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。     

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。     

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％.     

超低渗油藏表面活性剂降压增注及提高采收率

渭北油田长3油藏为典型的超低渗油藏,在注水开发过程中,由于储层物性差,导致注水驱替困难。部分注水井表现出注入压力高,对应油井低产、含水率高,注水开发效果差。为此开展了4种表面活性剂降压增注及提高采收率实验研究。结果表明,OBS-03生化表面活性剂具有降低界面张力、降低原油黏度、降低驱替压差和提高采收率的能力,并且适合渭北长3油藏的地质条件。矿场试验表明,应用OBS-03型表面活性剂能有效降低注水压力,油井降水增油效果明显。     

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。     

渭北油田特低渗油藏表面活性剂降压增注矿场试验与评价

渭北油田长３储层为典型的浅层低压致密油藏,在注水开发过程中,部分注水井表现出注入压力高,
对应油井低产、高含水,注水开发效果差,分析认为由于储层物性差,原油黏度相对较高,导致注水驱替困难。为
此,研发了４种不同类型的生化表面活性剂,室内实验评价表明ＯＢＳ－０３型表面活性剂具有最好的降低界面张力、
降低原油黏度、降低驱替压差和提高采收率的能力,并且适合渭北长３储层的地质条件。矿场试验表明,应用ＯＢＳ
－０３型表面活性剂后能有效降低注水压力,对应油井增油效果明显。     

表面活性剂/缩膨剂降压增注体系的研究

针对油房庄长1油藏地层水矿化度较高,渗透率低,粘土矿物含量高,剩余油饱和度较高,水相渗透率低的特点,制备了表面活性剂／缩膨剂体系,确定了最佳配方：表面活性剂加量0．5％,缩膨剂JC-931加量0．1％。评价了该体系的性能,结果表明,该体系与地层流体具有良好的配伍性,耐温耐盐性,界面张力稳定性,与油房庄长1油样间界面张力可达10^-2mN／m数量级。     

低渗透油藏储层表面改性增注技术进展

对缩膨降压增注、聚硅纳米降压增注和表面活性剂降压增注这3类储层表面改性技术进行了总结,并对其技术特点、减阻机理及应用情况进行了介绍。     

新型活性剂体系在低渗透油田降压增注现场应用

介绍低含量活性剂体系在不同低渗透油田油水井的降压增注中的应用。低含量活性剂体系ZP-1918主要由多元高分子表面活性剂组成,室内性能评价结果表明．在模拟油层温度45～150℃条件下,该体系静态液相稳定期为120d,不分层,不沉淀,油水界面张力达到10^-2mN／m(数量级)以下,吸附损失量小,特别适用于低渗透油田增注施工。现场应用表明,0．1％～0．3％活性剂体系可使注水能力提高50％以上,压力下降2～10MPa,平均有效期在200d以上。     

S7断块驱油用阴/非离子表面活性剂性能评价

针对S7断块低渗透油藏特征,开发出驱油用阴/非离子表面活性剂SHSA-JS,并对其进行性能研究。结果表明,在温度为83℃,SHSA-JS溶液浓度窗口为0.05%~0.6%,注入水矿化度为1 000~25 000 mg/L、二价离子(Ca2+,Mg2+)含量为2 410 mg/L的条件下,SHSA-JS可使油水界面张力达到10-2mN/m数量级;储层净砂和石英砂对0.3%SHSA-JS溶液的静态吸附量分别为4.50 mg/g和0.32 mg/g;静态洗油效率在41.8%以上,0.3%SHSA-JS溶液注0.4 PV孔隙体积后可在水驱基础上平均提高采收率7.71%。该表面活性剂可满足S7断块低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

适合低渗高盐油藏的表面活性剂复配体系及性能研究

为获得适合长庆油田低渗高盐油藏使用的驱油体系,通过将石油磺酸盐阴离子表面活性剂CQPS和脂肪醇系列非离子表面活性剂ZFC-2复配,并加入醇类助剂ZJ-5,得到表面活性剂复配驱油体系YFFP-2,对其界面特性、乳化性能、吸附性能和提高采收率性能进行了研究。结果表明,YFFP-2复配体系的最佳配方为0.15%CQPS+0.05%ZFC-2+0.005%ZJ-5。在80℃、矿化度50 g/L的条件下,YFFP-2与脱水原油的界面张力为3.35×10-3m N/m;YFFP-2乳状液静置15 h后的析水率约15%;在天然低渗(20×10-3μm2)岩心上的动态吸附量为0.63 mg/g,远小于其在油砂、净砂上的静态吸附量(13.9、12.8 mg/g);YFFP-2驱油的最终采收率为68.4%,采收率增幅为26.4%,提高采收率的作用优于CQPS。     

增注泵增注技术在北16油田的应用

北 1 6油藏是低渗透非均质油藏 ,具有很强的水敏特性。油藏的天然能量较弱。油藏投入注水开发后 ,由于低渗 ,粘土膨胀 ,早期注水水质不合格等诸多因素的影响 ,造成了大批注水井欠注 ,在先后进行了系统提压 ,单井防膨 ,酸化 ,超声波 ,高能气体压裂 ,水基压裂等措施后 ,注水井注水不满足的现象仍十分严重。地层压力下降很快 ,递减难控制 ,稳产的难度很大。1 995年底进行了增注泵增注试验 ,因其性能稳定 ,操作方便 ,价格低廉 ,增注效果好而被很快推广 ,共有 1 2口注水井解决了欠注问题 ,增注、增油效果明显 ,开采形势迅速好转 ,取得了良好的经济、社会效益 ,为低渗油田解决注水困难的问题提供了新思路     

某低渗透油藏注空气开发可行性分析

在调研注空气技术原理及其油藏适宜度的基础上,针对国内某低渗透砂岩油藏X区块地质特点,对区块进行注空气适应性评价,初步明确油藏开发方式为注空气开发。然后,开展室内油水和油气相渗透实验,应用油水及油气渗流理论和油藏工程及气藏工程方法,在分析采油指数与吸气指数、油层破裂压力和注气能力的基础上,确定了低渗透油藏M区块的合理注气压力和注气量。最后采用数值模拟技术对5种开发方案进行预测对比,得出注气比注水开发效果好,进一步对M区块注空气开发进行验证,并筛选出最优开发方案。笔者从注空气技术对油藏的筛选标准、注气能力分析、数值模拟验证等一系列方法对X油藏M区块进行注空气适应性分析,为类似油藏注空气开发提供了有效的方法。     

聚硅纳米材料增注效果研究

聚硅纳米材料用于低渗油藏增注是油田开发中的一项前沿技术,本研究分析了聚硅纳米材料的增注机理,室内考察了多批聚硅纳米材料的增注效果,并研究了影响聚硅纳米材料润湿性的主要因素。结果表明,聚硅纳米材料对提高岩心渗透率具有明显效果,首批样品提高水相渗透率达25％-66％;聚硅纳米材料能有效改变岩心的润湿性,使其从亲水变为亲油,从而降低水相流动阻力,起到降压增注作用;聚硅纳米材料适宜注入量为3．0PV,建议现场关井时间大于40h;聚硅纳米材料处理后转注石油磺酸盐表面活性剂,可进一步改善地层渗流能力,其渗透率提高幅度为11％。