为进一步提高老油田水驱采收率,以低矿化度下的地层水和表面活性剂十六烷基羟丙基磺基甜菜碱(HHSB)溶液为对象,通过室内物理模拟研究了它们在低渗多孔介质中的流动特征及驱油特征。研究结果表明,低矿化度下地层水及表面活性剂溶液与岩...为进一步提高老油田水驱采收率,以低矿化度下的地层水和表面活性剂十六烷基羟丙基磺基甜菜碱(HHSB)溶液为对象,通过室内物理模拟研究了它们在低渗多孔介质中的流动特征及驱油特征。研究结果表明,低矿化度下地层水及表面活性剂溶液与岩石表面作用更强、流动阻力更小。低矿化度(4700 mg/L)地层水、高矿化度(47000 mg/L)地层水与岩心润湿接触角分别为83°和84.5°;低矿化度下质量分数0.3%的十六烷基羟丙基磺基甜菜碱(HHSB)溶液在岩石表面吸附损失量为23.33%,而高矿化度下HHSB溶液在岩石表面吸附损失量仅为16.73%;经岩石表面吸附后,低矿化度表面活性剂溶液与原油界面张力为0.0045 m N/m,而高矿化度表面活性剂溶液与原油界面张力为0.008 m N/m。提高采收率实验结果表明,高矿化度水驱、低矿化度水驱的采收率分别为32.5%和33.8%;高矿化度水驱(采收率32.5%)后转低矿化度水驱、高矿化度水驱后转高矿化度表面活性剂驱、高矿化度水驱后转低矿化度表面活性剂驱分别可提高采收率1.3%、6.2%和8.2%,总的采收率分别为33.8%、38.7%和40.7%;低矿化度水驱(采收率33.8%)后转低矿化度表面活性剂驱可提高采收率7.3%,总采收率为41.1%。低矿化度水驱加后续低矿化度表面活性剂驱的组合方式可使采收率达最高。展开更多
为验证绒囊流体在含高矿化度地层水地层中稳油控水效用,在温度120℃、围压15 MPa、回压1.5 MPa条件下,采用恒流速法测定绒囊流体封堵前后,含不同矿化度盐水和煤油的人造砂岩柱塞稳定流动渗透率和注入压力变化。实验结果表明,0.1 m L/mi...为验证绒囊流体在含高矿化度地层水地层中稳油控水效用,在温度120℃、围压15 MPa、回压1.5 MPa条件下,采用恒流速法测定绒囊流体封堵前后,含不同矿化度盐水和煤油的人造砂岩柱塞稳定流动渗透率和注入压力变化。实验结果表明,0.1 m L/min恒定流速下,绒囊流体封堵前后,含Fe2＋＋Ca2＋＋Mg2＋矿化度分别为1×104 mg/L、10×104 mg/L、20×104 mg/L盐水岩心驱替压力由0.46~0.63 MPa升至1.39~2.23 MPa,封堵能力提高205.83%~262.64%;渗透率140.82~193.30 m D降至66.96~109.85 m D,损失率43.15%~52.53%。以煤油模拟地层原油,相同条件下测定封堵前后效果,驱替压力0.48~0.52 MPa升至0.51~0.55 MPa,增幅5.83%~8.08%;渗透率232.05~272.52 m D降至211.09~249.25 m D,损失率2.26%~4.51%。在地层水矿化度8×104 mg/L、4×104 mg/L的Y井和Z井实施绒囊流体稳油控水,通过提高泵次、深抽等工艺,油井产水量分别降低46.38%、15.99%,产油量提高6 200%、180%。研究和应用表明,绒囊流体抗高矿化度堵水体系能够实现稳油控水。展开更多
文摘为进一步提高老油田水驱采收率,以低矿化度下的地层水和表面活性剂十六烷基羟丙基磺基甜菜碱(HHSB)溶液为对象,通过室内物理模拟研究了它们在低渗多孔介质中的流动特征及驱油特征。研究结果表明,低矿化度下地层水及表面活性剂溶液与岩石表面作用更强、流动阻力更小。低矿化度(4700 mg/L)地层水、高矿化度(47000 mg/L)地层水与岩心润湿接触角分别为83°和84.5°;低矿化度下质量分数0.3%的十六烷基羟丙基磺基甜菜碱(HHSB)溶液在岩石表面吸附损失量为23.33%,而高矿化度下HHSB溶液在岩石表面吸附损失量仅为16.73%;经岩石表面吸附后,低矿化度表面活性剂溶液与原油界面张力为0.0045 m N/m,而高矿化度表面活性剂溶液与原油界面张力为0.008 m N/m。提高采收率实验结果表明,高矿化度水驱、低矿化度水驱的采收率分别为32.5%和33.8%;高矿化度水驱(采收率32.5%)后转低矿化度水驱、高矿化度水驱后转高矿化度表面活性剂驱、高矿化度水驱后转低矿化度表面活性剂驱分别可提高采收率1.3%、6.2%和8.2%,总的采收率分别为33.8%、38.7%和40.7%;低矿化度水驱(采收率33.8%)后转低矿化度表面活性剂驱可提高采收率7.3%,总采收率为41.1%。低矿化度水驱加后续低矿化度表面活性剂驱的组合方式可使采收率达最高。
文摘塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞地层埋深超过6 000 m,地层温度可达130℃;由于地层压力亏空严重,建立循环的漏失压差超过10 MPa;缝洞漏层还存在连通性好、地层水矿化度高的特点。针对漏层高温、高压差、高矿化度的特点,提出采用井下交联固结堵漏技术解决深井缝洞的漏失难题。通过室内评价表明,井下交联凝胶材料SF-1在地层高温、高Ca2+环境中可发生交联反应并迅速增稠,黏度在10 000 m Pa s以上,滞留性强,且抗温达130℃。后续注入的化学固结堵漏材料HDL-1可与滞留在通道中的SF-1进一步反应,凝固形成封堵强度在15 MPa以上的致密封堵塞。该技术在塔河油田TH12179CH井奥陶系漏层一次堵漏成功,为深井缝洞性恶性漏失提供了一种有效的堵漏方法。
文摘为验证绒囊流体在含高矿化度地层水地层中稳油控水效用,在温度120℃、围压15 MPa、回压1.5 MPa条件下,采用恒流速法测定绒囊流体封堵前后,含不同矿化度盐水和煤油的人造砂岩柱塞稳定流动渗透率和注入压力变化。实验结果表明,0.1 m L/min恒定流速下,绒囊流体封堵前后,含Fe2＋＋Ca2＋＋Mg2＋矿化度分别为1×104 mg/L、10×104 mg/L、20×104 mg/L盐水岩心驱替压力由0.46~0.63 MPa升至1.39~2.23 MPa,封堵能力提高205.83%~262.64%;渗透率140.82~193.30 m D降至66.96~109.85 m D,损失率43.15%~52.53%。以煤油模拟地层原油,相同条件下测定封堵前后效果,驱替压力0.48~0.52 MPa升至0.51~0.55 MPa,增幅5.83%~8.08%;渗透率232.05~272.52 m D降至211.09~249.25 m D,损失率2.26%~4.51%。在地层水矿化度8×104 mg/L、4×104 mg/L的Y井和Z井实施绒囊流体稳油控水,通过提高泵次、深抽等工艺,油井产水量分别降低46.38%、15.99%,产油量提高6 200%、180%。研究和应用表明,绒囊流体抗高矿化度堵水体系能够实现稳油控水。
