致密砂岩储层清洁压裂液返排液驱油实验研究及应用

清洁压裂液广泛应用于致密砂岩储层水力压裂施工中,而压裂施工后产生的大量清洁压裂液返排液具有处理难度大、回收利用率低以及环保压力大等问题,为实现清洁压裂液返排液的合理重复利用,以现场清洁压裂液返排液作为驱油剂,室内评价了其界面性能、润湿性能、乳化性能以及降压增注性能,并开展了驱油实验研究。结果表明:当清洁压裂液返排液质量分数为0.10%～0.15%时,可以使油水界面张力值降低至10-3m N/m数量级,具有良好的界面活性;能使储层天然岩心表面的润湿性转变为亲水性,具有良好的润湿反转性能;可以使油水乳状液的析水率控制在30%以下,具有良好的乳化性能;能使天然岩心注入压力降低率达到50%以上,具有良好的降压增注效果。岩心模拟驱油实验结果表明,注入0.5 PV质量分数为0.10%～0.15%的清洁压裂液返排液后,能使天然岩心水驱后的采收率提高12%以上,具有良好的驱油效果。矿场试验结果表明,实施现场清洁压裂液返排液驱油措施后,目标区块生产井的产油量明显提升,含水率下降,取得了显著的增油效果。     

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。      

温度对吉木萨尔致密油藏渗吸效率的影响研究

为了明确密切割体积压裂后温度对致密油藏渗吸效率的影响,利用高温高压致密岩心渗吸实验装置,通过渗吸驱油实验,研究了吉木萨尔凹陷芦草沟组天然致密油藏岩心在不同温度、压力条件下的渗吸机理。实验结果显示:随着温度升高,渗吸效率提高,渗吸速度变快,渗吸所需时间缩短;实验温度高于吉木萨尔致密油藏温度时,温度升高对渗吸效率影响较小;实验温度低于油藏温度时,温度越低,对渗吸效率影响越大;不同温度下单位面积渗吸油量与单位面积饱和油量呈正相关关系。研究结果表明,温度的变化对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏渗吸驱油作用具有较大影响,致密油藏体积压裂过程中应尽可能降低压裂液对地层造成的冷伤害。      

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。     

致密砂岩动态渗吸排驱核磁共振在线实验——以松辽盆地北部扶余油层为例

为进一步明确致密油藏动态渗吸过程基质孔隙的动用特征，分析闷井渗吸转排驱的时机对致密油开发效果的影响。利用核磁共振在线扫描开展致密砂岩渗吸排驱过程中不同孔隙流体动用实验，选取松辽盆地北部扶余油层致密砂岩岩心，开展动态渗吸排驱与核磁共振联测实验，结合矩阵转换法建立弛豫时间与孔隙半径的关系，量化分析渗吸排驱过程中基质内油和压裂液的分布情况，并推算了基质渗吸作用距离。结果表明：压裂液渗吸阶段，大孔主要起渗吸排油通道作用，中孔和小孔对渗吸采收率起主要贡献，占总渗吸采收率的75.22%，渗吸速度在前8 h内保持较高水平，初期由中孔和大孔贡献，中期以小孔和微孔为主；渗吸96 h转排驱后的总采收率和压裂液返排率达到最高值，分别为40.73%和55.38%；实验模拟的基质动态渗吸作用距离约为11 cm，通过相似原理换算出现场闷井时间30 d。研究成果对松辽盆地致密油开发方案制定具有指导意义。     

