子表面活性剂（SB）降低了岩心表面接触角,但未达到润湿反转的效果;油湿岩心介质在注入水溶液中不发生渗吸,表面活性剂引起的接触角改变可实现油湿岩心渗吸采油;岩心原始润湿性影响渗吸采收率,渗吸采收率增幅从大到小依次为水湿岩心>中性岩心>油湿岩心;三种表面活性剂均可使界面张力降至最佳渗吸界面张力范围10^-1～10^-2mN/m,油水界面张力的降低有利于提高岩心自发渗吸采收率。图1 表1 参12     

低渗透砂岩油藏渗吸采油影响因素研究

通过对低渗透砂岩应用静态渗吸实验方法,研究界面张力、渗透率、原油黏度、渗吸液矿化度对渗吸过程的影响规律,认识不同因素对渗吸采油效率的影响.结合渗吸机理,通过渗吸速度、渗吸采收率的比较,发现一定范围内,界面张力为10-1mN/m数量级、较高渗透率、较低原油黏度、较高渗吸液矿化度条件下,表现出较好的渗吸效果.     

烷基甜菜碱表面活性剂疏水基碳链长度对低渗岩心自发渗吸的影响

为研究烷基甜菜碱亲水基结构相同、疏水基碳链长度不同对渗吸机理的影响,通过开展自发渗吸、接触角和油水界面张力实验,分析在高温、高矿化度、低渗透条件下,烷基甜菜碱疏水基碳链长度对自发渗吸的影响规律。结果表明:随着疏水基碳数由12增至18,4种烷基甜菜碱渗吸采出程度分别为37.8%、39.4%、41.0%和42.1%;渗吸方式均为逆向渗吸,接触角随碳数增加而减小,有利于原油剥离岩心;界面张力随碳数增加而降低,有利于油滴变形流动,共同促进渗吸过程。实验结果满足归一化采出程度模型,对烷基甜菜碱作为渗吸剂在低渗透油田应用具有理论指导意义。     

表面活性剂对特低渗油藏渗吸驱油的影响

为了促进延长油田化学渗吸驱油提高采收率的目的,以延长HZP区块长6油藏为研究对象,针对水驱波及范围小,水驱动用程度低的问题,运用室内实验测试及分析的方法,分析不同润湿性和界面张力渗吸体系的渗吸驱油效率和规律。结果表明,润湿性不同的岩心渗吸驱油速度和效率由强到弱依次为亲水性、中性、亲油性,注入水体系中,原油在亲水岩心中的粘附功最小,仅有2.464 5×10^-3 J/m²,在亲油岩心中的粘附功达到16.743 7×10^-3 J/m²,是亲水岩心的6.8倍,不同表面活性剂均可以使粘附功不同程度的降低。十六烷基磺酸钠溶液渗吸效率最高,亲水岩心中渗吸效率达到25.2%,中性润湿岩心中渗吸效率为20%,均高于注入水渗吸驱油效率。矿场应用后油井综合含水下降20个百分点。对低渗油藏化学渗吸提高采收率具有重要意义。     

表面活性剂对页岩油储层高温高压渗吸驱油效果的影响因素

为了搞清表面活性剂对页岩油储层高温高压渗吸驱油效果的影响,利用核磁共振技术手段,在模拟地层温度和压力的条件下,对页岩岩心在表面活性剂溶液中的渗吸驱油效果进行了研究。结果表明：复合表面活性剂FST-1可以有效降低油水界面张力并具有良好的润湿反转效果,当其质量分数为0.2%时,渗吸驱油效率达到最大;实验温度和压力越高,复合表面活性剂FST-1对页岩岩心的渗吸驱油效果越好,在温度为80℃、压力为15 MPa条件下最终渗吸驱油效率可以达到30.94%;页岩岩心表面越亲水,渗吸驱油效果越好;对于渗透率为0.008×10^-3～0.615×10^-3μm²的页岩岩心,渗吸驱油效率均能达到25%以上。研究认为复合表面活性剂FST-1能够通过降低油水界面张力和改变岩石润湿性的作用提高页岩岩心的渗吸驱油效率。研究成果可为页岩油藏的高效合理开发提供理论依据。     

低渗透裂缝性油藏自发渗吸渗流作用

裂缝和基质中流体渗吸作用是低渗透裂缝性油藏注水开采依据的重要机理。通过自发渗吸实验研究低渗透裂缝性油藏在不同渗透率级别下岩心的渗吸驱油机理,结果表明,该类油藏的油层渗吸体系因毛细管力较高,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸,毛细管力在吸渗过程中可作为驱油的动力;渗吸早期产油量高,约50 h后产油量明显降低,最后基本不产油。低渗透裂缝性油藏岩心自发渗吸采出程度平均为12%,其自发渗吸采出程度随渗透率的增大而增大,当渗透率大于2×10-3μm2时,自发渗吸采出程度的增加并不明显,孔隙结构越好越有利于自发渗吸作用发生。由于岩心和油藏储层尺寸存在差异,因此对实验结果进行等比例关系处理,使实验值可以用来预测实际油田开发指标。     

