Study on Reducing Injection Pressure of Low Permeability Reservoirs Characterized by High Temperature and High Salinity

In view of the problems of high injection pressure and low water injection rate in water injection wells of low permeability reservoirs featuring high temperature and high salinity,two new surfactants were synthesized,including a quaternary ammonium surfactant and a betaine amphoteric surfactant.The composite surfactant system BYJ-1 was formed by mixing two kinds of surfactants.The minimum interfacial tension between BYJ-1 solution and the crude oil could reach 1.4×10^(-3) mN/m.The temperature resistance was up to 140℃,and the salt resistance could reach up to 120 g/L.For the low permeability core fully saturated with water phase,BYJ-1 could obviously reduce the starting pressure gradient of low permeability core.While for the core with residual oil,BYJ-1 could obviously reduce the injection pressure and improve the oil recovery.Moreover,the field test showed that BYJ-1 could effectively reduce the injection pressure of the water injection well,increase the injection volume,and increase the liquid production and oil production of the corresponding production well.

耐盐型阴/阳离子表面活性剂高效渗吸体系构筑及性能评价

针对长庆安塞油田油藏条件,构建了阴离子表活剂APGSHS和双十八烷基阳离子表活剂复配的耐盐型高效渗吸体系。在矿化度为74.11 g·L^(-1)、温度为50℃的条件下,通过界面张力优选出适合该油田的最佳渗吸体系,并研究了该渗吸体系的润湿性能、乳化性能以及渗吸采油效果。结果表明:复配体系可将油水界面张力维持在10^(-3)mN·m^(-1)数量级;同时,该体系具有优异的润湿反转能力以及较佳的乳化性能,该复配体系针对0.3~30.0 mD的岩心渗吸采收率可达40%以上。

低渗致密气藏防水锁剂配方性能评价

基于吐哈油田低渗致密气藏,研发一种新型气藏防水锁剂GY-HE85,对其界面张力、表面张力和润湿性等基本性能进行研究,并分析了岩心渗透率恢复效果。实验结果表明,氟碳表面活性剂与碳氢表面活性剂复配后,碳氢表面活性剂除降低界面张力的作用之外,由于异电性亲水基之间强烈的静电吸引作用,表面活性剂分子在更低含量即可达到饱和吸附,还可降低表面活性剂的使用量。防水锁剂GY-HE85含量为0.1%~0.5%(w)的溶液时,表面张力为20.23~47.52 mN/m,随着溶液含量减小,拟黏附功逐渐降低,降幅呈“先快后慢”趋势,防水锁剂GY-HE85溶液优选含量为0.3%(w)。防水锁剂GY-HE85溶液具有较好的抗吸附性能,岩心渗透率恢复率在86.44%~91.20%,较好地预防了致密气藏储层“水锁”现象的发生。

SIAPES的合成及低温油藏原位乳化驱油体系构建与性能

W/O型乳液驱油是一项有效提高老油田采收率技术。但低温条件下常用的乳化体系不能同时满足形成W/O型乳液和降低界面张力。本文合成并表征了异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠(SIAPES),并与椰子油烷基二乙醇酰胺(CEDA)复配构建了低温油藏原位乳化驱油体系,评价了体系的乳化性能、降低了油水界面张力并改善了岩石润湿性能力。同时利用在线NMR驱替系统揭示了原位乳化驱油体系在低温油藏条件下提高采收率的潜力。结果表明:原油-地层水自乳化相变点为60%,利用原位乳化驱油体系对油水自乳化进行干预后,乳液相变点提高到65%,且发生相变后乳液黏度明显高于自乳化乳液的黏度,流度控制能力增强;原位乳化驱油体系能将油水界面张力由12.00 mN/m降低至0.12 mN/m,改善亲油岩心润湿性至亲水;在渗透率级差为12,水驱至经济极限的条件下,0.6 PV的原位乳化驱油剂驱和后续水驱使采收率提高了26.8%。

