润湿反转剂提高灰岩裂缝油藏基质系统水驱采收率实验

大港油田官3断块属生物灰岩,裂缝发育,水驱条件下储量动用难。针对润湿反转剂的界面吸附和润湿反转特性,结合该断块灰岩油藏混合润湿的特点,进行了油藏岩心水驱效果评价及润湿反转剂提高水驱采收率方法的室内研究。结果表明,润湿反转剂具有低吸附、高活性的特点,可有效地提高基质系统原油采出程度,实验条件下,可提高水驱采收率8％以上。

阳离子型Gemini润湿反转剂提高砂岩岩心原油采收率

本文研究了阳离子Gemini型表面活性剂(GS12-2-12)对砂岩岩心原油采收率的影响。结果表明:GS12-2-12在岩石表面能够产生动态吸附,动态吸附量为0.3 0.7 mg/g。在润湿反转剂驱替后,亲水/亲油岩心表面都呈现向中间润湿状态转变的规律,接触角最大变化有50°。在此过程中,原油与岩心表面的黏附功有下降趋势,此趋势有助于减弱"贾敏"效应,降低油水运动阻力,驱油效率提高5%。在用可视化光刻蚀微观驱油模型研究润湿反转剂驱油过程中观察到了明显的油膜剥离现象,发现这种剥离式驱替方式启动了水驱难以启动的残余油。

一种新型高温稳定的油基钻井液润湿反转剂

对于油基钻井液而言润湿反转剂是一种重要的处理剂。在此优选出了一种新型的阳离子表面活性剂XNWET作为油基钻井液的润湿反转剂 ;它具有来源广、价格低、亲油性强的特点。陈化前后对比实验表明 ,在 2 2 0℃高温下 ,XNWET仍能与亲水性固体有很好的吸咐性能 ,其最优加量为 1.2 g/ 10

凝析气藏氟碳气湿反转剂FC-1的室内研究

本文采用核壳乳液聚合法制备了一种氟碳气湿反转剂FC-1,采用红外光谱表征了共聚物的结构,对FC-1处理前后岩心的接触角、表面能谱、扫描电镜和透射电镜等表征。结果表明:FC-1为含氟丙烯酸酯共聚物。FC-1对岩石有良好的气湿反转能力,处理后的岩心表面由强亲液转变为疏油疏水的中性气湿。经10%FC-1溶液处理并经100℃热处理12 h后的岩心,蒸馏水在其表面的接触角最高可达124.98°,正十六烷在其表面的接触角可达84.69°,表面能降低至8.33 mJ/m2。

润湿性反转剂在低渗透和底水油藏中的应用

低渗透油藏和底水油藏的开发难度大,有很多技术问题亟待解决。低渗透油藏在开发过程中需要很大的注入压力,造成驱替液注入困难,而且油藏压力难以保持平衡;底水油藏极易产生底水锥进,见水后如不及时采取有效的控水措施,油井就有可能被水淹而导致油产量大幅度下降。润湿性反转剂可作为一种新型的堵水剂应用于低渗透油藏和底水油藏的开发,通过实验和数值模拟2个方面来证实特定润湿性反转剂应用于低渗透油藏和底水油藏的开发过程时,能实现降水增油和提高最终采收率的目的。

润湿反转剂的制备与性能评价

针对气体钻井过程中气液转换时井壁坍塌失稳等问题,以胺基硅醇和聚合醇为主要原料制备了润湿反转剂RSFZ-5,并对其性能进行了评价。室内研究结果表明,润湿反转剂RSFZ-5可降低表面张力,增大其溶液与岩石的接触角,减缓钻井液滤液侵入地层的速度,具有良好的抑制膨胀能力、疏水性能和配伍性。RSFZ-5吸附在黏土表面形成疏水膜,减弱水分子与黏土接触,阻碍黏土吸水,能增强钻井液的抑制性和降低钻井液的滤失量,减少由气液转换井壁失稳造成的井下复杂情况,避免恶性钻井事故的发生。

