低渗油藏注水井解堵增注技术研究

为了解决桩西低渗、特低渗油藏部分注水井注水压力过高(44 MPa)、欠注严重、注水效果差,以及常规酸液体系有效期短、效果差等难题,对砂岩酸-生物活性剂复合降压增注技术进行了室内实验研究。实验结果表明,该项技术具有良好的缓速缓蚀深部解堵功能,其新型活性剂可有效降低表面张力,改变地层润湿性,降压增注。该技术为注水井深部酸化增注提供了可靠的技术保证,对改善低渗、特低渗油田的注水开发效果具有十分重要的意义。     

鄂尔多斯盆地特低渗透油藏降压增注复合表面活性剂体系研制及性能评价

针对鄂尔多斯盆地特低渗透油藏注水井注水压力高、注水量达不到配注要求、注水开发效果较差等问题,在储层特征分析基础上,通过室内实验优选出了具有良好界面活性、润湿性能的双子表面活性剂SG-12、氟碳表面活性剂FT-Z,结合防膨剂FP-101,建立了一种复合表面活性剂降压增注(JYZZ)体系,并对其综合性能进行了评价.结果表明...     

致密油藏纳米增注体系实验研究

针对红河油田长8超低渗透油藏驱替压力大、注水难以见效的问题,结合纳米材料及表面活性剂两种体系在降压增注和提高采收率方面的优良特性,开展了纳米乳液降压增注技术的研究。以油水界面张力为指标,优选出适合长8油藏的纳米乳液体系中表面活性剂的组成为:阴离子表面活性剂NHBH-1、甜菜碱表面活性剂TCJ-1、非离子表面活性剂X60、低碳醇比例为1:4.25:0.3:0.5。室内评价结果表明,纳米增注体系平均粒径为24.7nm,在0.1~0.3%浓度范围内与长8原油的界面张力能达到10-2m N/m的超低界面张力数量级,能将岩心由亲水性往中性润湿方向改善,驱替实验结果表明纳米增注体系具有较好的降低注水压力和提高采收率的性能,相比较水驱,注水压力下降18%,采收率提高15%。     

低渗透油田表面活性剂降压增注技术及应用

为了改善低渗透油田注水压力高、欠注的问题,通过室内静态评价和动态评价试验,选出了一种表面活性剂JT202作为注水井的降压增注剂。通过试验优化,其投加合理的投加浓度为1%,合理的投加周期为5～8个月。现场应用表明,该活性剂体系有较好的降压增注效果。     

气藏污水回注井表面活性剂降压增注技术

针对气藏污水回注井回注压力升高、回注能力降低的生产问题,根据油藏注水井表面活性剂降压增注的技术思路,开展气藏回注井储层条件下的降压增注技术研究。通过考察表面活性剂和回注水的配伍性及润湿反转能力,优选了杂双子表面活性剂ZS-11,并采用该表面活性剂进一步开展相渗实验和降压增注实验。研究结果表明,杂双子表面活性剂ZS-11在高温(130℃)、高矿化度(80000 mg/L)回注储层条件下,具有配伍性好、润湿反转能力强的特点,可将岩心润湿性由亲水向中性润湿转变。驱替实验结果表明,杂双子表面活性剂ZS-11溶液(有效物含量0.2%)能使水测渗透率分别为1.42×10~(-3)、1.78×10~(-3)、5.27×10~(-3)、10.53×10~(-3)μm~2的岩心的液相相对渗透率提高21.2%数52.8%,气液两相渗流区间增大9.3%、等渗点饱和度降低3.3%数6.2%,特别对低渗岩心降压效果更为明显,降压幅度达到41.0%。实验结果为解决气藏污水回注压力高的生产问题供新思路及方法。图6表2参17     

降压增注技术在低渗透油田的应用研究

针对吴旗长2油藏部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加等情况,分析了注水压力升高的原因,开展了新型表面活性剂体系降压增注的应用研究.该体系由单一两性表面活性剂和黏土稳定剂组成.室内实验表明,60℃该体系与吴旗长2油样闻的界面张力可达到10-2～10-3 mN·m-1 数量级,且具有较好的界面张力稳定性.岩心驱油降压模拟试验表明,驱替5～10PV新型活性刺体系后,岩心水驱降压率达到30%以上,驱油效率的提高值也在7%以上.在吴旗区块昊72-71井进行了单井现场试验,该井见到了活性荆体系较好的降压增注效果.     