一种应用于低渗透储层的高性能防水锁剂

低渗透油气藏具有岩石致密、物性差和孔喉细小的特点,外来流体在毛细管力作用下进入储层孔喉中,造成水锁损害,严重影响低渗透储层油气藏的产量。针对这一问题,以全氟辛酸、单乙醇胺和氯乙酸钠为原料制备高性能氟碳防水锁剂(FS-1),通过红外光谱对其结构进行了表征,并研究了该氟碳防锁水剂对盐水溶液在岩心孔喉中水锁性能的影响。结果表明,该防锁水剂显著降低盐水溶液的表面张力(小于15 mN/m),且使蒸馏水在砂岩表面的接触角增大至85.3°,表明防水锁剂FS-1可将岩心表面润湿性由亲水性反转为中性湿,有降低了水相对岩心的水锁损害。另外,防锁水剂FS-1含有多个吸附、抗盐基团,提高分子在岩石表面的吸附能力,且使其耐盐能力达到了7%(NaCl)。渗吸实验、渗透率测试实验和核磁共振实验发现该防水锁剂减缓岩心的自吸作用,降低了岩心孔喉对盐水的束缚能力和岩心的水锁损害,提高了岩心渗透率恢复率。

低渗透油藏用纳米乳液性能评价与应用

结合低渗透油藏驱油技术特点,研究了纳米乳液降低界面张力能力、耐温抗盐能力、改变岩石润湿性能力和驱油效果。试验结果表明,纳米乳液质量浓度为1 000 mg/L时,与原油的界面张力能够达到10-3mN/m数量级,并且表现出较强的耐温抗盐和改善岩石润湿性的性能,质量浓度为2 000mg/L的纳米乳液的水溶液能在岩心水驱的基础上进一步将采收率提高20%以上。该纳米乳液产品已在江苏油田井组应用,取得了显著的驱油效果。

纳米SiO_(2)/十二烷基硫酸钠复配体系的渗吸采油效果

优选纳米SiO_(2)/十二烷基硫酸钠(SDS)复配体系,利用SEM、粒径分析、接触角测量、界面张力测试等方法对该复配体系进行评价,并开展了岩心渗吸实验,考察了SiO_(2)/SDS复配体系的润湿性及渗透采收率的影响因素,并评价了界面张力性能。实验结果表明,SiO_(2)/SDS能够改变岩石壁面润湿性,润湿角改变程度可达52.2%;纳米SiO_(2)含量为1000 mg/L时可有效降低界面张力;对于低渗岩心具有提高渗吸采收率效果,最高渗吸采收率可达35%,矿化度会降低渗吸效果;提高温度或纳米SiO_(2)含量,渗吸采收率相应提高。

天然来源的表面活性剂在超低渗油藏开发中的应用

因为国内大部分油田目前已经进入开发后期,在孔渗较好的圈闭已经钻探殆尽的大背景下,超低渗油藏开发便成了主要研究方向。在开发实践中,采用皂苷为原料制备了一种新型表面活性剂,这种活性剂为天然来源,并通过界面张力、接触角和石油采收率评估等实验说明其在以碳酸盐岩为代表的超低渗储层中具有良好的应用价值。评估了表面活性剂产生泡沫并在微观和宏观尺度上建立稳定乳液的能力。研究结果表明,当表面活性剂质量浓度达到1800 mg·L^(-1)时,界面张力将大幅度降低,最低达到0.39 mN·m^(-1)。此外,通过优化盐度,界面张力将降低到最低0.36 mN·m^(-1),这表明了盐度控制对于降低界面张力的作用。实验结果表明,该天然来源的新型表面活性剂在其临界胶束浓度下表现出优异的乳液稳定性,持续了6个月性质未发生显著变化;这种新型的表面活性剂产生的泡沫同样表现出了显著的稳定性,半衰期长达30 min。因此,在最佳条件下进行的驱油实验中,该新型表面活性剂溶液处于其临界胶束浓度并且盐度和碱度水平得到优化,原油采收率显著提高了25%,相比于传统的表面活性剂具有更为良好的化学性质,为未来的超低渗透油藏开发带来显著增益。

低渗透油藏中相微乳液驱油体系筛选

中相微乳液优异的增溶能力使其成为大幅提高原油采收率技术研究的热点。立足长庆五里湾低渗透油藏特点,以十二烷基苯磺酸钠与椰油脂肪酸脂聚氧乙烯甜菜碱质量比1∶3的复配体系作为中相微乳液主表面活性剂,选择正丁醇作为助表面活性剂,利用鱼状相图确定形成中相微乳液所需的醇浓度区间为1.3%~3.7%,对应表面活性剂质量浓度为0.3%~0.7%。微乳液开始形成中相和中相消失对应的盐度分别为1.5%,6.0%,形成中相微乳液的盐宽为4.5%。NaCl质量浓度为4.8%左右时增溶效果最佳,界面张力达到10-3mN/m超低水平。填砂模型微乳液驱实验提高驱油效率23.25%。