用于解水锁的气润湿反转剂的合成与性能评价

使用不同摩尔比的含氟丙烯酸酯单体和丙烯酸单体合成含氟丙烯酸酯聚合物,通过接触角测量法、自吸吸入法和Owens二液法评价了含氟丙烯酸酯聚合物对岩心表面气润湿反转程度,并考察了处理浓度、无机盐浓度、p H值以及温度对岩心气润湿性的影响。研究发现,当含氟丙烯酸酯单体与丙烯酸的摩尔比为1∶2时,合成的含氟丙烯酸酯聚合物FP-2具有良好的润湿反转能力。质量分数为1%的FP-2可将水相和油相在岩心表面的接触角由未处理时的23°和0°反转为137°和57°,岩心表面自由能由67.52 m N/m降至1.66 m N/m,岩心表面的润湿性由液润湿性反转为中性气润湿。自吸实验结果表明,处理后岩心液相饱和度明显降低,岩心的含水饱和度相比含油饱和度的减小程度更为显著。当无机盐质量浓度达到10 000 mg/L、温度达到120℃、p H值为5~7时,岩心表面仍能够保持中性气湿。

润湿反转剂的优选及在气体钻井中的应用

火北地区是新疆油田公司致密油勘探的重要战场之一,气体钻井技术是解决该区石炭系地层厚度大、可钻性差的有效方法。应用火北地区空气钻井井段获取的岩屑、相应钻井液及邻近对应地层获取的岩心,在室内从起泡性、表面张力、润湿反转能力、与钻井液配伍性和抑制性方面对润湿反转剂进行综合评价,最终给出了加量为1.5%的RSFZ-5配方适合于该地区地层。通过对几口探井的成功应用,表明优选的润湿反转剂完全满足该地区气体钻井气液转换工艺的要求。

新型高温高盐气湿反转剂影响因素分析

塔河油田凝析气藏地层温度大于140℃,地层水矿化度21×104 mg/L,埋藏深度5 500m^7 000m,目前液锁效应导致气井产能急剧下降,需要研制耐温、抗盐的高效气湿反转剂解除水锁。通过室内实验对气湿反转剂FG40主要性能进行评价。实验结果表明,0.3%高效气湿反转剂FG40处理的岩心适应高温高盐环境,同时不影响FG40处理后岩心气湿性的pH值为1~10,不影响岩心气湿性的甲醇质量分数小于25%、乙醇质量分数小于20%、异丙醇质量分数小于15%。满足塔河油田凝析气藏的适应条件,为高温高盐凝析气藏治理提供了有利的治理方向。

钻井液氟碳润湿反转剂作用机理的量子化学研究

针对低孔低渗储层钻井过程中极易受到水锁损害的特点,对氟碳类润湿反转剂的作用机理进行量子化学研究。建立了两种模拟砂岩的原子簇模型。利用量子化学从头计算法(HF-3-21G)计算了两种不同分子结构的氟碳润湿反转剂与砂岩模型的相互作用关系;并计算了水分子与砂岩以及润湿反转剂模型的相互作用关系。结果表明,两种氟碳润湿反转剂均倾向于以HOMO轨道和砂岩的LUMO轨道发生结合,结合后氟碳链官能团向外伸展,对内部结构及砂岩起到了屏蔽保护的作用;水分子在砂岩模型表面的吸附势阱绝对值大约在40 kJ·mol-1左右,为氢键力作用,在氟碳润湿反转剂模型表面的吸附势阱均绝对值小于10 kJ·mol-1甚至更小,为物理凝聚;此外,水分子在润湿反转剂模型表面的吸附距离也远大于砂岩模型表面,说明钻井液与砂岩的接触过程中,氟碳润湿反转剂倾向于以不含氟官能团吸附在砂岩表面,且吸附后砂岩表面与水分子的作用力明显减弱。

固井用润湿反转剂的研究与应用

注水泥前将黏附在环空界面上的油基钻井液和油膜清除,并将井筒内油基钻井液与隔离液的混合液转变成水润湿体系,是提高固井质量的关键因素,为此笔者研发了针对油基钻井液用润湿反转剂PC-W31S和PC-W25L,其加量范围为:PC-W31S为0.5%～1.0%(占水的质量百分数)、PC-W25L为5%～10%(占水的质量百分数),并探讨了其作用机理;重点研究了该润湿反转剂对隔离液水润湿能力的影响,2者相互促进,复配使用。评价结果表明,以PC-W31S和PC-W25L为主剂的隔离液占混合液(油基钻井液与隔离液)的体积分数不大于50%,可使混合液从油连续相完全转变为水连续相;该隔离液冲洗黏有油基钻井液的转子,冲洗效率达80%以上,冲洗后的界面为水润湿;且与油基钻井液、水泥浆的流变相容性良好,对水泥浆稠化时间和抗压强度的影响均在可控范围内。该产品在LD8-1-7井成功应用,并中标东南亚某固井项目。

