新型防水锁处理剂的研制与应用

针对双河油田维护作业后水锁引起油井大幅减产的问题,通过室内实验研制出一种新型防水锁处理剂,其由质量分数为0.5％的SATRO、质量分数为0.05％的烷基磺酸钠和质量分数为0.03％的FX-02组成,并对该防水锁处理剂进行了配方筛选以及性能评价.结果表明,该新型防水锁处理剂能够有效降低油水间界面张力,使得油水界面张力达到超低(10-3 mN/m),同时具有良好的破乳性能,3h内破乳率达90％以上.室内岩心物理模拟实验结果表明,当防水锁处理剂注入量为10倍孔隙体积,温度为70℃,驱替压力为0.3 MPa,反应时间达到8h时,岩心渗透率保留率达85％以上,能够有效预防乳化堵塞和水锁效应对地层渗透率的伤害.现场已推广应用该防水锁处理剂12井次,有效率为100％.     

低渗透储层水锁伤害影响因素室内评价

针对低渗透储层因水锁引起的地层伤害问题,开展了水锁伤害影响因素室内评价。通过实验数据结果分析,随着地层含水饱和度的增加,则气相渗透率下降;岩心渗透率越低,作用时间越长,岩心水锁伤害越大;驱替压差越大,岩心水锁伤害越小;活性剂能够减轻岩心的水锁损害。     

解除牙哈低渗气藏水锁伤害室内研究

针对低渗气藏的储层特点,分析水锁伤害的机理,开展水锁伤害解除的室内研究。室内实验结果表明,筛选的表面活性剂复配体系,降低气E液表面张力能力强。玉东区块水锁伤害后注入0.6.~0.8pv解锁剂,岩心渗透率恢复率达到70%以上;羊塔区块水锁伤害后解锁剂的注入量在0.4~0.6pv时,岩心渗透率恢复率在90%以上,两种配方均可以有效的解除牙哈低渗气藏的水锁伤害,而油田提供的JLK解锁剂效果不及氟碳与双子磺酸盐复配的两个解锁体系。     

低渗透砂岩油藏水锁伤害研究

针对低渗透砂岩油藏受低孔、低渗的制约,在开发过程中储层极易受到水锁伤害的特点,对低渗透砂岩岩心进行了水锁伤害研究。分析了产生油井水锁伤害的机理,建立了水锁试验评价方法,研究了水锁伤害的规律和程度。试验结果表明,低渗透岩心经外来水侵入后,油相渗透率将产生比较严重的伤害,渗透率下降范围在7%~60%之间,流动压力升高1~3倍。针对这一情况,研制开发了解除水锁伤害的化学剂。室内岩心物模试验证明,研制的化学剂水锁伤害解除率达85%,经现场应用取得了显著效果。     

巴喀致密砂岩气藏醇基压裂液研究及效果评价

为解决巴喀致密砂岩气藏压裂时的水锁等地层伤害问题,研制了一种低浓度醇基压裂液体系,用于改善地层气相渗透率和压裂效果。在筛选醇、增稠剂、交联剂等主剂与添加剂,研究评价醇对瓜胶液性能的影响,醇基压裂液体系的抗温抗剪切性能、破胶性能的基础上,通过室内实验表明,醇基压裂液体系可降低破胶液的表面张力,解除水锁提高返排效率,对岩心的伤害率比常规水基压裂液降低30%以上。现场醇基压裂井平均增产9.5倍,残液自喷返排率达到55%以上。     