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。     

表面活性剂对致密砂岩储层自发渗吸驱油的影响

自发渗吸驱油是致密砂岩油藏比较重要的一种采油方式。为了研究表面活性剂对长庆油田致密砂岩储层渗吸效果的影响,采用核磁共振技术,根据天然岩心在地层水和表面活性剂中的自发渗吸实验,研究了不同润湿性岩心自发渗吸的特点,以及表面活性剂对中性润湿砂岩渗吸结果的影响。实验结果表明:强水润湿砂岩的渗吸采出程度为60%左右,而中性润湿砂岩的渗吸采出程度只有33%左右;表面活性剂的加入能够有效提高中性润湿砂岩的渗吸采出程度,0.05%HYZ-5的效果最好。通过岩心驱替实验评价了HYZ-5表面活性剂对中性致密砂岩周期注水采收率的影响,可以看出HYZ-5可以显著提高周期注水的采收率。现场试验证明,A井采用周期注水,注入HYZ-5表面活性剂溶液渗吸驱油后,取得了明显的增产效果,说明表面活性剂可以提高致密砂岩储层的自发渗吸驱油效率。     

定边地区致密油动态吞吐渗吸驱油技术研究

为解决鄂尔多斯盆地致密油油藏储层在常规衰竭式开发中地层能量快速下降,产量递减加快的问题,通过室内动态吞吐渗吸驱油实验、椭圆形水驱前缘法以及平面径向流压力传播时间与注入量的关系对定边地区致密油动态吞吐渗吸驱油机理进行了系统研究。结果表明：以0.3%的BHJ8溶液作为渗吸液时,能最大程度提高动态吞吐渗吸采收率,且随着渗吸液注入量的增加而增大,根据试验区水驱前缘距离计算出合理的单井注入量为2 500～3 000 m3,随着延长关井时间,渗吸采收率逐步得到提高,确定最佳关井时间为300 h。通过采取注水动态吞吐渗吸驱油措施后,致密油藏采收率得到明显提升,对致密油藏的高效注水开发具有实际的指导意义。     

致密油藏纳米微乳液性能评价与驱油机理分析

自发渗吸为致密油藏提高采收率的主要方式,但常规驱油所用的表面活性剂易被岩石吸附,吸附损失较大,在苛刻油藏中不能满足强化采油的使用要求,提高自发渗吸采收率效果不明显。以环辛烷、脂肪醇聚氧乙烯醚类乳化剂、乙二醇、三乙醇胺为原料,制得以有机相为内相、表面活性剂为壳膜的纳米微乳液。通过界面张力及润湿反转实验揭示了其驱油机理,通过自发渗吸实验验证了提高采收率效果。结果表明,0.3%的纳米微乳液体系粒径尺寸约为10 nm,油水界面张力为3.56 m N/m,可将油湿石英片表面的润湿性（130.6°）反转为水湿表面（11.7°）,具有良好的润湿反转能力。岩心在该乳液中的最终自发渗吸采收率为43.2%,约为水的2.4倍,自发渗吸提高采收率效果显著。     

致密油藏孔喉分布特征对渗吸驱油规律的影响

自发渗吸是致密油藏中一种重要开发机理,构建准确的渗吸驱油数学模型对明确致密油藏渗吸驱油规律具有重要意义.基于毛管束模型,考虑束缚水和残余油饱和度,利用二维高斯分布函数拟合从高压压汞测量得到的致密砂岩孔喉分布,构建岩心尺度致密砂岩基质渗吸驱油数学模型,并通过致密砂岩渗吸实验对数学模型进行验证,开展渗吸规律影响因素分析,明...     

致密油藏水平井体积压裂不返排适应性评价

为论证水平井体积压裂不返排渗吸驱油工艺对研究区长8致密油藏开发的适应性,开展了储层敏感性、渗流特征、渗吸特征研究和渗吸驱油强度主控因素分析及矿场试验。结果表明：（1）长8储层速敏、水敏、盐敏、酸敏和碱敏程度均为中等偏弱,储层孔喉连续性较差和非均质性较强,基质渗流能力较低,注水驱替时油水置换效率较低,渗吸驱油强度主要受储层裂缝发育程度、缝网改造规模、渗透性和孔隙结构控制;（2）长8储层岩石润湿性以亲水-弱亲水为主,自吸驱替过程中自吸排油量高于自吸排水量,驱替排油量低于驱替排水量,压裂液流体对储层渗透性损害较弱,可采用体积压裂不返排渗吸驱油工艺开发;（3）矿场试验表明,试验井见油返排率较对比井减少12.1%,投产12个月百米水平段平均累计产油较对比井增加37.3%,平均递减率较对比井减少9.7%,有效提升了油水置换效率、延缓了递减速度和提高了原油最终采收率。该研究成果对鄂尔多斯盆地页岩油、致密油高效开发具有一定的指导意义。     

