滨南低渗透区块表面活性剂驱可行性研究

滨南油田属于低孔低渗的复杂断块油田,岩石中存在高岭石、伊利石等粘土矿物,在开采过程中储层遇水易发生粘土膨胀,堵塞地层,造成渗透率下降,注水压力升高,注水困难的严峻局面。针对低渗透油藏的开采现状及问题,将兼具防膨性能及驱油性能的表面活性剂(LY剂)引入本文,对该剂进行了性能研究。LY剂可使油水界面张力降至10-3mN/m;防膨率为26.67%;腐蚀速率为2.5g/(m2·h),小于石油行业规定标准值6g/(m2·h);对于不同渗透率的岩心,注表面活性剂后平均压降为28%,平均驱油效率为8.62%。LY剂可提高驱油效率,同时抑制粘土颗粒的水化膨胀及分散运移,达到降压增注的目的。结合滨南低渗透区块储层物性、敏感性及表面活性剂具有的特性,分析了该表面活性剂驱技术在滨南低渗透区块应用的可行性。     

青海七个泉油田油基压裂液试验研究

针对七个泉油田油藏埋深浅、渗透率低、地层温度低、压力系数低、储层水生强等地质特征,进行了油基压裂液的试验研究。提出了适合该油田的油基压裂液体系。采用该油基压裂液体系对七个泉油田３口井进行了压裂改造现场试验,显提高了压裂改造有效率,取得了良好的增产效果。     

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低渗透气藏储层一般具有渗透率低、泥质含量高的特征。不经过水力压裂，该类气藏就不能有效地投入开发。而水基压裂液对泥质含量高的水敏性低渗透地层伤害极大，故研究油基压裂液在我国具有重大的现实意义。介绍了一种新型的油基压裂液，该压裂液是用磷酸酯铝稠化剂和一种油溶性活化剂配置而成，克服了现有油基压裂液的一系列缺点；提出了活化剂用量、凝胶表观粘度、抗剪切能力、破胶剂破胶能力、滤失性能、岩心伤害率等实验数据，这些数据指标均在优质油基压裂液性能范围之内；说明该压裂液具有流动性能好、凝固点低、易溶化、不易老化、对地层伤害少、易返排、配置及施工方便等特点。     

水基压裂液对储层渗透率伤害实验研究

压裂液对储层损害分析及其保护技术是油气层保护技术的重要内容之一。利用大庆外围低渗透油田常用的压裂液配方和岩心，分析了压裂液滤液、残渣对地层渗透率的损害原因和程度。实验结果表明压裂液不可避免的会对储层渗透率造成伤害，指出了压裂液残渣和滤液是造成储层渗透率伤害的两个主要原因。压裂液配方中残渣含量不同对外围油田不同渗透率岩心的伤害程度不同，残渣含量越大，伤害程度越严重。     

高模量水玻璃油井堵水技术的应用

压裂液对储层损害分析及其保护技术是油气层保护技术的重要内容之一。利用大庆外围低渗透油田常用的压裂液配方和岩心，分析了压裂液滤液、残渣对地层渗透率的损害原因和程度。实验结果表明压裂液不可避免的会对储层渗透率造成伤害，指出了压裂液残渣和滤液是造成储层渗透率伤害的两个主要原因。压裂液配方中残渣含量不同对外围油田不同渗透率岩心的伤害程度不同，残渣含量越大，伤害程度越严重。     

启动压力测定对吉林油田低渗透油藏开发效果的影响

存在启动压力梯度意味着流体的渗流偏离达西定律,为非线性渗流。通过对吉林油田部分区块的启动压力测定及测试结果分析,得出结论:在低速渗流条件下,流体的流动为非线性渗流;流体在低渗透岩心中渗流时,存在启动压力梯度;启动压力受样品渗透率的影响,相对气测渗透率来说,岩心的渗透率越低,水测和油测渗透率的下降越显著,其启动压力越高;驱替速度对低渗透油藏采收率有较大的影响,有一个最佳的驱替速度。     

东辛油田低渗透油藏堵调技术的研究与应用

根据辛50北断块中孔低渗透油藏的特点,研制了适合该区块的低黏度冻胶堵剂,其配方为:0.8%乳液聚合物+0.2%酚醛交联剂。物模实验评价结果表明,研制的低黏度冻胶堵剂在低渗岩心中易注入,且具备较高的封堵强度和耐冲刷性,水驱9 PV时封堵效率仍>96%。在辛17斜更5井区开展调剖试验,从2010年9月14日至2011年年底累计增油1 466 t,对类似低渗透油藏的水井调剖的油田具有推广意义。     