低渗透油藏水锁机理与助排表面活性剂的优选原则

低渗透油藏水力压裂之后，压裂液进入岩石基质会造成水锁伤害，从而降低基质渗透率。由于低渗透岩石具有孔喉小、毛细管力大、原油动用深度浅等特征，毛细管末端效应会加剧毛细管力滞留侵入压裂液所产生的水锁伤害。明确这种水锁形式的伤害程度与作用时长，有利于正确评估水平井单井产能在返排过程中的恢复程度，并依此合理地优化现场"焖井"处理时机与压裂液中助排剂的使用。利用CT扫描实时监测下的岩心流动实验，明确了低渗透岩石中毛细管末端效应造成的附加水锁伤害，及其伤害程度与作用时长随岩石渗透率与水侵深度的变化规律。该附加伤害从程度和时长上，都大于原油生产对应毛细管数下残余水饱和度对基质渗透率的水锁伤害，其作用时长随岩心物性参数√K/φ的减小而线性增加，随水侵深度的增加而呈幂函数增加趋势。实验结果表明，利用渗吸作用解除水锁伤害对致密储层的效果甚微，需要依靠在压裂液中添加表面活性剂（助排剂）辅助压裂液返排而进行提产。通过对比3种能够实现跨越5个数量级油水界面张力（10^-4~23 mN/m）的表面活性剂体系，揭示了水湿低渗透油藏中助排剂的显著效果，以及油湿低渗透储层中润湿性反转优于降低油水界面张力的提产效果。     

双子表面活性剂解除地层液相伤害可行性研究

反凝析液、地层水以及外来工作液的侵入往往会引起凝析气藏气相渗透率的降低.解除这些液相伤害的方法很多,如压裂、注气等,但这些方法现场操作成本太高,而采用化学方法可以大大降低生产成本.为了考察新型双子表面活性剂解除地层液相伤害的可行性,通过测定油水界面张力,确定了解堵体系配方由质量分数为0.2%的TS-1双子表面活性剂和0.5%的NC助剂组成,并利用高压岩心驱替实验探讨了TS-1双子表面活性剂体系解除凝析气藏凝析油堵塞以及油水液相复合堵塞的效果.结果表明,TS-1双子表面活性剂体系具有极低的油水界面张力(0.22mN/m),且能有效解除岩心凝析油和地层水复合堵塞,注入0.7倍孔隙体积时解堵率达60%以上,表现出广阔的应用前景.     

建南致密砂岩气藏压裂液伤害主控因素

实验测定了建南致密砂岩油气藏羧甲基羟丙基瓜胶压裂液、低聚物压裂液和羟丙基瓜胶压裂液3种压裂液破胶后的黏度、表面张力及残渣含量,发现3种压裂液破胶后的性能参数存在一定的差异。通过测试不同压裂液体系对岩心的总伤害率和基质伤害率并计算出了水锁伤害率,发现岩心的水锁伤害率（65%~80%）远大于基质伤害率（5%~15%）,水锁伤害才是降低储层渗透率的主要伤害来源;且岩心基质伤害率和水锁伤害率不仅与压裂液的性能参数有一定的关系,还与岩心渗透率和岩性存在一定的关系。通过分解实验法逐步分析测定了这些因素对压裂液伤害的影响后得出,压裂液的残渣含量是影响基质伤害的主控因素;岩心渗透率是影响水锁伤害的主控因素。通过解水锁实验发现,严重水锁的岩心通过相应的解水锁措施后,岩心渗透率恢复值高达70以上,说明通过相应措施确实能减小水锁伤害。      

CJS水伤害解堵剂的室内评价及应用

针对纯梁油田低渗透油气藏在钻井、完井、固井、修井和开采等过程中水锁引起的地层损害问题，研制出了CJS系列水伤害解堵剂，并利用岩心流动实验装置、JK99B界面张力测定仪等仪器对其进行了综合性能评价。评价结果表明，当水伤害解堵剂的注入浓度为5％，注入压力为3MPa，注入液量为50PV，反应时间为24h时，可使渗透率的恢复值超过75％，从而有效地降低了工作液滤液的表面张力，解除了乳化堵塞和孔隙喉道的“水锁”，防止了水敏性粘土矿物膨胀对地层渗透率的伤害。现场已推广应用该解堵剂12井次，有效率为100％，累计增油9164t，平均单井增油763．7t，取得了显著的增产效果。     

低渗透砂岩储集层水锁损害影响因素及预测方法研究

水锁导致渗透率下降是低渗透油气层损害的主要机理之一。对低渗透砂岩储集层的水锁效应进行了实验研究,定量评价了气测渗透率、孔隙度、初始水饱和度。驱替压差和油水界面张力等因素对水锁效应的影响。在对大量实验数据进行处理的基础上,建立了低渗透砂岩储集层水锁效应的灰色静态预测模型。研究结果表明,影响低渗透砂岩储集层水锁损害程度的主要因素有：油水界面张力、气测渗透率和储集层的水饱和度。油水界面张力越高,钻井液、完井液等外来流体侵入储集层后的水饱和度越高,储集层的渗透率越低,水锁损害程度就越严重。建立的水锁效应灰色预测模型可以对低渗透砂岩储集层的水锁损害程度进行初步的定量预测,其准确程度还与实验岩样及实验数据的代表性密切相关。图2表2参6（张振华摘）     