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。     

致密油储层压裂液渗吸特征及水锁损害评价

致密油储层压裂施工后仍会有大量的压裂液滞留在储层中,不仅会对致密油储层中的原油产生一定的渗吸驱油作用,还可能对储层造成一定的水锁损害;因此,为了确认压裂液在致密油储层中的渗吸特征和产生的水锁损害程度,文中研究了不同类型破胶后的压裂液对目标区块致密油储层天然岩心的渗吸驱油效果,在此基础上,开展了压裂液渗吸后对岩心的水锁损...     

子长油区致密砂岩储层渗吸驱油主控因素分析研究

对于致密砂岩储层渗吸驱油的研究,多致力于各影响因素与岩心驱油效率、驱油速率等之间的关系,为进一步量化表征各影响因素对于致密砂岩储层渗吸驱油影响的强弱,以鄂尔多斯盆地子长油区天然致密砂岩样品为例,通过自发渗吸实验,研究了岩心尺寸、品质系数、界面张力、润湿性、矿化度、初始含水、原油黏度等因素对于渗吸驱油作用的影响,并通过实...     

超低渗透油藏高温高压动态吞吐渗吸驱油实验

为了进一步提高超低渗透油藏水驱开发后的采收率,使用高温高压动态吞吐渗吸驱油实验装置对储层天然岩心开展了动态渗吸驱油实验,优选出了最佳的吞吐渗吸驱油参数,并将其成功地应用到矿场试验中。室内实验结果表明：当使用质量分数为0.5%的阴-非离子型表面活性剂YN-11溶液作为渗吸液时可以显著提高动态吞吐渗吸采收率,并且随着渗吸液注入量的不断增大,渗吸采收率逐渐增大,最佳注入量为0.4 PV;当驱替流速在0.05～0.10 mL/min时,渗吸采收率较高;随着岩心中裂缝开度的增大,渗吸采收率逐渐增大,矿场实践中应尽可能地增大裂缝开度;随着关井时间的延长,渗吸采收率逐渐增大,推荐最佳的关井时间为120 h;随着吞吐次数的增加,渗吸采收率增幅逐渐减小,最佳吞吐次数为3次。矿场试验结果表明,S区块内4口井采取动态吞吐渗吸驱油措施后,日产油量明显提升,平均含水率明显降低,增油效果显著。研究成果对超低渗透油藏的高效开发具有一定的指导意义。     

致密砂岩油藏动态渗吸驱油效果影响因素及应用

渗吸驱油作为致密砂岩油藏高效开发的一项重要技术措施,近年来受到越来越多的关注。致密砂岩油藏渗吸驱油效果的影响因素较多,以鄂尔多斯盆地某区块致密砂岩储层为研究对象,通过岩心动态渗吸驱油实验,评价了渗吸液类型、渗吸液浓度、渗吸液注入量、驱替流速、反应时间以及岩心渗透率对储层岩心动态渗吸驱油效果的影响。结果表明：渗吸液中加入非离子表面活性剂HYS-3能够显著提高动态渗吸驱油效率;渗吸液中表面活性剂的浓度越高、渗吸液注入量越大、反应时间越长、岩心渗透率越高时,动态渗吸驱油效率越高;随着驱替流速的增大,岩心动态渗吸驱油效率呈现出先增大后减小的变化趋势;动态渗吸驱油实验最优参数为：驱替流速为0.2 mL/min,渗吸液为0.5% HYS-3,渗吸液注入量为1.0 PV,反应时间> 48 h。矿场应用试验结果表明,实施注水吞吐动态渗吸驱油方案措施后,S油田5口井的日产油量是措施前的2倍多,含水率明显下降,增油效果显著。     

