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。     

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.     

清洁压裂液破胶液驱油体系实验研究

文中针对清洁压裂液返排液难处理的问题,对清洁压裂液返排液重复利用技术进行了研究。在评价破胶液基本性质的基础上,对清洁压裂液破胶液体系降低界面张力、乳化能力、改变岩石润湿及提高采收率等性能进行了评价。结果表明:在某低渗油藏条件下,该体系能有效降低界面张力至10~(-3)~10~(-2)m N/m数量级;该体系乳化能力较好,润湿性能优良,其动态饱和吸附量为8.09 mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的1/4~1/3。室内岩心模拟驱油实验表明,该体系在最优注入方案条件下实现采收率增值10.04%,说明该体系能够满足低渗油藏压裂后进一步提高采收率的要求。     

清洁压裂液返排液对致密油藏自发渗吸驱油效果的影响

针对清洁压裂液返排液回收利用率低、处理困难的问题,并结合致密油藏渗吸采油机理,以处理后的现场清洁压裂液返排液作为渗吸液,开展清洁压裂液返排液对致密油藏自发渗吸驱油效果的影响研究。结果表明:选择渗吸液浓度时,不仅要考虑降低黏附功、提高洗油效率,还要兼顾界面张力和润湿性对毛细管力的影响,当渗吸液质量分数为50%时,渗吸采收率最大可达27. 5%,此时毛细管力作为渗吸驱油的动力占据主导地位,渗吸强度较大;随着岩心渗透率增加和实验温度升高,渗吸采收率逐渐升高。天然岩心渗吸—核磁联测实验结果显示,2块天然岩心的渗吸采收率均可达到26%左右,渗吸初始阶段,油水置换速度较快,渗吸采收率迅速上升,20 h后渗吸速度下降直至渗吸结束。清洁压裂液返排液能够提高致密油藏自发渗吸采收率,为该类压裂液返排液重复利用提供了一种新思路。     

稠化水清洁压裂液返排液驱油技术

为解决稠化水清洁压裂液返排液清洁化处理难题, 借鉴表面活性剂驱的技术特点, 研究了返排液与原油间的界面张力、 乳化性能、 润湿反转性能、 吸附性能及提高采收率性能, 评价了稠化水清洁压裂液返排液作为驱油剂的可行性。在长庆油田长 8储层条件下, 质量分数 0.001%～ 0.03%的稠化水清洁压裂液破胶液与原油间的界面张力可达 10^-3～ 10^-2 mN/m, 在 60～ 90℃下质量分数 0.006%的破胶液与原油间的界面张力均可达到 10^-3 mN/m超低数量级。该破胶液的乳化性能优良, 质量分数 0.004%～ 0.008%的破胶液与原油形成的乳状液的析水率＜60%; 该破胶液具有润湿反转能力, 可将亲油及亲水的石英表面转变为弱亲水表面。注入 0.3 PV的质量分数0.006%的破胶液, 原油采收率在水驱基础上可提高10.04%。稠化水清洁压裂液返排液驱油技术实现了稠化水压裂返排液变废为宝、 绿色环保的目标, 同时为低渗油藏进一步提高采收率提供了技术支持。图10表1参15     

清洁压裂液返排液再利用驱油体系研究

压裂液返排液具有液量大、处理难度大、处理费用高及环境污染等问题,为实现清洁压裂液返排液的再利用,通过对压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数、吸附性能、降低界面张力性能、改变岩石润湿性性能及提高采收率性能的室内实验评价,构建了基于清洁压裂液返排液的表面活性剂驱油体系。实验结果表明:清洁压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数为0.3%,用于目标区块脱水原油时,当其有效质量分数为0.05%~0.30%时,油水界面张力均可达到10~(-4)~10~(-3)mN/m的超低数量级;该体系改变岩石润湿性性能优良,可使油湿石英片表面向弱水湿方向转变;同时,该体系动态饱和吸附量为9.53 mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的25%~33%。室内岩心模拟驱油实验反映出,在最优注入方案条件下实现采收率增值12.5%,表明该体系能够满足目标区块压裂后进一步提高采收率的要求。     

清洁压裂返排液复配驱油体系的构建及性能评价

针对现场压裂返排液中部分单一体系再利用效果不明显的问题,通过考虑阴、阳离子表面活性剂复配具有协同效应的特点,构建了一种基于清洁压裂液返排液的表面活性剂复配驱油体系,通过分析体系降低界面张力性能、乳化性能,优选了最佳的复配体系配方0.2%RSH-2+0.012%AOS,并评价了该复配驱油体系提高采收率效果。结果表明,纯返排液体系在质量分数0.02%~0.5%范围内仅可将油水界面张力降低至10-1m N/m数量级,而0.2%RSH-2+0.012%AOS复配体系可降低油水界面张力至10-3m N/m超低数量级;同时,该复配体系乳化性能优良,油水比1∶1的乳状液在静置10 h后的析水率仅30%。该复配体系在渗透率0.0025μm~2的岩心中吸附性能优良,注入124.5 PV时吸附达到动态饱和,动态吸附量为7.52 mg/g,水驱后表面活性剂的滞留量只相当于动态饱和吸附量的1/4~1/3。该复配驱油体系具有较强的提高采收率能力,在水驱基础上可提高采收率11.8%,能满足低渗透油藏压裂后进一步提高采收率的要求。     

