改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其相渗透率的影响

为了研究改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其气水相有效渗透率的影响，用自主研发的一种能改变亲水岩石表面性质（由亲水改为中性弱亲油）的润湿反转剂LW-1进行了实验研究。实验结果表明，用LW-1处理低渗透亲水气层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使气体有效渗透率平均提高1．06倍；处理低渗透亲水油层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使水相有效渗透率平均提高2．6倍。认为改变低渗透亲水油气层的岩石表面润湿性，是降低其遭受侵入水伤害程度、提高增注能力和改善压裂增产过程中侵入水返排效果的有效手段之一。     

表面活性剂的润湿性及增注机理研究

研究了改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对增注性能的影响。通过测定表面张力和润湿角筛选出了常规表面活性剂ABS、OPT以及两性Gemini表面活性剂GC26。通过岩心驱替试验考察了表面活性剂的增注性能和对岩心的油水相对渗透率的影响。结果表明,0.5%ABS、0.1%GC26、0.5%OPT的表面张力分别为25.07、28.33、29.57mN/m。活性剂处理岩心后,岩心表面润湿性向弱亲油方向移动,等渗点时含水饱和度下降,尤其是Gemini表面活性剂GC26,含水饱和度降到48%,显示出孔喉表面转变为亲油,岩心水相渗透率提高幅度达到86.57%,具有较好的增注效果。结合GC26的结构特点及表面性质,分析了表面活性剂增注效果的差异,认为提高吸附膜的致密性及疏水性程度是增注的关键。     

低渗透储层水锁效应的解除

解除生产压力接近毛管吸入压力的低渗透气藏的水锁要花费相当长的时间。气井水锁效应的解除发生在两个区域: 通过流动气体蒸发, 将流体从地层中驱替出; 地层流体随压力下降变成欠饱和流体。在盐水饱和的岩心上进行了气体驱替实验。随着室温下长时间的气体注入(高达100000PV),气体相对渗透率增加。在注入50 ~100PV的气体后加入甲醇, 可提高温度及孔隙渗透率从而加快水锁的解除。岩石润湿性的改变从水湿到油湿同样促使气体相对渗透率的快速恢复。通过实验发现, 以下措施可改进水锁解除的进行: ①影响盐水驱替, 如改变润湿性; ②加快蒸发速度, 加入类似甲醇之类的挥发性溶剂。已经发现改变岩石润湿性同样会影响盐水及甲醇的蒸发速率。该项研究对影响气体相对渗透率的诸多因素进行了量化, 如岩石渗透率、润湿性、表面张力、温度。该项研究结果有助于选择一种合理的方案解除在钻井、酸化、压裂过程中造成的水锁效应, 并且推荐了向地层注入表面活性剂或溶剂来解除水锁的几种方法。     

低渗透砂岩气层岩心润湿性改善实验

低渗透砂岩气层容易受到水锁伤害,从而降低该类储层的开发效果.砂岩储层一般带有负电荷,阴离子表面活性剂溶液能够降低吸附伤害,为了研究该类液体对低渗透砂岩储层岩心润湿性改善情况,设计了一套实验流程及实验方法.首先注入地层水,分析气层岩心水锁伤害程度,然后选择不同浓度阴离子表面活性剂溶液,进行岩心润湿性实验研究,通过测量注入前后岩心含水饱和度及渗透率,分析气层岩心水锁改善情况.实验结果显示,随着阴离子表面活性剂溶液浓度增加,实验岩心原始含水饱和度降低,基质渗透率增大,有效地改善了气层岩心润湿性.综合考虑成本影响,选择阴离子表面活性剂溶液质量分数为3%.实验过程也证明,设计实验流程及方法简捷、操作性强.     

润湿性对油水渗流特性的影响

为了研究润湿性对不同渗透率岩心中油水渗流及水驱油效果的影响,利用低、中、高三种不同渗透率的人造露头砂岩心,通过甲基硅油、模拟油等化学剂将其润湿性由亲水改为中性和亲油性,研究了不同渗透率岩心,当润湿性改变为亲油和中性润湿条件后油水渗流特性的变化,岩心润湿性的反转程度通过动态接触角法来确定.实验结果表明,将岩心的润湿性由亲水和亲油状态转向中性润湿条件,均有利于增加油的流动能力,同时增加水的流动阻力,从而降低流度比,改善水驱效果.低渗油藏孔隙表面的亲油性润湿条件是注水压力高的原因之一,建议将其润湿性转为中性润湿条件以提高水的注入能力.     