气湿反转剂对致密砂岩气藏润湿性的影响研究

针对鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏水锁严重,难开采等问题,该文通过接触角法和自发渗吸实验分别研究了纳米SiO2、滑石粉、十八烷基三氯硅烷-纳米SiO2(OTS-纳米SiO2)和聚四氟乙烯(PTFE)这几种气湿反转剂对致密砂岩气藏岩石表面的气润湿性改善效果。结果表明,滑石粉和未经改性的纳米SiO2不能有效增加岩石表面的气润湿性,而PTFE和经过疏水改性的纳米SiO2可以显著增加固-液接触角,分别增加了125.4毅和85.6毅,岩石表面从水润湿转变为气润湿,而且吸水量明显降低,分别下降了63.7%和54.3%,说明针对致密砂岩气藏,PTFE具有更好的气润湿性改善效果。该研究结果为致密砂岩气藏压裂液助剂的优选及提高天然气采收率提供了新的解决思路。

润湿性反转剂在低渗透油藏中的应用

低渗透油藏在开发过程中需要很大的注入压力,造成驱替液注入困难,而且油藏压力难以保持平衡;加入润湿性反转剂的作用就是改变接触面界面张力,使得岩石的润湿性向有利于提高采收率的方向转变。在模拟低渗透油藏条件下完成了润湿性反转剂溶液驱替实验,得出结论:岩石润湿性朝特定方向转变后,注入压力降低,可有效提高最终采收率。

致密砂岩气藏润湿反转剂适应性分析及工艺设计

致密砂岩受储层岩性及物性影响,呈现强亲水性,且束缚水饱和度高,气相渗透率随之升高而下降,严重影响致密气藏产量。针对该问题,利用润湿反转剂对岩石表面润湿性加以改善,从而调整相渗曲线,最终提高单井产量及采收率,但润湿反转剂效果受限于储层物性及地层流体性质,需展开润湿反转剂优选性实验,并进行配套工艺设计,从而满足施工要求。针对苏里格A区块,通过室内实验结论选取影响因素,根据灰色关联的方法确定影响因素的权重,同时优选出与A区块匹配的润湿反转剂,进行相渗曲线的数值模拟,并进行微压裂工艺设计,进而形成了一套适用于该区块的润湿性反转适应工艺方案,提高了单井产能和采收率。

苏里格气田低渗储层解水锁剂的制备及性能评价

针对苏里格气田低渗储层岩石表面特性及水锁成因,通过对润湿反转剂、酸液及缓蚀剂等药剂进行筛选优化,确定出最优的解水锁剂配方;并在此最优解水锁剂配方下,进行了解水锁剂性能评价、岩心自吸实验及苏里格气田5口低产井解水锁实验。实验结果表明,最优的解水锁配方为0.5%(w)乙烯基三甲氧基硅烷+0.01%(w)非离子表面活性剂+10%(w)CH_(3)CH_(2)OH+1.5%(w)缓蚀剂+0.5%(w)HCl+1.0%(w)CH_(3)COOH+3.0%(w)HF;解水锁剂可将亲水性岩石表面反转为强气润湿性,接触角从58.73°增加到130.81°;解水锁剂处理后的岩心自吸水量降低74.8%,岩心气测渗透率回复率达到80.6%~88.7%;施工后的气井产能显著提高,日增气量达到(0.54~3.09)×10^(4)m^(3),起到了很好的解水锁效果。

稳定井壁的润湿反转剂及其分子结构设计

表面活性剂的性能之一是对井壁起稳定作用,而要设计出具有稳定井壁的分子结构,必需熟悉各类润湿反转剂的理论基础,从而对其分子结构进行合理性、正确性、创新性设计。通过对润湿反转剂研究使我能够更清楚的认识润湿反转剂的各种性能,并找出泥页岩抑制剂:烷基三甲基氯化铵、烷基氯化吡啶、环氧丙基三甲基氯化铵、苄基三甲基氯化铵、聚1,2-亚乙二甲基氯化吡啶、聚2-羟基-1,3-亚丙基二甲基氯化铵、丙烯酰胺与丙烯酸-1,2-亚乙酯基三甲基氯化铵共聚物。