纳米乳液渗吸驱油剂性能评价与应用

为适应低渗透油藏提高采收率的需求,以双子表面活性剂双烷基酚酮聚氧乙烯醚为主要原料制备了一种新型纳米乳液作为驱油剂。室内评价了其界面性能、润湿性能、耐温抗盐性能等,并通过核磁共振、相渗实验及自发渗吸实验考察了该纳米乳液驱油剂的驱油效果,同时与常规驱油剂磺酸盐表面活性剂进行了对比。结果表明,该纳米驱油剂乳液的平均粒径为60 nm。随纳米驱油剂加量增加,溶液表面张力和油水界面张力逐渐下降。驱油剂加量为0.2%时,油水界面张力可达2.94×10^-3mN/m,界面活性良好。纳米驱油剂可使岩心表面由亲油性转变为亲水性,实现润湿反转。纳米驱油剂加量为0.2%时,对原油的乳化效率为98%,其耐温抗盐性能良好,静态渗吸驱油可提高采收率30百分点。在新疆油田压裂驱油和老井注水吞吐的应用表明,纳米渗吸驱油技术的增产效果好于常规驱油技术,在产液量相差不大的情况下,返排率更低,产油量更高,驱油置换增油效果更好。     

清洁压裂液破胶液渗吸过程中油水两相的运移规律

目前针对清洁压裂液破胶液渗吸机制的研究主要聚焦于岩心宏观润湿性、油水界面张力及岩心尺度采收率,缺乏对于渗吸过程微纳米孔隙中油水两相运移规律直观而有效的认识。以清洁压裂液破胶液为实验流体,利用2.5维高仿真微观孔喉阵列模型,模拟清洁压裂液破胶液在毛管力渗吸作用下的油水两相动态分布规律。结果表明,清洁压裂液渗吸过程中润湿相毛管力（驱动力）与界面扩张、贾敏效应及黏性力损耗（阻力）存在多次动态平衡过程,油水两相运移形成“吸水-排油-吸水”交替的分阶段过程。当油相动用效率分别达到10.98%、19.09%与37.27%时,吸水与排油交替进行,产生类似“憋压”的效果。微纳米孔隙中油水两相运移规律对认识清洁压裂液的渗吸作用机制具有重要参考意义。     

适用于致密砂岩储层的多功能表面活性剂驱油压裂液体系

针对鄂尔多斯盆地某致密砂岩油田储层物性差、压裂液返排率低、存在水锁及水敏伤害等问题,以复合黏弹性表面活性剂CNT-3和多功能表面活性剂CZPJ-1为主要处理剂,并添加相关助剂,研制出了一套适用于致密砂岩储层的多功能表面活性剂驱油压裂液体系,室内对压裂液体系的综合性能进行了评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能,在90℃、170 s~(-1)条件下剪切100 min后,黏度仍能保持在50 mPa·s左右;体系还具有良好的携砂性能和破胶性能;破胶液对储层天然岩心的渗透率伤害率为7%左右,具有低伤害特性;另外,破胶液还能通过降低油水界面张力和改变岩石表面润湿性等作用来提高致密砂岩储层的渗吸驱油效果,进一步提高压裂施工改造的效果。A-1井的矿场试验结果表明,其压后的产油量是使用常规胍胶压裂液的邻井A-2井的4倍左右,取得了明显的压裂增产效果。     

吉木萨尔页岩油压裂返排液再利用技术

随着水平井体积压裂技术的推广与应用,压裂液用量越来越大,同时产生大量的返排液,返排液成分复杂,难以高效利用,直接排放会造成环境污染。为了缓解新疆油田压裂用水和降低压裂成本,开展了吉木萨尔页岩油压裂返排液再利用技术研究。对吉木萨尔页岩油区块返排液进行pH调节、硼离子屏蔽、杀菌的处理,然后利用处理后的返排液再次复配胍胶压裂液,通过考察所配制压裂液的溶胀性能、交联冻胶耐温耐剪切和破胶性能确定了利用返排液复配胍胶压裂液的最佳配方,并在J1井进行了现场试验。吉木萨尔页岩油返排液具有高含碱、高含硼、高含菌的特点,通过引入0.06% pH调节剂A、0.08%屏蔽剂C,0.10%高效杀菌剂BLX-1,将返排液的pH 值调节至 7.0,然后加入 0.3%的交联剂 XJ-3 和 0.045%的 pH 调节剂 B。所配制的压裂液的交联时间控制在90～110 s,具有良好的耐温耐剪切性能,成胶后剪切 120 min 后黏度的依然大于 200 mPa·s,且携砂性能良好,破胶液性能满足行业标准。利用页岩油压裂返排液连续混配再利用技术处理返排液4.5×10~4m~3,且所配制的压裂液被成功应用于新疆油田页岩油J1...     