苏里格桃X区块气藏储层的解水锁剂研究

目的随着苏里格气田规模化开发,开采过程中因水锁效应导致的低产低效气井逐年增多,针对苏里格桃X区块生产需求和气藏水锁问题,进行气井储层水锁伤害解除技术对策研究。 方法通过开展室内药剂研究,采用氟碳类和两性离子型表面活性剂、润湿反转剂等体系复配 研制出适合该区块的解水锁剂。 结果苏里格桃X区块渗透率极低,平均含水饱和度45%左右,水锁指数小于0.3,水锁强度中等偏强。解水锁剂能够使岩心的润湿性由亲水逐渐变得疏水,接触角增大10°,有效改变了岩石润湿性且能够降低储层流体界面张力,储层渗透率最终能够恢复至原来的93.86%,现场试验后单井日均增产0.409 7×10⁴ m³。 结论该体系解水锁剂适用于研究区块,能有效解决气井水锁问题。      

低渗储层新型防水锁剂试验研究

对于低孔低渗储层,在开采过程中大量侵入水滞留在地层中,严重污染地层,堵塞了气相渗流的通道,使气相渗流能力变差。研制出一种具有氟碳结构的新型表面活性剂ST作为预防和解除低渗储层水锁伤害的主处理剂,其中氟原子代替氢原子即氟碳链代替了碳氢链,其非极性基有疏水性质。利用表面活性剂和醇类的协同作用,合成了ST+醇类的新型防水锁剂体系SCJ。该体系能降低表面张力,改变储层润湿性,从而有效解除水锁伤害。试验表明,防水锁剂体系SCJ使岩石的润湿性从液湿变为中性润湿,处理后的岩石自吸液量明显降低,由处理前的66.89%下降到36.85%,可降低近井地带含水饱和度,有效提高气相渗透率,再次受到水锁伤害后对气体渗透率影响甚微,表明其处理具有长效性。     

气井储层水锁效应解除措施应用

低渗气藏的通道较窄，渗流阻力较大，液、固界面和液、气界面的表面张力较大。这使得气井在生产过程中，由于地层水或外来流体（尤其是钻井液、压井液、酸化液和压裂液等）未排干净，致使气井储层气相相对渗透率下降，从而造成储层水锁，严重地影响气井产能的发挥。储层气相相对渗透率取决于孔隙介质中的含水饱和度和在水存在的情况下气体的分相流动特点，因此通过降低近井地带储层含水饱和度，改变气体的分相流动特性可以解除水锁效应。室内评价实验及现场试验表明，使用由表面活性剂和低毛细管力酸液复配而成的气井解堵剂解除了气井储层的水锁效应，提高了产层气相渗透率，使气井的产气量得到明显提高。     

润湿性对油水渗流特性的影响

用亲水露头砂制备水测渗透率分别为0.030、0.197、0.508μm2的3组人造柱状岩心,每组岩心分为表面亲水(不处理)、中性润湿(经甲基硅油处理)、亲油(经胜利原油煤油混合油处理)3类,其表面润湿性经切片测定动态接触角确认。分别用矿化度19.4 g/L的模拟胜利地层水和模拟油测定岩心渗透率。相同渗透率岩心的水测渗透率,岩心表面亲水时最高,中性润湿时次之,亲油时最低,变化幅度随渗透率的增大而减小,最大达600倍;油测渗透率则在表面中性润湿时为最高,亲油时次之,亲水时最低。岩心的水驱采收率,以岩心表面中性润湿时为最高,表面亲水时大幅下降,表面亲油时最低,但与表面亲水时相比,降幅不大。认为油润湿是低渗透油藏注水压力高的原因之一,将油藏润湿性转为中性,可提高水(及化学驱油剂)的注入能力。表3参8。     

低成本低浓度表面活性剂对润湿性和相对渗透率的影响

将油水界面张力降低几个数量级可以减少表面活性荆驱的成本.本文对使用低成本表面活性剂改变润湿性从而提高原油采收率的潜力进行了研究.表面活性剂改变润湿性的程度可以通过测量接触角和油水相对渗透率来表征.利用表面活性剂改变润湿性的机理,使油层岩心/流体组合产生中间润湿或者混合润湿,最终能大幅度提高原油采收率.