合作客戶/
拜耳公司 |
同濟大學 |
聯合大學 |
美國保潔 |
美國強生 |
瑞士羅氏 |
相關新聞Info
-
> N-十四酰基天冬氨酸及其鈉鹽合成路線、制備、表面張力等性能測定（一）
> 物質的形態之液晶和液體(表面張力)
> 基于界面張力和流變測試研究SiO_2納米顆粒對各表面活性劑體系性能的影響
> 乙醇胺與勝坨油田坨28區塊原油5類活性組分模擬油的動態界面張力（一）
> 基于界面張力弛豫法探討疏水改性聚合物與石油酸和瀝青質間的相互作用（一）
> 接觸角遲滯時氣~液界面張力的溫度敏感性對液滴蒸發過程的影響——結果分析、結論
> 基于界面張力弛豫法考察羥基取代烷基苯磺酸鹽的界面擴張流變性質（三）
> 海洋環境表面活性物質來源及對海洋飛沫氣溶膠數濃度、粒徑分布、理化性質的影響（二）
> 什么是超微量天平？超微量天平用在什么地方
> 傳統的表面張力儀的功能簡介
推薦新聞Info
-
> 納米熔鹽形成機理、表面張力測定及影響因素研究（三）
> 納米熔鹽形成機理、表面張力測定及影響因素研究（二）
> 納米熔鹽形成機理、表面張力測定及影響因素研究（一）
> ?《Nature》論文致謝欄?？停撼⒘刻炱降纳锬ぱ芯款嵏残詰?/a>
> Na2CO3溶液與模擬油反應不同時間后產物的界面張力、剪切黏度（二）
> Na2CO3溶液與模擬油反應不同時間后產物的界面張力、剪切黏度（一）
> 耐擦刮無膠消光膜制備方法、高表面張力與收解卷順暢性的平衡（二）
> 耐擦刮無膠消光膜制備方法、高表面張力與收解卷順暢性的平衡（一）
> 利用超微量天平制備微孔淀粉處理含Cu(II)離子染料廢水
> 不同類型的堿、pH值對孤東油田原油界面張力的影響（下）
裂縫性水封氣藏解封過程中潤濕反轉劑濃度、氣水界面張力變化（三）
來源：天然氣工業 瀏覽 776 次 發布時間:2025-02-07
3結果與討論
3.1解封壓差影響因素分析
3.1.1滲透率與水封程度
為研究滲透率和水封程度對解封壓差的影響，利用表1中不同滲透率的巖心開展不同水封段塞長度下的解封壓差測試實驗（圖2-a、b）。從圖中可以看出，解封壓差隨著水封段塞長度增加而增大，并且滲透率越低，增加幅度越快，滲透率大于0.03 mD時接近線性增加，但滲透率為0.012 mD時呈現指數型增加，這是因為滲透率越低孔隙尺寸越小，毛細管阻力越大、水相啟動壓力梯度越大[41]，水封段塞越長，水相的等效滲流阻力越大，氣體突破水段塞所需克服的阻力越大。滲透率較高時黏滯阻力起主要作用，但滲透率較小時毛細管阻力和啟動壓力梯度影響逐漸占據主導。
圖2不同裂縫壓力與不同基質滲透率下的解封壓差變化曲線圖
3.1.2裂縫內壓力與水封程度
選取兩種不同滲透率的巖心，開展裂縫內壓力對解封壓差的影響實驗。出口端回壓（裂縫內壓力）分別設置為5.0 MPa、3.0 MPa、1.0 MPa和0.1 MPa。不同裂縫內壓力和水封段塞長度條件下的解封壓差如圖2-c、d所示，解封壓差隨著裂縫內壓力的增加而增加，在較低的滲透率巖心中，隨著水封段塞長度增加，解封壓差增加速度更快。這是由于裂縫內壓力升高會導致整個系統的壓力升高，氣體被壓縮，黏度增加，氣水流度比大幅增加，氣驅水更接近于活塞式驅替，突破難度更大；同時水封段塞長度越大、滲透率越低，水段塞中形成氣體突破的優勢通道形成越困難，所以解封壓差增加幅度更大。