低渗透/致密油藏驱替-渗吸数学模型及其应用

在亲水性低渗透/致密油藏注水开发过程中存在驱替和渗吸双重作用开发机理。为定量表征驱替和渗吸作用在低渗透/致密油藏注水开发中的贡献,明确影响低渗透/致密油藏注水开发过程关键因素,基于毛细管束模型,开展驱替和渗吸双重作用下驱油过程力学机制分析,明确驱替压力梯度、孔喉大小、润湿性、油水黏度、界面张力等因素对驱油速度的影响;基于孔喉分形分布特征,考虑束缚水和残余油赋存特征,构建岩心尺度驱替-渗吸数学模型,给出不同驱替压力梯度下岩心尺度驱油流量和采收程度随时间变化关系;构建驱替压力梯度-渗透率双对数图版,将低渗透/致密油藏注水开发分为驱替为主、渗吸为主和驱替-渗吸共同作用3类不同注水开发机理。驱替压力梯度-渗透率双对数图版可以判定低渗透/致密油藏任一点处注水开发机理类型,定量表征驱替与渗吸对注水开发驱油速率的贡献,为低渗透/致密油藏注水开发方案设计与调整提供一定依据。     

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.     

低渗透/致密油藏驱替-渗吸数学模型及其应用

在亲水性低渗透/致密油藏注水开发过程中存在驱替和渗吸双重作用开发机理。为定量表征驱替和渗吸作用在低渗透/致密油藏注水开发中的贡献，明确影响低渗透/致密油藏注水开发过程关键因素，基于毛细管束模型，开展驱替和渗吸双重作用下驱油过程力学机制分析，明确驱替压力梯度、孔喉大小、润湿性、油水黏度、界面张力等因素对驱油速度的影响；基于孔喉分形分布特征，考虑束缚水和残余油赋存特征，构建岩心尺度驱替-渗吸数学模型，给出不同驱替压力梯度下岩心尺度驱油流量和采收程度随时间变化关系；构建驱替压力梯度-渗透率双对数图版，将低渗透/致密油藏注水开发分为驱替为主、渗吸为主和驱替-渗吸共同作用3类不同注水开发机理。驱替压力梯度-渗透率双对数图版可以判定低渗透/致密油藏任一点处注水开发机理类型，定量表征驱替与渗吸对注水开发驱油速率的贡献，为低渗透/致密油藏注水开发方案设计与调整提供一定依据。     

基于核磁共振技术的致密岩心高温高压自发渗吸实验

为了明确致密储层渗吸作用规律,在开发过程中充分发挥渗吸驱油效果,从而达到提高原油采收率的目的。利用核磁共振技术与高压压汞测试,研究了岩心的微观孔隙结构;设计了模拟储层条件的自发渗吸实验,分析了岩心孔隙度、渗透率、储层温度、压力、人造裂缝等因素对渗吸采收率的影响。结果表明：致密岩心具有3种孔隙结构,其中亚微孔为原油主要赋存空间,其孔隙体积占比接近80%;亚微孔的孔径小、毛细管力大,渗吸初期的渗吸效率最高,且对渗吸原油采收率的贡献程度最大;致密岩心孔隙度、渗透率越低,渗吸采收率越低;渗吸过程中信号相对振幅峰值向小孔隙尺寸偏移,孔径范围减小,岩心越致密,偏移越明显;温度与压力对渗吸采收率的影响较大,模拟储层条件的高温高压渗吸相比常规条件下渗吸采收率提高了120%,模拟压裂的岩心人工造缝后的岩心整体渗吸采收率提高了24.7%。研究成果对利用自发渗吸作用提高采收率具有理论指导意义。