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.     

低渗透油藏表面活性剂降压增注效果影响因素

表面活性剂通过降低油水界面张力和乳化作用实现低渗透油藏降压增注。通过宏观和微观方法研究界面张力和乳化速率对降压效果的影响,并分析界面张力和乳化速率的协同作用。结果表明,当界面张力小于5.25 mN/m时,能够实现降压作用,且随着界面张力的降低,其降压效果越显著;界面张力下降,采收率上升,但当其降低到10-1mN/m时,表面活性剂提高采收率的增幅有限;界面张力达到10-2 mN/m时,表面活性剂仍无法完全解除水流通道中残余油的附加阻力。当表面活性剂的乳化速率大于0.11 mL/min时,有降压作用,进一步提高乳化速率,从而提高降压率,但当表面活性剂的乳化速率大于0.42 mL/min时,对降压率的影响程度减弱;对采收率增幅的影响为乳化速率加快,采收率增幅加大,当表面活性剂的乳化速率大于0.21 mL/min时,继续增加乳化速率对采收率增幅的影响不大。因此,表面活性剂用于降压增注的表面活性剂形成乳状液的时间短,能够使油水充分乳化,迅速扩大波及面积后再降低界面张力、提高洗油效率,可以更有效地降低驱替压力,提高采收率。     

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％.     

用于低渗透高温油藏降压增注的表面活性剂二元体系

针对低渗高温的留西油藏,研究了碳酸钠/季铵盐表面活性剂二元体系的降压增注及驱油性能.所用季铵盐为工业品,二元体系用矿化度627 mg/L的注入水配制,碳酸钠浓度为2 g/L.季铵盐浓度为1.5 g/L的二元体系与路44断块高凝高黏原油间的界面张力(75℃)在10-1～10-2 mN/m范围,该体系在120℃热老化13天后界面张力稳定在10-2mN/m;该体系在路44断块岩心片上的接触角为10.2°(注入水为56.7°);含黏土9%的岩心粉在该体系中的膨胀率降低17.24%.在80℃下,注水引起气测渗透率1.26×10-3～4.64×10-3μm2的油饱和天然岩心注入压力大幅升高,连续注入季铵盐浓度0.5～2.0 g/L的二元体系时,注入压力下降并趋于平稳,当季铵盐浓度为1.5g/L时压降率最大(38.78%),采收率增幅也最大(9.84%);在水驱之后注入1.5 g/L季铵盐的二元体系,压降率和采收率增幅均随注入量增大(0.5～2.0 PV)而增大,注入量1.0 PV时压降率较高(27.32%)而采收率增幅为20.51%,十分接近最高值.     

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。     

冀东低渗透油藏降压增注剂的性能评价与应用

针对冀东高尚堡油田注水开发过程中,注水压力抬升快、高压欠注的问题,结合冀东低渗透油藏物性特征制得阳离子-非离子表面活性剂降压增注剂JDZC,研究了JDZC加量对其表面张力、油水界面张力、乳化能力的影响及其耐温性和降压增注能力,并在现场进行了推广应用。结果表明,用聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂和环氧丙基三季铵盐制得的JDZC降压增注剂耐温可达130℃。随JDZC加量的增加,溶液表面张力降低并逐渐稳定,500 mg/L JDZC溶液的表面张力为28 mN/m;用冀东油田注入水配制的JDZC溶液的临界胶束浓度为1000mg/L。500数5000 mg/L的JDZC与冀东原油的最低界面张力维持在10~(-2)mN/m的数量级。JDZC对原油的乳化能力较好,且加量越大,乳化能力越强。JDZC对冀东高尚堡主力层岩心具有明显的降压增注效果,可使洗油后的岩心渗透率提高40%,压力降低26%。现场38口井应用结果表明,现场实施有效率为94%,注水井初期注水压力平均下降8.5 MPa,有效期超过半年,平均单井增注超过2×10~3m~3,改善了冀东高尚堡低渗透油藏注水难题。图3表5参12     

低渗透油田降压增注提高采收率技术研究

在绝对渗透率难以改变的客观条件下，通过改变油、水及岩石间的界面张力。从而改善油、水渗流性，提高水相渗透率，降低低渗透油层注入压力，试验研究，取得了一定的效果。室内实验结果表明，低注入压力，最好情况可以达到40％～60％。     