注水阻力分析及功能型减阻增注剂的性能评价

为了提高低渗透油藏注水井的降压增注效率,本文研究了岩石表面润湿性、界面张力等因素对低渗透油藏注水阻力的影响规律,并在此基础上研究了一种多功能型减阻增注剂CNG,评价了CNG溶液改变油水界面张力、改变岩石表面电性和润湿性和改变岩心降压增注效果的能力。研究结果表明:CNG既能降低油水界面张力至10~(-3)mN/m数量级、消除岩心毛管阻力;又能吸附在岩石表面消除岩石表面负电荷、改善岩石表面润湿性至弱水湿。CNG即适用于含有残余油的岩心降压增注,又适用于强水湿油藏的减阻增注,还适用于即有残余油又强水湿油藏的降压减阻增注。对于胜利油田某区块天然岩心,CNG用于不洗油的原始岩心时,渗透率提高48.49%,驱替压差降低31.25%;CNG用于没有残余油、呈现水润湿状态的岩心时,渗透率提高36.32%,驱替压差降低27.66%。图10表1参10     

低渗透高矿度油藏二元驱可行性实验研究

陇东侏罗系油藏,目前进入中高含水期,水驱增油难度大。通过研究低渗透油藏孔喉与聚合物分子匹配性,高矿化度注入水配二元体系增粘性、界面张力、岩心驱油效率等,评价低渗透高矿化度油藏储层特性对二元驱的适应性。实验结果表明二元体系具有较好的增粘性,可注入性较好,能形成超低油水界面张力,室内岩心驱油效率提高15%以上。室内实验研究表明选择与孔喉匹配的抗盐聚合物,与新型甜菜碱形成的二元体系在低渗透高矿化度油藏较高渗透率的区块开展驱油试验可行。     

泡沫压裂液在志丹地区延长组长6油田适用性研究

针对志丹地区延长组长6油田油层岩心,配制了泡沫压裂液。通过室内评价试验,探讨了泡沫压裂液静滤失、动滤失对志丹地区延长组长6油层岩心渗透率的影响,及其破胶液对裂缝导流能力的伤害程度。结果表明,泡沫压裂液静滤失对岩心渗透率损害率达44.7%,对地层具有一定的伤害,但该压裂液动滤失对岩心渗透率几乎没有伤害;在地层条件下破胶液对裂缝导流能力伤害率为4.35%,影响较小。该泡沫压裂液对该地区的油气田增产开发有很大的适用性。     

热压裂液技术研究及应用

辽河油田的高凝油产量占油田总量的60％以上。由于高凝油的凝固点、含蜡量、胶质沥青质含量高，在油层改造过程中压裂液对储层产生的冷伤害，使蜡，胶质沥青质不断从原油中析出，沉积在油流孔道中，造成出油孔道被堵塞，严重影响压裂增产效果，研制应用了热压裂液工艺技术，使压裂液入井温度高于原油析蜡温度，降低了压裂液对地层产生的冷伤害，通过试验优选出了热压降低了压了压裂液对地层产生的冷伤害，通过试验优选出了热压裂液配方。基液：（1．4％－1．8％），浓缩液体瓜胶＋0．2％FR－CL／LH－Ⅰ破乳助排剂＋0．05％FR－BA／LH－Ⅰ杀菌剂＋0．05％CO－DFO／LH-Ⅱ消泡剂＋（0．02％－0．03％）NaOH；交联液；（10％－15％）高温延迟交联剂＋（1％－2％）胶囊破胶剂；交剂比为100：（2－3）。经在稠油区块16口井应用表明，热压裂液工艺技术对高凝油油物压裂效果较好，平均单井增原油12．75t/d，聚得了很的经济效益。     

低碳烃无水压裂液体系构建及性能评价

非常规油气储层采用水基压裂液压裂施工过程中,易对储层造成二次伤害,并且浪费大量的水资源。因此,室内以正己烷为基液,通过优选合适的交联剂和胶凝剂,研制了一种低碳烃无水压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明：低碳烃无水压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能、黏弹性能和携砂性能,能够满足现场加砂压裂施工的需求。体系的破胶性能良好,加入2. 4%的破胶剂醋酸钠破胶2. 5 h后体系黏度可以降低至10 mPa·s 以下。此外,压裂液体系破胶后对储层岩心的渗透率伤害率小于10%,具有低伤害的特点。低碳烃无水压裂液体系现场应用效果较好,SS-Y2井压裂后日产油量显著提高,达到了压裂增产的目的。研制的低碳烃无水压裂液体系在非常规油气储层压裂施工领域具有较为广阔的应用前景。     

原油稠化压裂液室内筛选及现场应用

针对华北油田岩性致密、泥质含量高、水敏性强、渗透率低的砂岩储层采油速率低的难题 ,开展了对原油稠化压裂液的室内筛选和现场应用研究。室内筛选配方以自产原油为基液 ,添加胶凝剂和交联剂 (交联比为 0 .1) ,使基液稠化为冻胶 ;在冻胶体系中 ,加入耐温剂 ,增大其耐温能力 ;压裂施工时 ,再加入交联剂和破胶剂 ,提高原油稠化压裂液的耐剪切性能。经现场配液和对 4口压裂试验井的选井、施工和效果对比 ,证实原油稠化压裂工艺技术是改造低渗透、强水敏性砂岩油层的有效措施     

