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。     

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。     

表面活性剂对页岩油储层高温高压渗吸驱油效果的影响因素

为了搞清表面活性剂对页岩油储层高温高压渗吸驱油效果的影响,利用核磁共振技术手段,在模拟地层温度和压力的条件下,对页岩岩心在表面活性剂溶液中的渗吸驱油效果进行了研究。结果表明：复合表面活性剂FST-1可以有效降低油水界面张力并具有良好的润湿反转效果,当其质量分数为0.2%时,渗吸驱油效率达到最大;实验温度和压力越高,复合表面活性剂FST-1对页岩岩心的渗吸驱油效果越好,在温度为80℃、压力为15 MPa条件下最终渗吸驱油效率可以达到30.94%;页岩岩心表面越亲水,渗吸驱油效果越好;对于渗透率为0.008×10^-3～0.615×10^-3μm²的页岩岩心,渗吸驱油效率均能达到25%以上。研究认为复合表面活性剂FST-1能够通过降低油水界面张力和改变岩石润湿性的作用提高页岩岩心的渗吸驱油效率。研究成果可为页岩油藏的高效合理开发提供理论依据。     

低渗致密油藏重复压裂用渗吸液的研究与应用北大核心CSCD

目的桩西低渗致密油藏压裂投产后单井产能下降快,重复压裂效果差。为改善桩西低渗致密储层开发效果,提出并研究形成了渗吸液作为辅助液的压裂技术。方法室内实验评价了渗吸液对含油致密岩心的渗吸作用,以及对岩心驱替效率的影响,测定了不同含量下渗吸液的油水界面张力和润湿角。结果渗吸液将油水界面张力降至2.6×10^(-2)mN/m,并将水对岩石润湿角118.3°的弱亲油储层润湿性转化为水对岩石润湿角63°的弱亲水性储层。结论通过添加渗吸液可大幅提高渗吸液驱替效率、渗吸速率和采收率,这是渗吸液辅助重复压裂技术日产油量增加和延缓产量递减的主要机理。渗吸液质量分数升高至0.5%后,提升效果变缓。2021年渗吸液辅助重复压裂技术现场实施5井次,与同区块5口常规重复压裂井相比,累计年增油5451 t。该研究对低渗致密储层压裂改造具有指导作用。     

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。     

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。     

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。      

鄂尔多斯盆地长7段页岩油渗吸驱油现象初探

鄂尔多斯盆地长7段陆相页岩油储层孔渗小,连通性差,通过单纯的水驱作用难以采出,盆地页岩油的开发主要通过大规模体积压裂增加油水置换面积进而增加采收率。开发实践与室内实验证明,储层流体与井筒流体之间存在渗吸置换现象,且通过油水渗吸置换采出的页岩油占比为15%~40%,为页岩油的有效开发提供了新的思路。通过岩心外边界敞开实验,对比不同渗透率岩心的吸水排油能力,定量研究孔隙半径、界面张力、岩心渗透率等因素对渗吸置换有效性的影响。实验显示,小于10 μm的孔隙中采出的原油占渗吸采油量的56%~80%;当界面张力为1.18 mN/m时,页岩油储层的渗吸采收率最大;在界面张力较小（小于2 mN/m）时,渗透率与渗吸采收率成正比关系,而当界面张力大于4 mN/m时,渗透率与渗吸采收率没有明显的相关性。     

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。     

致密油气储层基质岩心静态渗吸实验及机理

致密油气藏已经成为非常规油气领域的开发重点。渗吸作用作为致密油气渗流机理的重要内容,可以有效地提高致密油气藏的采收率,但目前这方面的研究较少。选取中国典型致密油气储层基质岩心,进行不同条件下的渗吸实验。对实验现象与实验结果进行深入分析,提出新的致密油气储层基质岩心渗吸机理——层渗吸理论,即渗吸是从岩心表层开始逐层向岩心内部进行的。根据修正质量法计算渗吸效率的公式得到准确的室内渗吸实验数据,并将数据标定为实际地层尺度。结果表明,致密油气储层基质岩心在地层条件下的油水渗吸效率为12%~18%,渗吸速度数量级为1×10~(-4)cm/min。应用渗吸作用开发致密油气需要与其他开发方式相结合,才能提高致密油气产量的最终效果。     

延长油田典型致密油储层渗吸-驱替采油机理定量分析

渗吸法驱油是致密油储层重要的采油方式之一,目前主要针对裂缝系统与基质系统之间的渗吸机理进行了较为深入的研究,但对于渗吸和驱替作用对渗流阶段采出程度的影响和贡献却未形成统一的认识。为此,基于延长油田水磨沟区长8致密油储层的孔隙结构分布特征以及裂缝系统和基质系统驱替压力特征分析,利用核磁共振技术定量表征驱替法和渗吸法对采出程度和可动流体分布的影响。实验结果表明:研究区致密油储层渗流能力的主控因素为喉道半径;裂缝性岩心样品基质系统的采出程度主要受控于渗吸作用,裂缝系统的采出程度主要受控于驱替作用;核磁共振定量分析驱替法和渗吸法的采收率分别为32.30%~39.32%和9.60%~19.49%;致密油储层岩心样品的微观孔隙结构复杂,且渗吸-驱替过程中流体流动方向受微观孔喉润湿性影响,因此渗吸法与驱替法的可动流体分布没有严格的孔隙尺寸界限。     

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...     