低渗储层新型防水锁剂的研制和性能评价

为了降低外来流体对低渗储层的水锁伤害,本文以高级脂肪酸和二乙醇胺为原料制备了无氟表面活性剂,并与阳离子表面活性剂(起到分散、稳定作用)和有机硅消泡剂复配形成一种新型无氟防水锁剂。实验研究表明,该防水锁剂能显著降低水溶液的表面张力,使表面张力低于15 mN/m,且具有良好的抗温、耐盐性能。接触角测试实验发现,该防水锁剂改变了砂岩岩心表面的润湿性,使亲水性能转变为亲油性能。岩心自吸实验和储层保护实验表明该防水锁剂使岩心的自吸水质量和吸水速度降低,且降低了岩石对流体的束缚能力,有效防止外来流体对低渗储层的水锁伤害。

低渗透气藏有机硅防水锁剂的制备与性能评价

针对低渗透气藏钻完井过程中因水相侵入引发的水锁损害问题,以双端含氢硅油(DHSO)、烯丙基缩水甘油醚(AGE)、三甲胺盐酸盐(TMHC)等为原料,通过硅氢加成反应和环氧基开环反应合成了一种阳离子有机硅表面活性剂DAT,并复配消泡剂等助剂,构建了有机硅防水锁剂DAH。使用傅里叶红外光谱和核磁共振氢谱对合成产物进行表征,其分子结构符合预期设计;通过表面张力测定、岩心接触角实验、岩心自吸实验、岩心驱替实验等对防水锁剂DAH的性能进行评价。结果表明:1%DAH溶液的表面张力大幅下降至21.28 mN/m;经1%DAH溶液处理后,水相接触角由20°提高至110°,岩心自吸水量下降83.1%,渗透恢复率提高至82.68%。该防水锁剂DAH可大幅降低水相表面张力,能够通过静电作用在岩心表面形成致密吸附膜,将岩心表面润湿性由亲水性反转为疏水性,减少了钻完井过程中的水相侵入,并有助于水相返排,具有优异的降低水锁损害功效,对保护低渗储层产能具有重要意义。

低界面张力黏弹流体驱油效果评价及微观驱油机理

特低渗油藏储层物性差、层间非均质性强,注水开发过程中普遍存在含水率上升快,产量递减严重等问题,为进一步改善特低渗透油藏水驱开发效果,开展了低界面张力黏弹流体驱油研究。采用岩心驱油实验评价低界面张力黏弹流体驱油效果,并利用微观可视模拟技术研究低界面张力黏弹流体微观驱油机理。结果表明,岩心单管和双管驱油实验水驱结束,转注低界面张力黏弹流体后,采收率分别提高了7.47%、23.14%;低界面张力黏弹流体的注入可对驱油剖面进行有效调整,增加原油动用程度;水驱后剩余油主要以簇状、孤岛状、膜状、盲端状以及柱状5种形式存在,簇状剩余油所在比例最大;低界面张力黏弹流体可通过增黏、屏蔽暂堵、乳化以及岩石表面润湿性改变等多种作用机制协同,将水驱后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夹带渗流运移产出,具有较好的流度控制和洗油能力,在特低渗油藏开发中具有优异的潜在应用前景。