超低渗油藏表面活性剂降压增注及提高采收率

渭北油田长3油藏为典型的超低渗油藏,在注水开发过程中,由于储层物性差,导致注水驱替困难。部分注水井表现出注入压力高,对应油井低产、含水率高,注水开发效果差。为此开展了4种表面活性剂降压增注及提高采收率实验研究。结果表明,OBS-03生化表面活性剂具有降低界面张力、降低原油黏度、降低驱替压差和提高采收率的能力,并且适合渭北长3油藏的地质条件。矿场试验表明,应用OBS-03型表面活性剂能有效降低注水压力,油井降水增油效果明显。     

改性纳米二氧化硅流体的制备及其降压增注规律

为降低油藏注水压力，使用非离子表面活性剂吐温80分散改性纳米二氧化硅，通过室内实验研制了一种用于降压增注的纳米流体。研究了该体系的分散性，考察了体系的润湿反转性能；通过岩心驱替实验，研究了不同注入量、不同岩心渗透率下纳米流体的降压增注规律。实验结果表明，该纳米流体具有良好的分散性能，平均粒径约为15 nm，且润湿反转能力较好，可将岩心表面接触角从35°增大到130°；当注入量为1.0 PV时，减阻率达45.31%；对渗透率为1.00×10^-3～20.00×10^-3μm²的岩心，纳米流体的降压增注效果较好，减阻率达35.00%以上。     

降压增注剂界面修饰对岩心孔隙水膜厚度的影响

为改善文33块沙三上油藏开发中采用酸化解堵时低无效井所占比例较高,且普遍存在措施有效期较短、注水压力较快恢复至措施前的问题,室内将低浓度(0.05％)的降压增注剂XH207B(非离子表面活性剂)注入天然岩心,研究孔隙水膜厚度和相对渗透率的变化规律,揭示降压增注剂对注入压力和渗透率变化的影响.结果表明,降压增注剂处理后,...     

氟碳表面活性剂的合成及其降压增注体系研究

目的 针对致密储层注水压力高的问题,开展适宜于低矿化水驱的低界面张力的防膨降压增注体系研究。方法 以聚乙二醇和低碳数含氟烷酸为原料合成了氟碳表面活性剂(FEC),并对其结构进行了表征。研究了氟碳表面活性剂与Gemini表面活性剂和有机铵盐防膨剂的复配性能,探讨了复配表面活性剂中FEC含量对防膨性能、界面性能及润湿性能的影响,确定了表面活性剂増注体系,评价了降压增注性能。结果 实验结果表明,氟碳表面活性剂(FEC)和Gemini表面活性剂(GC)的复配可有效提高防膨效果。FEC/GC复配体系中加入0.8%(w)铵盐防膨剂可以使界面张力降到10^-3 mN/m;在m(FEC∶GC)为(1∶1)～(3∶2)时,岩心接触角增加到54°～59°之间,可有效降低水在矿物表面的黏附功。优化出的复配増注体系具有很好的耐冲刷性能,经过10次蒸馏水冲洗后防膨率达75.24%。结论 岩心实验表明,注入复配体系1 PV后,压力下降34.7%;3口井的现场试验表明,该体系具有较好的降压增注效果,达到了降低致密油藏注水压力的目的,对低渗储层的降压增注具有指导性意义。     

耐温抗盐降压增注用表面活性剂室内研究

针对低渗油藏油井注水开发问题,开发出一种耐温抗盐的降压增注用表面活性剂,以脂肪酸二乙醇酰胺和脂肪醇聚氧乙烯醚(磺酸盐)表面活性剂进行复配,另外,加入一定比例的聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性剂,进一步增强其表面活性,引入性能优良的松香胺,使其表现出更好的驱油增注效果,并从油水界面张力、耐温抗盐性、洗油率等方面对其进行了室内性能的对比评价。结果表明,0.3%质量浓度的降压增注用表面活性剂A在地层温度70℃下,能在较短的时间内将油水界面张力降低到5.0×10-3mN/m以下,洗油率达到σ=48.5%,洗油效果较好;在150℃和含盐量20 000 mg/L的条件下,也表现出较高的表面活性,表面张力低至24 mN/m;同时表现出良好的润湿性,使岩石表面发生了润湿反转,消除了低渗孔喉处的贾敏效应,根据物模实验,降压率可达到25.55%,起到良好的降压增注驱油的效果。     

低张力体系在低渗透油藏中降压增注实验研究

简要介绍了表面活性剂降压增注原理,由阴离子表面活性剂SDBS和两性表面活性剂DJ—M以质量比4：1复配而成的低张力体系,能将油水界面张力在较宽温度和较大矿化度范围内降低至10^-3 mN／m数量级。考察了复配低张力体系降压增注和驱油性能,结果表明,复配低张力体系能使注水压力平均降低37．5％,增加注水量,采油率提高8个百分点。     