高效驱油压裂液的开发与应用

针对长庆油田现用瓜胶压裂液摩阻高、破胶残渣多、回收处理难度大的问题,将超分子化学、胶体化学与油田化学相结合,研发出一种可替代瓜胶压裂液的高效驱油清洁压裂液体系,该压裂液由1.5% XYZC-6稠化剂、0.15% XYTJ-3调节剂组成。XYZC-6是一种以近肽链结构的黏弹性表面活性剂与多组分有机溶剂复合而成的材料,是一种可实时连续混配并能重复使用的增稠剂。XYTJ-3与返排液中的各项离子可形成溶于水的络合物,降低矿化度对压裂液的性能影响。实验表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 000 mg/L,具有良好的携砂、减阻性能,并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液的界面张力可达0.01~0.001 mN/m。高效驱油压裂液在长庆油田靖安区块得以成功应用,产后单井产量是相邻井产量的2倍,返排液经分离沉降等简单处理后即可再配压裂液,末端返排液经处理可用于驱油,变废为宝,实现压裂液"零排放、零污染",大幅度降低了压裂液的环境污染,为压裂液"不落地"技术提供了保障。      

双子表面活性剂复配体系性能评价及在陇东油田的应用

针对陇东油田注水井出现欠注问题,以阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与双磷酸酯型双子表面活性剂XG等为原料,制得阳离子-双子表面活性剂复配体系XG-D。通过油水界面张力和润湿性能测试及室内岩心驱替等方法研究了XG-D的各项性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,XG-D与模拟地层水的配伍性较好,0.25%的XG-D可使油水界面张力降至0.01 m N/m,具备良好的降低油水界面张力的性能。XG-D的抗盐性较好。XG-D可吸附于亲油云母表面,使固体亲水表面转变为弱亲水表面,润湿性良好。岩心驱替实验结果表明XG-D具有较好的降压增注特性,可使注水压力降幅达49.88%,驱油效率提高6.4%。现场应用结果表明,可在陇东油田高压注水井用XG-D实现降压增注。图4参29     

海上油田压裂用助排剂的实验研究

水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要措施。助排剂可以降低压裂液的表面张力或油水界面张力,增大与岩石的接触角,降低压裂液返排时遇到的毛管阻力。由于压裂液返排受诸如地层排液的能量(压力)、人工排液能量、破胶返排液粘度、压裂液和地层流体是否乳化、压裂液是否引起粘土膨胀、毛管阻力造成压裂液阻滞等因素的影响,一般无法比较加与不加助排剂的压裂液返排量而得出助排率。针对这种情况,文章给出了计算助排剂助排效率试验的尝试,以期对助排剂的性能做全面评价。     

压裂-驱油一体化工作液研究进展

随着石油工业对降低成本、绿色环保问题的日益关注,对于兼具压裂、驱油双重功效的工作液的研究越来越受到重视.为了更好地研究压裂-驱油一体化工作液体系,综述了返排液驱油体系和驱油压裂液体系的组成、驱油性能研究现状及现场应用情况,并对其发展进行展望.返排液驱油体系的构建均基于清洁压裂液尤其是以阳离子表面活性剂为主要成分的清洁压...     

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。      

驱油型可回收清洁压裂液的研制与应用

针对在压裂施工中大量使用的胍胶液体系存在回收利用工艺复杂、成本高、效率低等问题,制备了以近肽链结构的黏弹性表面活性剂为主要成分的高效驱油清洁压裂液体系,研究了压裂液的耐温耐剪切性、抗盐、破胶及驱油性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 g/L,在压裂液中加入有机酸调节剂可降低配液水矿化度对压裂液黏度的影响。压裂液的携砂性能良好,破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液与煤油的界面张力可达10-2数10-3m N/m。该压裂液在油田现场成功应用25井次,单井产量是相临井产量的6倍。压裂液返排液经分离沉降等简单处理后即可再次配制压裂液,末端返排液处理后用于驱油,可在水驱基础上平均提高采收率10.67%,大幅降低压裂液对环境的污染。     

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%。     

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。     

高温低渗油藏表面活性剂驱影响因素研究

为改善高温低渗油藏开发效果,开展了表面活性剂驱影响因素研究。通过在114℃条件下,对亲水、亲油低渗岩心进行表面活性剂驱油实验,考察了界面张力、乳化作用、润湿反转以及注入时机对注入压力、驱油效率等的影响。研究结果表明,表面活性剂体系与原油间的界面张力越低,提高驱油效率和降低注入压力的幅度越大。表面活性剂的乳化速率越高,原油采收率越高;乳化降黏能力越强,降压效果越好;同时,适当降低乳状液稳定性也对驱油有利。表面活性剂的润湿反转作用使其能在较高界面张力下有效驱油,并在亲油岩心中获得较亲水岩心更好的增油降压效果。此外,在中等含水阶段进行表面活性剂驱,能够利用最低的投入获得最高的原油采收率。