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。     

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。     

表面活性剂提高致密油藏渗吸采收率研究

为了明确表面活性剂改变岩石润湿性及降低界面张力的特性对致密油藏渗吸采油的作用效果,获得表面活性剂渗吸采油的有利条件,通过测量岩心接触角和表面活性剂溶液与油间的界面张力,研究了3 种常用表面活性剂重烷基苯石油磺酸盐（ZPS）、十二烷基苯磺酸盐（SDBS）和磺基甜菜碱（SB）对致密岩心渗吸采收率的影响,分析了自发渗吸机理。结果表明,阴离子表面活性剂改变岩心润湿性的能力好于非离子表面活性剂,两种阴离子表面活性剂（ZPS、SDBS）将岩心表面由油湿反转为水湿,非离子表面活性剂（SB）降低了岩心表面接触角,但未达到润湿反转的效果;油湿岩心介质在注入水溶液中不发生渗吸,表面活性剂引起的接触角改变可实现油湿岩心渗吸采油;岩心原始润湿性影响渗吸采收率,渗吸采收率增幅从大到小依次为水湿岩心>中性岩心>油湿岩心;三种表面活性剂均可使界面张力降至最佳渗吸界面张力范围10^-1～10^-2mN/m,油水界面张力的降低有利于提高岩心自发渗吸采收率。图1 表1 参12     

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...     

致密油藏孔隙结构对纳米流体驱油效果的影响

吉林低渗-致密储层“孔小、喉更小”,原油储层流度低,导致水驱效果较差。采用一种核-壳结构的纳米流体 增渗驱油体系,通过岩心驱油实验评价纳米流体增渗驱油体系对致密岩心的驱油效率,通过岩心核磁共振测试 以及CT扫描重点研究致密油藏孔隙结构对纳米流体驱油效果的影响。研究结果表明：纳米流体增渗驱油体系 可降低致密岩心驱油实验的注入压力,最大降幅为46.2%;当致密储层孔隙结构较好时,驱油效果明显,最高提升 30.21%。纳米流体增渗驱油体系对分布在平均孔隙半径大于1 μm的原油驱油效果显著。岩心CT扫描研究发 现,致密岩心的平均孔喉半径、有效连通孔隙占比以及孔隙配位数均会对纳米流体增渗驱油体系注入压力及驱 油效率造成影响,其中平均孔喉半径和有效连通孔隙占比影响更大。     

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。     

红河油田长8致密储层渗吸采油影响因素分析及矿场应用

为进一步提高红河油田长8致密油藏渗吸采油效果,针对渗吸压力、储层岩石润湿性和油水界面张力范围调整等施工因素对渗吸采油效果影响规律不明确的问题,选取红河油田长8致密砂岩露头岩心,利用自行研制的高压渗吸实验装置,评价渗吸压力、储层岩石润湿性和油水界面张力等因素对渗吸效果的影响,并使用多元线性回归法对各影响因素进行相关系数计算。结果表明：增加渗吸压力能大幅提升渗吸采收率和渗吸速率,相比大气压条件下,增压0.5 MPa时,渗吸采收率增加7.40～10.76个百分点,渗吸速率提高1.39～1.81倍;同一块岩心中,通过逐级提升渗吸压力也能提高渗吸效果,当渗吸压力由0.5 MPa提升至3.0 MPa时,渗吸采收率提高了7.61个百分点;实验表明调整岩石润湿性比调整油水界面张力对影响渗吸效果更为显著,保持岩石润湿角50°,油水界面张力10^-2 mN/m时,更有利于发挥二者协同作用;多元线性回归法计算各相关系数由大到小依次为渗吸压力、岩石润湿性和油水界面张力。该研究成果对优选致密油藏渗吸增效剂和优化施工参数具有指导意义。     

大庆致密油储层压裂渗吸增产表面活性剂研制及性能评价

大庆外围致密油藏物性差、储层岩石表面弱亲水，常规压裂液用表面活性剂洗油性能差，渗吸作用不明显，与致密储层配伍性差。为提高致密油层压裂效果，延缓产量递减，提高采收率，利用Amott瓶渗吸洗油法，从渗透率、pH、矿化度和使用浓度等方面开展了岩心渗吸洗油效率影响因素评价实验，研制的一种压裂渗吸用表面活性剂XYJ-1可渗透到低渗透储层深部，改变岩石润湿性，并通过压裂后闷井一定周期，使表面活性剂渗吸到超低渗储层孔喉内，将更多原油渗吸置换出来，进而提高单井产量及采收率。通过红外光谱及核磁共振对分子结构进行了表征，结果表明特征吸收峰与产物符合。评价结果表明，该渗吸用表面活性剂能将储层岩石表面润湿性由弱亲水性改变为强亲水性，当表面活性剂质量分数为0.20%时，表面张力为24.01 mN/m，界面张力为0.061 mN/m，接触角为26.2°，渗吸洗油效率可达21.69%，比常规压裂用助排剂渗吸洗油效率提高了1.89倍，可用于超低渗透储层的增产改造，为压裂提高采收率提供有效手段。