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。     

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。     

低渗透油藏表面活性剂/有机碱降压增注体系研究

在50℃下,通过室内实验优选出一种化学降压增注体系,组成为：0.05%双子表面活性剂HA-1+0.1%乙醇胺MEA+0.1%甲醇。该体系可使油-水瞬时最低界面张力降至3.78×10^-5 mN/m。考察了降压增注体系改变岩石润湿性的能力以及耐盐、耐温性能。结果表明,该体系可将油湿表面反转为水湿表面,33 h后模拟地层水与岩心表面的接触角从130°降至60°。NaCl加量为5000～20000 mg/L时,油水瞬时最低界面张力可达10^-2~10^-5 mN/m。CaCl₂加量为50~200 mg/L时,最低界面张力可达10^-3 mN/m数量级,平衡界面张力保持在10^-2 mN/m数量级。该体系适用于Na⁺加量5000～20000 mg/L、Ca²⁺加量小于200 mg/L,温度为40~70℃的油藏。岩心驱替实验结果表明,注入降压增注体系后,水驱压力降低20%,降压效果明显。     

注入水悬浮固体含量对低渗油藏的敏感性研究

注水是油田稳产的重要措施,注入水的质量直接关系到原油生产。注入水的水质要求有几个方面,其中悬浮固体含量是一项重要指标。针对注入水悬浮固体含量对低渗油藏的敏感性进行岩心流动实验研究,结果表明低渗透油藏对悬浮固体含量的变化十分敏感,一旦悬浮固体含量达到临界值,油藏的渗透率明显降低。     

低渗油藏注水开发中储层参数变化研究与应用

低渗油藏长期注水开发,储层内部结构和储层参数都发生了较大的变化,并且随着注水程度的增大,强烈水洗使得岩石成分有所改变.对文留地区文85块不同开发阶段储层空间结构进行了研究,结果表明,随着油田的注水开发,储层孔隙度增大,渗透率增大,含油性变差.     

中原油田低渗透油藏氮气驱矿场先导试验

低渗透油藏氮气驱矿场试验是中原油田氮气驱可行性研究的重要内容。先导试验选取卫 4 2块卫 4 2 14井组进行氮气驱 ,该区块平均空气渗透率为 3 5× 10 - 3 μm2 ,平均孔隙度为 13% ,氮气驱先导试验表明 ,注气的启动压力达到 5 0MPa ,随着注入量的增加压力上升 ,上升到一定程度维持稳定 ,稳定注气压力为 5 6MPa ,日注氮气能力为 2 1814 8m3 ,注气后 5 0多天 ,油井产量明显上升 ,累计注液氮 86 3 73m3 ,井组累计增油 6 4 6t,效果明显 ,注气设备在高压下正常工作 ,试验达到了预期目的。     

DST全压力拟合方法在低渗透储层中的应用

针对低渗透性储层的特点，充分考虑实测压力的流动期和恢复期数据，建立了新的数学、物理模型，得出了DST全压力拟合方法的典型曲线并对其进行分析。通过实例分析可知：DST全压力拟合法计算结果比较符合地层实际情况。对于未出现径向流的DST测试资料，该方法也能提供较为满意的地层参数，具有较强的实际应用价值。     

低渗油藏用聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系

针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上,优化了复合调驱各段塞的注入参数,评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性,最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L),在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。     

江汉油田低渗透油藏注水开发技术研究

针对江汉油田的低渗透油藏，探索了一套合适的注水开发技术。这就是：确保地层能量的早期注水技术；改善注水开发效果的合理提压注水技术；提高注水开发效果的沿裂缝注水技术；提高驱替效率的脉冲注水技术。并对以上各种技术的应用效果进行了简要分析。     

注入／压降工艺在低渗透油藏中的应用

单相注入／压降工艺主要用于煤层气测试,在油气井中很少应用,采用目前常规的压降或恢复法对低渗透油藏进行测试,由于油层渗透性差、产量低、恢复时间长等诸多因素限制,很难收集到理想的数据进行分析评价。而在低渗透油藏中采用注入／压降工艺进行测试,可在较少投入和较短的时间内取全取准各项数据,并能求得准确的地层参数。     

低渗油藏注水井压裂增注

在油田的高速开发中,注水井为地层能量的补充、稳产起到了重要作用.本文针对鄯善油田低渗油藏,从注水井地层现状评估、影响注水井注水量的原因、以及注水井增注的针对性措施这三个方面,论证注水井的压裂增注方法.