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。      

低渗透油气藏用防水锁剂体系的制备与性能评价

为改善低渗透油气藏水锁损害,以多元醇和脂肪酸为主要原料制备非离子型表面活性剂,将其与分散剂和稳定剂混合制得防水锁剂体系。通过红外光谱对表面活性剂的结构进行了表征,研究了防锁水剂体系水溶液的粒径分布,表面张力、热稳定性及对页岩岩心接触角的影响。结果表明,表面活性剂产物的热分解温度为218℃,在清水中的分散达到微-纳米级别。80℃下防锁水剂体系水溶液的表面张力可降至19.68 mN/m,临界胶束浓度为80 mg/L,表现出良好的抗盐性能。页岩岩心在常温常压下浸泡于防水锁剂体系水溶液中4 h后,清水在岩心表面的接触角从46.1°增至80°数130°;防水锁剂体系经过120℃老化8 h后,清水在岩心表面的接触角仍可达103.9°。防锁水剂体系抗高温、抗盐、防水锁性能良好,可用于改善低渗透油气藏水锁损害。     

一种新型降水锁洗井液NDF1的性能评价及现场试验

针对鄂尔多斯盆地低渗透含油气砂岩储层水锁现象普遍,严重影响油气藏动用程度并使采收率降低的问题,通过分析影响水锁效应的因素,从降低水锁程度的角度出发,选用解水锁剂、抑制剂、防水锁表面活性剂、耐高温缓蚀剂等配制成一种新型降水锁洗井液NDF-1,对其性能进行了评价,结果表明:降水锁洗井液NDF-1能够使油水界面张力降至20 mN／m以下;岩石平均润湿角由21.6°增至78.6°;与清水相比,该洗井液能使井下管柱样品6 h和24 h的腐蚀速率分别下降89.9%和84.7%;经钻井液和完井液污染的岩心,用降水锁洗井液NDF-1冲洗后,渗透率恢复到原来的182.14%。该洗井液在鄂尔多斯盆地的CBx-c井进行了现场试验,该井采用降水锁洗井液NDF-1洗井后,产量达到原来的185.7%。室内试验及现场试验表明,降水锁洗井液NDF-1能降低低渗透油气藏的水锁效应,提高油气井的产量。      

轮南古潜山碳酸盐裂缝性油气藏的水锁效应及影响因素研究

方法 在轮古６井四开钻井完井液中加入不同浓度的表面活性剂ＡＢＳＮ,选用轮古１井奥陶系不同渗透率的天然和人造裂生碳酸直 心,通过改变岩心的初始水饱和度,对水锁效应发生前后岩心渗透率的损害情况进行评价,同时对不同ＡＳＮ浓度条件下钻井完井液滤液的表面张力和油、水界面张力进行测定。目的 研究轮南古潜山碳酸盐岩裂缝性油气藏的水锁效应及其影响因素。结果 不锁效应与初不饱和度及岩心的绝对渗透率有关,在钻井完井液     

低渗透气藏水锁效应研究

低渗气藏普遍具有低孔、低渗的特点,气、水及少量的油流动的通道较窄,渗流阻力较大,液、固界面及液、气界面的表面张力较大,这样使得水锁效应和应力敏感性明显增强.水锁效应对低渗透储层会产生伤害,严重影响气藏的产能.本文分析了水锁伤害机理,并对各种解除水锁的方法进行了研究对比.     