一体化多功能减阻剂的研究与应用

传统压裂液一般是以减阻剂为核心,配合使用防膨剂、助排剂等多种添加剂而形成的溶液体系,配液流程复杂,体系配伍性以及稳定性不佳,并且对储层伤害高。为解决传统压裂液存在的问题,文章以反相乳液聚合法合成了一种兼具减阻、携砂、助排、防膨、低伤害等性能的一体化多功能减阻剂JHFR-Ⅱ,并对其进行室内试验及现场施工。室内实验结果表明：JHFR-Ⅱ溶液黏度在1.0～90.0 mPa·s可调,岩心渗透率的伤害率低于20.0%。优选出0.10%的JHFR-Ⅱ溶液作为减阻水,在储层矿化度下,减阻率达73.2%;优选出0.40%的JHFR-Ⅱ溶液作为携砂液,其携砂能力为清水的90倍,破胶液黏度低于5.0 mPa·s,表面张力低于28.0 mN/m,防膨率高于85%。通过现场施工表明,JHFR-Ⅱ减阻剂不但能够满足致密油气藏大规模体积压裂施工的减阻和携砂需求,还可以用于常规以及其他非常规油气藏的复杂缝网压裂中。一体化多功能减阻剂JHFR-Ⅱ具有一剂多效的特点,其单剂水溶液即可作为压裂施工液体,在压裂施工作业中可有效简化操作流程,降低施工成本。     

原油基压裂液研究

研制了一种适用于低压、低渗、水敏性储集层的新型原油基压裂液体系。根据基液原油的组分合成相应的增稠剂，增稠剂在原油中与交联剂反应，形成网状结构，使原油成为黏度可以调控的冻胶，从根本上改变了油基压裂液以柴油、煤油为基液的现状，降低了油基压裂液的成本，同时还提高了压裂液的抗温、抗剪切和破胶性能，并将交联时间缩短到2h以内，可以满足现场压裂施工的要求，大大降低了施工强度和压裂改造的综合成本。在青海油田进行的现场先导试验取得成功。图9表1参5     

油基压裂液在春光油田低温水敏油井的应用

针对春光油田沙湾组水敏性较强、低温低压不利于压裂液破胶及返排和储层孔喉细小易水锁等问题,开展了油基压裂液的实验研究与应用工作,优选了适合该区块的油基压裂液配方及配制方法,解决了低温储层条件下(30~40℃)油基压裂液在可控时间内的彻底破胶难题。该油基压裂液体系在排2-401井进行了实际应用,取得了理想的增产效果。     

适用于强水敏性地层的柴油冻胶压裂液

介绍了一种适用于强水敏性地层的新型柴油冻胶压裂液体系。该体系以新合成的磷酸酯作稠化剂、含活性剂的铝盐作交联剂,以醋酸钠作破胶剂,分析了该柴油冻胶压裂液砷交联机理。研究了柴油冻胶压裂液的交联能力、耐温能力、耐温耐剪切性、破胶性、滤失性等性能。实验结果表明,该柴油冻胶压裂液适用于强水敏油气层、低压低渗透油气藏。     

改善清洁压裂液耐温携砂性能的方法研究

介绍了粘弹性表面活性剂(VES)体系形成过程和特点.针对该清洁压裂液体系存在的问题,采用阳离子季铵盐和复合离子表面活性剂甜菜碱作为清洁压裂液主剂,使用邻羟基苯甲酸钠作为促冻剂,配制了VES冻胶体系,该体系可使油藏温度使用范围由60℃提高到70～100℃,清洁压裂液耐温性明显改善.考察了水溶性纤维对清洁压裂液中压裂砂支撑...     

新型改性羟丙基瓜胶及其在超高温压裂液中的应用

为提高稠化剂的抗温性,以羟丙基瓜胶、2-吡咯烷酮和（2-氯乙基）三甲基氯化铵为原料,合成了新型改性羟丙基瓜胶稠化剂。采用TGA进行了抗温性能评价,研究了稠化剂的交联条件以及压裂液的耐温耐剪切性能、破胶性能、残渣含量和岩心伤害评价等。结果表明,羟丙基瓜胶通过引入刚性基团改性后,热降解温度提高到了220℃,在0.6%的加量下增黏效果好。压裂液体系优选配方为:0.6%改性羟丙基瓜胶+0.5%高温防膨剂BZGCY-C-FP+0.5%高温助排剂BZGCYC-ZP+0.1%温度稳定剂BZGCY-Y-WD+0.2%碳酸钠+清水+有机硼锆交联剂BH-GWJL （交联比为100:0.4）,在200℃、170 s-1下剪切120 min后黏度保持在60 mPa·s以上,提高了稳定性。现场应用效果表明,该体系能够满足高温井施工要求。