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。     

新型活性剂体系在低渗透油田降压增注现场应用

介绍低含量活性剂体系在不同低渗透油田油水井的降压增注中的应用。低含量活性剂体系ZP-1918主要由多元高分子表面活性剂组成，室内性能评价结果表明．在模拟油层温度45～150℃条件下，该体系静态液相稳定期为120d，不分层，不沉淀，油水界面张力达到10^-2mN／m(数量级)以下，吸附损失量小，特别适用于低渗透油田增注施工。现场应用表明，0．1％～0．3％活性剂体系可使注水能力提高50％以上，压力下降2～10MPa，平均有效期在200d以上。     

注水井地面增注工艺技术研究

随着胡尖山油田注水开发的深入,部分注水井注入压力升高,在常规压力范围内完不成配注量的要求。为进一步挖掘剩余潜力,提高区块注水效果,分析了注水井注入压力上升原因,进行了注水井增注治理措施。在地面增注工艺方面,根据实际生产情况进行了系统提压增注、注水管网局部提压增注等治理措施,开展了微弱酸在线酸化降压增注实验,提出了各地面增注工艺措施的适用性,介绍了微弱酸在线酸化降压增注实验进展。     

低渗透油藏高浓度表面活性剂体系降压增注试验研究

针对低渗透油藏注水井注入压力高的问题,开展了高浓度表面活性剂体系降压增注室内实验研究.以增溶量为指标,通过微乳液配制方法,对阴离子和两性表面活性剂进行了筛选和配方优化,得到一种降压效果好的体系:13.3%表面活性剂HEX+2.23%正丙醇+4.47%正丁醇,其增溶量达0.66 g/g.该体系耐盐性能良好,在1～200g/L含盐量范国内均能形成水外相微乳液.该体系的矿场岩心驱替实验结果表明:注入的7.5 PV浓表面活性剂体系在岩心中与残余油形成水外相微乳液,降低水驱注入压力35%以上;浓度和注入段塞大小对降压增注效果的影响结果表明:该体系注入浓度为100g/L、注入段塞1 PV时便有很好的降压效果.     

注水井纳米降压增注工艺的应用与认识

针对低渗、特低渗油藏注水井注水困难的问题,选用经化学改性、表面含有可与硅羟基结合的有机官能团的纳米聚硅材料,通过室内工艺评价及现场工艺应用,取得了单井视吸水指数平均增加593.37%、增注2359.3m3的良好降压增注效果。     

低渗透油田双子表面活性剂降压增注实验研究

通过室内实验考察了H双子表面活性剂在临盘低渗透油田的降压增注效果.H双子表面活性剂的含量为0.05％～0.3％时,与此区块原油间的界面张力达到10-2 mN/m数量级,并且该活性剂可以使岩心片由强水湿性向弱水湿性方向转变.在岩心含油的情况下,注入H双子表面活性剂可降低注入压力,活性剂含量为0.2％时降压率最高,达30.9％.     

注水井纳米聚硅多元复合降压增注技术研究

针对海上某稠油油藏注水井压力升高、欠注现象严重的问题,室内以纳米聚硅为主要处理剂,复配以表面活性剂等助剂,研制出一种性能优良的纳米聚硅多元复合降压增注体系,并对该体系的性能进行了评价,结果表明,该体系在地层温度下老化30 d后油水界面张力仍可以稳定在0. 065 m N/m左右,具有良好的界面活性。该体系可以使稠油黏度降低率达到90%以上。并且能够使储层岩石表面润湿性由亲水向亲油方向移动。注入纳米聚硅多元复合降压增注体系后,水相相对渗透率增加幅度达到一倍左右。岩心驱替实验结果表明,当体系注入量为3 PV时,二次水驱压力降低率可以达到48. 5%,起到了明显的降压效果。现场3口井应用结果表明,平均压力降低率为30. 2%,日平均注水量上升率为84. 4%,平均有效期为195 d,能够满足海上油田注水井长期降压增注的需要。     

注水井微弱酸在线酸化增注技术研究

随着注水开发的深入,部分注水井注入压力升高,达不到地质配注要求。为提高区块注水效果,注水井降压增注有着十分重要的意义。但常规酸化、压裂等增注措施,停注、放喷泄压造成地层能量损失严重,为减少措施欠注,节约措施成本,提出了一种新型酸化降压增注思路—微弱酸在线酸化增注技术。针对胡尖山油田三叠系长2油藏压力高欠注井,通过室内试验研发了一套微弱酸酸化液体系、研制了一套微弱酸加药设备;完成了对元167-12注水井的现场试验,达到一定的降压增注效果,为后期该区块注水井降压增注提供了技术支持,初步配套形成了微弱酸在线酸化增注技术。