低界面张力小分子驱油剂提高低渗透油藏采收率技术

针对低渗透油藏注入性差、洗油效率低,水驱无法有效提高采收率等问题,提出了一种低界面张力小分子驱油剂(LST溶液)提高低渗透油藏采收率新技术,评价了该驱油剂的界面活性、增黏性、乳化性、润湿性及其油藏环境适应性和驱油效果。结果表明,该驱油剂具有良好的界面活性和增黏性。在6788.23 mg/L的矿化水中,质量分数为0.4%时的LST溶液的油水界面张力为0.012 m N/m,且黏度与油藏原油黏度(3.4 m Pa·s)相近。LST溶液具有较好的油水乳化能力,可改善油藏水润湿性。在47.2℃、油水比为1∶1的条件下,LST乳状液的稳定时间为120 min。岩心经LST溶液处理后,水相接触角由57.0°降至12.5°,油相接触角由24.3°增至38.6°。LST溶液具有良好的静态抗吸附性能,经岩心3次吸附后,LST残液与原油间的界面张力仍能达到10^(-2)m N/m数量级,黏度达2.895 m Pa·s,乳状液静置10、120 min的析水率分别为38.6%、73.4%。LST溶液的耐盐性能较好。在矿化度为16570 mg/L的环境下,其油水界面张力低于7×10^(-2)m N/m、黏度为3.06 m Pa·s。LST溶液的驱油效果较好,可有效封堵高渗透孔道,启动低渗透孔道残余油。注入0.4 PV 0.4%LST溶液可使均质岩心(0.05μm^(2))的水驱驱油效率提高11.21百分点,非均质岩心(级差3~10)水驱后的综合采收率提高6.55百分点~19.41百分点。LST溶液可以实现低剂量或低成本有效提高水驱采收率,在低渗透非均质油藏化学驱提高采收率方面具有较好的应用前景。

低渗透油藏复合表面活性剂驱油体系研究

以丙烯酸酯类单体为主要原料自制了高分子表面活性剂(MBSA),并将此高分子表面活性剂与小分子乳化剂复配,制得复合高分子表面活性剂驱油体系(MSTM)。通过界面张力、乳化性能、润湿性能以及驱油效率测试等对复合表面活性剂的性能进行了表征。结果表明:复合表面活性剂体系界面张力可维持在10^(-3)mN·m^(-1)这一数量级,加入3%质量分数MBSA的复合表面活性剂具有较佳的乳化性能,随着在MSTM2复合表面活性剂驱油体系中浸泡时间的不断增加,岩心表面接触角逐渐增加,其驱油效率升高。

双子表面活性剂合成及其在降压增注中的应用

针对低渗油田注水压力高的问题,研发了一种18-3-6双子表面活性剂,并通过室内实验考察了18-3-6的性能及降压增注效果。实验结果表明,当18-3-6表面活性剂浓度为600mg·L^(-1)时,界面张力达到0.052mN·m^(-1),且能有效防止黏土膨胀。岩芯驱替实验结果表明,当其浓度为600~1000mg·L^(-1),注入3PV的18-3-6降压增注效果最为明显,降压幅度最高可达28.97%,提高水相渗透率最高达22.85%。因此,表面活性剂18-3-6对低渗油藏开发具有良好的应用前景。

低渗透油藏自发渗吸驱油实验研究

通过低渗透亲水岩心自发渗吸实验,探讨了低渗透油藏不同界面张力体系的渗吸驱油过程。研究结果表明,注入水渗吸体系因毛细管力较高、毛细管力与重力比值较大,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸。与注入水渗吸结果相比,化学剂溶液因降低油水界面张力,在孔隙介质中能使更多的原油参与渗流过程,使更多的剩余油变为可动油,提高了渗吸平衡时的原油采出程度,因而提高了低渗透油藏原油的采收率。

低渗透油藏渗流物理特征的几点新认识

对于低渗透油藏,油水界面张力、岩石润湿性和孔喉比是影响产量和采收率的重要因素,而润湿指数和润湿角通过毛管数与驱油效率有直接的定量关系。该文提出了一个关联着界面张力、润湿性和孔喉比的修正毛管数概念,建立了基于Amott润湿指数与USBM指数的润湿角表征方法,继而推导出低渗透储层毛管数表达式,并通过岩心实验确定出其与残余油饱和度的关系。以此为基础给出不同界面张力与润湿情况下的相对渗透率曲线、驱油效率和注入能力的计算公式,揭示了各种油藏物理参数之间的关联性,为优化低渗透油层化学驱改变界面张力、润湿性控制参数,进而为提高驱油效率和采收率提供了理论依据。

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 m N/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^(-1)m N/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)m N/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 m L/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 m L/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 m L/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。

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。

表面活性剂降压增注机理及其在镇北油田的应用

镇北油田低渗储层物性较差,受传统开发方式的影响,部分井存在注水压力高、上升速度快、能量消耗快、长期欠注等现象,常规的酸化解堵等措施有效期短、费用较高。为此,研制合成了新型氟碳表面活性剂FCS-08,能有效降低表面张力及界面张力,改变岩石表面润湿性。该项新技术在现场试验3口井,均取得了较好的降压增注效果,其中的镇298-307井注水压力降低32.3%,视吸水指数升高了87.04%。