低渗致密油藏重复压裂用渗吸液的研究与应用北大核心CSCD

目的桩西低渗致密油藏压裂投产后单井产能下降快,重复压裂效果差。为改善桩西低渗致密储层开发效果,提出并研究形成了渗吸液作为辅助液的压裂技术。方法室内实验评价了渗吸液对含油致密岩心的渗吸作用,以及对岩心驱替效率的影响,测定了不同含量下渗吸液的油水界面张力和润湿角。结果渗吸液将油水界面张力降至2.6×10^(-2)mN/m,并将水对岩石润湿角118.3°的弱亲油储层润湿性转化为水对岩石润湿角63°的弱亲水性储层。结论通过添加渗吸液可大幅提高渗吸液驱替效率、渗吸速率和采收率,这是渗吸液辅助重复压裂技术日产油量增加和延缓产量递减的主要机理。渗吸液质量分数升高至0.5%后,提升效果变缓。2021年渗吸液辅助重复压裂技术现场实施5井次,与同区块5口常规重复压裂井相比,累计年增油5451 t。该研究对低渗致密储层压裂改造具有指导作用。     

低渗透岩心渗吸实验研究

一般低渗透储层只有存在大量的天然裂缝才能经济有效的进行开发。由于毛管力的作用,油从岩心基质自发渗吸到裂缝中是一种十分重要的采出机制。因此,在评价低渗透油藏石油采收率时具有重要作用。实验采用长庆油田低渗透储层天然岩心,进行自发渗吸实验。实验结果表明,渗透率（0．1～1．0）×10^-3μm。级别的岩心,渗吸采收率在11％～12％之间;渗透率（2～4）×10^-3μm^2级别的岩心,渗吸采收率在14％～18％之间。同一块岩心不同渗吸液对比实验表明,活性水因降低了界面张力而显著提高的石油采收率,增幅可达10％。     

表面活性剂乳化能力差异对低渗油藏提高采收率的影响

表面活性剂驱是低渗透油藏提高采收率的重要技术手段之一,以往筛选活性剂基本以其降低油水界面张力的性能作为评价重点,而表面活性剂的油水乳化性能并未得到足够的重视。为研究油水乳化性能对低渗油藏提高采收率的影响,结合长庆低渗透油藏条件,选用具备相同超低界面张力但乳化能力有所差异的2种活性剂,利用均质、非均质岩心开展驱油实验。实验结果表明:同时具备超低界面张力和强乳化能力的活性剂BA,可在岩心入口段降低渗流阻力,同时实现岩心中部乳化封堵的效果,岩心中部残余阻力系数为2.08;而界面张力超低乳化能力较弱的活性剂TS,无法建立流动阻力,仅起到降压增注的作用。在非均质岩心驱油实验中,水驱后注入BA段塞0.6PV,建立了较高的驱替压力,扩大了波及系数,提高采收率11.46%,而活性剂TS提高采收率幅度为5.88%。     

低渗透油藏自发渗吸驱油实验研究

通过低渗透亲水岩心自发渗吸实验,探讨了低渗透油藏不同界面张力体系的渗吸驱油过程。研究结果表明,注入水渗吸体系因毛细管力较高、毛细管力与重力比值较大,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸。与注入水渗吸结果相比,化学剂溶液因降低油水界面张力,在孔隙介质中能使更多的原油参与渗流过程,使更多的剩余油变为可动油,提高了渗吸平衡时的原油采出程度,因而提高了低渗透油藏原油的采收率。     

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。     

低渗透油藏裂缝动态渗吸机理实验研究

根据低渗透油藏裂缝与基质交渗流动的理论模型和物理模型,建立了裂缝与基质之间动态渗吸的实验方法并就裂缝内驱替速度、油水黏度比、润湿性,初始含水饱和度等参数对动态渗吸效果的影响进行了实验研究.对于低渗透裂缝性油藏,在压力梯度作用下水在裂缝内流动,同时由于毛细管力作用水渗吸到基质内,渗吸到基质中的水将油替换出来渗流到裂缝中,注入水再将裂缝中的油驱替到出口端,这就是裂缝与基质之间的交渗流动.动态渗吸实验结果表明:在本实验条件下,存在一个最佳驱替速度(3.0 mL/h),渗吸效率最高为35.5%;在一定的驱替速度范围内,由干毛细管力与黏性力的共同作用,渗吸效果最好.亲水岩心的动态渗吸效果最好.油水黏度比越小,动态渗吸效果越好.初始含水饱和度越高,毛细管力越小,动态渗吸效果越差.图6参20     

低渗及稠油油藏水井表面活性剂降压增注技术研究与应用

针对胜利油田低渗及透稠油油藏注水井注入压力高的问题,以增溶油量及界面张力为指标通过一系列降压增注室内实验研究,筛选出了效果较好的Jm-4和Jm-7两种表面活性剂。实验表明:两种表面活性剂分别在浓度500mg/L与1000mg/L左右时增溶油量能达到34%~40%;在较低浓度(1000mg/L左右)时能够将油水界面张力降低至10-3的数量级,活性剂溶液降压洗油效果明显,但渗透率不同降低幅度仍有差距,对于低渗透油藏降压增注效果更为显著,降压幅度为22%~26%,提高洗油效率16%~20%。现场先导试验表明,活性水具有很好的降压增油效果,应用前景广阔。