【摘 要】
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针对雁木西油田高盐油藏储层特征和提高采收率技术需求,本文开展了耐盐表面活性剂研制和油藏适应性研究.结果表明,非离子表面活性剂复合体系DW-01具有界面张力低、抗吸附能力强、发泡效果好和驱油效率高等特点,DWW-01质量分数超过0.05％后可使油水界面张力达到超低数量级(10-3 mN/m),与油砂3次吸附后油水界面张力仍可达10-2 mN/m数量级,水驱后注入0.4 PV的质量分数0.3％的DW-01采收率增幅超过8％,与目标油藏具有良好适应性.水驱后表面活性剂主要沿水驱形成优势通道流动,水驱未波及区域的
【机 构】
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中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院,新疆鄯善838200
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针对雁木西油田高盐油藏储层特征和提高采收率技术需求,本文开展了耐盐表面活性剂研制和油藏适应性研究.结果表明,非离子表面活性剂复合体系DW-01具有界面张力低、抗吸附能力强、发泡效果好和驱油效率高等特点,DWW-01质量分数超过0.05％后可使油水界面张力达到超低数量级(10-3 mN/m),与油砂3次吸附后油水界面张力仍可达10-2 mN/m数量级,水驱后注入0.4 PV的质量分数0.3％的DW-01采收率增幅超过8％,与目标油藏具有良好适应性.水驱后表面活性剂主要沿水驱形成优势通道流动,水驱未波及区域的波及程度较低,表面活性剂必须与其他液流转向措施联合使用才能取得较好增油降水效果.
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针对油气田开发中高压油气、后期压裂、储气库周期性压力变化等带来的层间流体窜流、井口带压问题,以水溶性树脂(S-HR)与胺类中温固化剂(CA-1)为胶凝材料,制得适用于中低温的树脂固井工作液体系.对该体系的工程性能、防窜性能、力学性能、耐温性、树脂固化动力学等进行了研究.结果表明,通过调节加重剂重晶石和悬浮剂微硅的加量,该树脂体系密度在1.20～1.90 g/cm3可调,流动性能良好;60～90℃时,稠化时间在60～410 min可调;模拟顶替效率91.5％时,树脂固化体的胶结强度为3.01 MPa,窜流突
为提升线性胶压裂液的耐温耐剪切性能,用有机硼/锆复合交联剂(FHBZ-1)与部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)及多羟基醇制备了LG-2复合线形胶压裂液.评价了LG-2线性胶压裂液体系的交联性能、耐温耐剪切性能及破胶性能,并在西部页岩气井进行了现场应用.结果表明,LG-2线性胶压裂液的交联性能较好,耐温耐剪切性能好于HPAM/有机锆单一凝胶体系.在110℃、170 s-1下,LG-2线性胶压裂液恒速剪切120 min的最终黏度为103 mPa·s,而单一HPAM/有机锆凝胶仅为48 mPa·s;在130℃、17
为改善水力压裂返排液对储层的伤害和环境的污染,以硬脂酸与N,N-二甲氨基丙胺为原料、氟化钠为催化剂,通过双分子亲核取代反应制备了具有CO2响应的表面活性剂(EA).将其与反离子水杨酸钠复配制备具有CO2响应增黏的水溶液体系,可作为清洁压裂液体系实现循环利用.利用流变仪研究了EA水溶液及其与反离子复配体系的CO2响应性和循环可逆性,利用电子显微镜和分子动力学模拟从介观和微观层面揭示其响应及可逆转变机理.结果表明,EA水溶液及复配体系均具有良好的CO2和pH响应增黏特性,通入N2或高温可实现体系降黏.该溶液体
为研究瓜尔胶压裂液破胶和循环使用的影响因素,从返排液中残余稠化剂和交联剂性能变化、存在状态以及含量等方面入手,研究残余稠化剂和交联剂对返排液重复配制压裂液性能的影响机理.结果表明,随着破胶时间或破胶剂加量的增加,瓜尔胶压裂液破胶液黏度降低、抽滤时间减少,小分子比例增加;酶破胶具有选择性,破胶后甘露糖与半乳糖的比例保持不变;氧化破胶不具选择性,随破胶时间延长,半乳糖含量下降,分子结构发生变化,侧链半乳糖限制主链甘露糖形成螺旋能力减弱,瓜尔胶水溶性降低,形成絮状沉淀;破胶液中残余稠化剂含量对瓜尔胶溶胀的影响较
绝大多数的陆上油田经过长时间注水及注聚合物开发,储层大孔道或高渗透条带发育,注入水无效低效循环日益严重.针对常规调剖堵水剂封堵效果较差的技术难题,以西部B油田储层及流体特征为研究对象,研究了淀粉接枝共聚物凝胶的基本性能、注入性、封堵性能,评价了不同影响因素下淀粉接枝共聚物凝胶的稳油控水效果.研究表明,淀粉接枝共聚物凝胶的初始黏度较低,注入性较好,但其受成胶空间环境影响较严重,成胶空间越大,成胶强度越高,对高渗透岩心的封堵能力强于对低渗透岩心的,对中低渗透储层中伤害较小,一定程度上具有选择性封堵的效果.此外
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针对准东油田含油污泥固相含量高且不具备处理条件的情况,结合裂缝性油藏水井调剖需要高强度堵剂,通过添加稠化剂、交联剂、固化剂制备了3种不同强度的含油污泥调剖剂,评价了其悬浮性能、封堵性能和固化强度.结果表明,准东油田含油污泥中粒径小于425μm的固相颗粒可以被携带进入地层,污泥利用率达90％以上.30％含油污泥固相颗粒+0.3％稠化剂的污泥悬浮体系,悬浮时间大于60 min.30％含油污泥固相颗粒+0.3％稠化剂+0.2％交联剂的污泥冻胶体系,在40～90℃范围内成胶强度稳定,在火烧山油层温度55℃时,体系
针对渤中34-2/4油田长期注水开发后存在的非均质性加剧和注入水低效循环问题,须采取调剖措施来改善水驱开发效果.以渤中34-2/4储层特征为模拟对象,测试了酚醛凝胶调剖剂的成胶时间和成胶黏度,采用环氧树脂浇筑岩心和层内非均质岩心实验开展了酚醛凝胶调剖剂封堵及液流转向效果研究.研究结果表明,固化剂间苯二酚和助剂碳酸氢铵可增加酚醛凝胶调剖剂的反应速率和凝胶强度,可通过向聚合物SD-201酚醛凝胶调剖剂中添加固化剂,向乳液聚合物DW-R酚醛凝胶调剖剂中添加固化剂和助剂来提高凝胶强度.与聚合物DW-R酚醛凝胶相比
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为明确调剖剂与调驱剂组合方式注入目标储层的可行性,通过室内实验计算调剖剂与调驱剂在岩心中的阻力系数、残余阻力系数以及封堵率,分析其压力特征和分流率特征,确定调剖剂与调驱剂组合方式与目标储层适应性的优劣.结果表明:在70℃、0.9 mL/min的注入速率下,初低黏延缓交联型调剖剂可进入岩心最适宜渗透率的范围应在1000×10-3～3000×10-3μm2之间,且封堵率大于95％,封堵性能和液流转向效果均较好;“纳米型”和“超分子型A”聚合物微球非连续性调驱剂可进入岩心最适宜渗透率的范围均应在500×10-3