3.1.3潤濕反轉劑濃度
3.1.3.1不同潤濕反轉劑濃度下的氣水界面張力與潤濕性變化
首先測定了不同濃度的潤濕反轉劑TF282溶液的界面張力（圖3-a）。從圖中可以看出，隨著潤濕反轉劑濃度增加，界面張力先迅速下降后逐漸趨于穩定。當潤濕反轉劑濃度為0.001 5%時，氣水界面張力由72.53 mN/m下降至29.96 mN/m，降幅為58.7%；當潤濕反轉劑濃度從0.005 0%增加至0.020 0%時，氣水界面張力下降趨勢減緩，并逐漸穩定在20 mN/m左右。
然后測定了不同濃度潤濕反轉劑TF282溶液處理后的巖心薄片的潤濕角（圖3-b）。從圖中可以看出，隨著潤濕反轉劑濃度增加，巖心薄片接觸角逐漸增大。當潤濕反轉劑濃度從0.001 5%增加至0.003 0%時，接觸角從25°增大至73°，濃度從0.003 0%增加至0.020 0%時，接觸角增長幅度變平緩，最終接觸角大小為110°，可見該潤濕反轉劑可將儲層潤濕性從初始條件下的強親水轉變為疏水，在改變儲層潤濕性方面具有較好的效果。
3.1.3.2潤濕反轉劑濃度對解封壓差的影響
利用濃度分別為0.001 5%、0.003 0%和0.010 0%的TF282溶液處理兩種不同滲透率的巖心，研究潤濕性對解封壓差的影響（圖4）。從圖中可以看出，當兩種巖心經過濃度0.001 5%的潤濕反轉劑處理后，解封壓差較處理前平均降低了14.9%和11.7%，經過濃度0.003 0%的潤濕反轉劑處理后，解封壓差較處理前平均降低了35%和15.3%，而經過濃度0.010 0%的潤濕反轉劑處理后，解封壓差較處理前平均降低了37.2%和17.2%?？梢?，氣潤濕反轉劑能夠改善巖心孔喉的表面潤濕性，在氣驅過程中通過改變氣水界面張力和接觸角來降低毛細管力，促進氣驅水過程中氣體對水封段塞的突破，從而達到解封效果；此外，由于隨著潤濕反轉劑濃度的增加，潤濕反轉劑改善巖心孔喉表面潤濕性的能力先快速增加后逐漸趨于平緩，所以隨著濃度增加解封壓差降幅增加程度趨于平緩；值得注意的是，相較于低滲透率巖心，高滲透率巖心在經過氣潤濕反轉劑處理后，解封壓差的降低幅度更為顯著，這是由于高滲巖心中黏滯阻力和啟動壓力較小，毛細管力在解封阻力中占比較高，所以降低毛細管力后解封壓差下降明顯；而在低滲透巖心中黏滯阻力和啟動壓力梯度較高，盡管毛細管力也比較大但其在解封阻力中占比相對較小，所以降低毛細管力后解封壓差下降幅度降低。因此，針對親水的高滲透水封氣藏，注入濃度至少為0.003 0%的潤濕反轉劑有助于大幅降低解封壓差，水封程度較高的情況下能夠降低解封壓差超過30%；而對于親水的致密水封氣藏，注入潤濕反轉劑能夠一定程度地降低解封壓差，但潤濕反轉劑的濃度影響較小，水封程度較高條件下能夠降低解封壓差超過10%。
3.1.4水封氣解封壓差預測模型
為了定量刻畫和預測不同條件下水封氣解封壓差，基于不同滲透率、不同裂縫壓力和不同水封段塞長度下的96組實驗數據結果，根據解封壓差隨各因素的變化規律，借助多元回歸的方法，得到了多因素影響下解封壓差預測模型式（8），利用該模型計算值與實驗值對比如圖5所示，從圖中可以看出，水封氣解封壓差預測模型能夠較好地擬合實驗數據。
式中Δp表示解封壓差，MPa；Lw表示水封段塞長度，cm；pf表示裂縫壓力，MPa；K表示基質滲透率，mD。
圖5多因素影響下解封壓差計算值與實驗值對比圖