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川中八角场香四气藏属低渗低孔致密砂岩气藏，压裂酸化是气层改造的主要措施。室内实验和现场实践证明：在气层改造过程中存在着多种地层损害因素：①水敏损害；②水锁损害；③压裂液残渣损害；④酸敏损害。这些因素使气层改造效果不甚理想。在岩心流动试验的基础上，结合电镜扫描、能谱分析等测试分析手段，对气层改造损害因素进行了定性、定量分析，认为：水敏产生的原因与储层含有膨胀性水敏矿物伊／蒙混层有关，另外还与低渗、细孔微喉结构和粘土矿物产状有关；水锁损害与含水饱和度、储层毛管压力、液体表面张力和润湿角等因素有关；目前压裂液残渣对该气层基岩渗透率影响不是主要因素，而水锁损害占总损害的６３．３％～９０．７％。在气层改造过程中，合理使用粘土稳定剂、铁离子稳定剂和助排剂等，对降低水敏、酸敏损害，帮助液体返排有重要作用。高能气体压裂是这类气藏改造的又一有效的工艺措施。     

表面活性剂乳化能力差异对低渗油藏提高采收率的影响

表面活性剂驱是低渗透油藏提高采收率的重要技术手段之一,以往筛选活性剂基本以其降低油水界面张力的性能作为评价重点,而表面活性剂的油水乳化性能并未得到足够的重视。为研究油水乳化性能对低渗油藏提高采收率的影响,结合长庆低渗透油藏条件,选用具备相同超低界面张力但乳化能力有所差异的2种活性剂,利用均质、非均质岩心开展驱油实验。实验结果表明:同时具备超低界面张力和强乳化能力的活性剂BA,可在岩心入口段降低渗流阻力,同时实现岩心中部乳化封堵的效果,岩心中部残余阻力系数为2.08;而界面张力超低乳化能力较弱的活性剂TS,无法建立流动阻力,仅起到降压增注的作用。在非均质岩心驱油实验中,水驱后注入BA段塞0.6PV,建立了较高的驱替压力,扩大了波及系数,提高采收率11.46%,而活性剂TS提高采收率幅度为5.88%。     

DLF低张力泡沫体系的评价

基于研制出的适用于高温高盐油藏的新型起泡剂DLF,对其表/界面张力、起泡能力、稳定性、耐油性等静态性能以及驱油效率和提高采收率等动态性能进行了测试和评价。实验结果表明,DLF的最佳适用浓度为0.5%,在优选浓度下的表/界面张力以及起泡性能和稳定性均能达到最优水平,且DLF泡沫具有很好的耐油性能以及洗油能力,模拟油藏条件下可提高洗油效率达23.06%。在低张力洗油和泡沫的调堵、分流的综合作用下,DLF低张力泡沫驱可以维持较长时间的同步分流调剖效果,最大限度地挖潜高、低渗岩心,尤其是低渗岩心中的剩余油,后续水驱结束后,综合采收率提高28.9%,低渗岩心提高约48.8%,高渗岩心提高约21.6%。     

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低渗透特低渗透油藏普遍存在着水锁损害，而且渗透率越低，水锁伤害越严重；造成水锁效应有内在和外在两方面的因素。储层致密、孔隙喉道小，油藏压力低、存在绿泥石薄膜状的孔隙衬边结构是造成储层产生水锁效应的内在因素；驱动压差小、外来流体与岩石的润湿角小、粘度大及油水界面张力大是造成储层产生水锁效应的外在因素。渗透率越低，孔喉半径越小，油层压力越低，越容易产生水锁损害，且越难以解除其损害。通过室内实验研究认为：提高排液速度可以提高渗透率的保留率，抑制水锁效应；向油层中挤注一定的表面活性剂体系工作液，可以有效地提高油相渗透率的保留率，减弱和部分消除水锁效应；在注入水中加入优化后的表面活性体系，可以改变低渗透油藏流体的渗流特性，可以有效地增大油水两相同流区，改善其水驱开发效果。     

川西致密气藏生产后期解除水锁工艺技术

随着致密气藏的长期开发,地层压力、产能的逐年降低,水锁伤害的影响逐渐显现,严重制约了气藏采收率的提高.分析了储层岩性、孔隙结构、储层流体性质等内在因素以及施工作业环节和作业条件等外在诱发因素对储层水锁伤害的影响,明确了水锁解除剂应具有低表面张力、改变储层润湿性、除垢和低伤害的特点.通过采用表面张力测定、接触角变化测试和解除水锁性能评价等方法进行对比分析,开发出了一种新型水锁解除剂.通过现场试验发现,气井的产气量和排液量得到有效提升,证明了该药剂的有效性,为致密气藏生产后期老井的稳产提供了新的思路和方法.