气体钻井转换钻井液井壁稳定技术

气体钻井可以提高机械钻速、预防井漏,川东北地区上部陆相地层采用该技术钻进,加快了施工速度,大大缩短了钻井周期。但在气体钻井结束,转换为钻井液钻进后经常出现井壁失稳问题。分析了川东北地区气液转换过程中井壁失稳的原因,主要是该地区复杂的地质特点、干燥井壁吸水和钻井液冲刷。针对干燥井壁吸水,提出以润湿反转剂作为前置液的技术措施;针对该地区的地质特点和钻井液冲刷制定了符合川东北地质特点的气液转换施工工艺。在P204-2井和其他井的应用结果表明,以润湿反转剂作为前置液的技术措施和制定的气液转换施工工艺能减少由气液转换井壁失稳造成的井下复杂情况,避免恶性钻井事故的发生。

川西气液转换技术探索

多数井将气体钻井转换成常规水基钻井液钻井后都出现了井壁失稳问题,且处理时间长,严重影响了气体钻井取得的成果,介绍了2个实例。分析了井壁失稳的原因后,介绍了解决该问题的3种途径。一种是使用润湿反转剂RSF-1,将其作为替入钻井液之前的润漏反转前置液,RSF-1能把岩石的亲水表面转变成亲油表面,减缓滤液侵入地层。再配合使用性能优质的钻井液与合理的施工方案,可保证后续施工顺利进行。该技术在P301-4和P204-2井的应用,起到了有效维护井壁稳定的作用。另一种是对已钻的不稳定地层实施封堵加固,介绍了几种井壁加固的工作液。还有一种是选用隔离膜钻井完井液或成膜封堵保护油气层钻井液技术。

致密砂岩油藏注表面活性剂驱油体系提高采收率实验

致密砂岩油藏由于储层物性较差及地层能量不足,自然产能较低,因此需要研究合理的提高采收率方法,以改善此类油藏的开发效果。通过室内实验优选出了具有良好界面活性的非离子氟碳表面活性剂FT-121,和能够有效改变岩石表面润湿性的润湿反转剂FZJ-14,并将两者进行复配,形成了一种新型表面活性剂驱油体系,评价了该驱油体系的注入时机对提高驱油效率的影响。结果表明:在注入压力稳定后,转注表面活性剂驱油体系仅能起到降低注入压力的作用,对驱油效率的影响较小,最终驱油效率仅为37.3%;在注入压力最大时,转注表面活性剂驱油体系提高驱油效率的幅度较大,最终驱油效率为50.8%;而不采用前期水驱,直接注表面活性剂驱油体系提高驱油效率的幅度最大,最终驱油效率可以达到65.6%。因此,致密砂岩储层越早注入表面活性剂驱油体系,提高驱油效率的幅度就越大。这说明表面活性剂驱油体系能够在油田进入高含水期前,通过降低界面张力、改变润湿性、乳化作用及增大波及体积等方式来提高采收率。

气体钻井后气液转换新工艺

为了解决气体钻井后气液转换过程中容易出现的地层水化剥蚀、井壁坍塌、钻井液漏失等问题,对气体钻井后的气液转换工艺进行了研究。分析了3种常规气液转换工艺存在的风险,根据井壁润湿反转理论,在井壁上喷淋润湿反转剂使其形成亲油状态,保护井壁不坍塌;在注入钻井液前先将钻头提至上一层套管内,然后旋转钻头喷淋润湿反转剂,对井壁进行润湿反转处理;最后将钻头下到井底,边慢速起钻边小排量注入钻井液。在元坝区块元页HF-1井的应用表明,转换时间仅为常规气液转换工艺的47%,润湿反转剂消耗量仅为常规气液转换工艺的13%,整个过程无井下故障发生。这说明该气液转换新工艺是一种安全、简易、经济有效的气液转换工艺,可为气体钻井后气液转换提供新的技术支持。