合作客戶/
拜耳公司 |
同濟(jì)大學(xué) |
聯(lián)合大學(xué) |
美國(guó)保潔 |
美國(guó)強(qiáng)生 |
瑞士羅氏 |
相關(guān)新聞Info
-
> 揭示界面張力在鈣鈦礦晶體生長(zhǎng)過(guò)程中作用機(jī)理
> 電場(chǎng)強(qiáng)度大小對(duì)表面張力、液滴鋪展變形運(yùn)動(dòng)的影響
> 溫度對(duì)甜菜堿短鏈氟碳表面活性劑表面張力、鋪展、發(fā)泡性能影響(三)
> PG脫酰胺添加量對(duì)玉米醇溶蛋白氣-水動(dòng)態(tài)表面張力的影響
> 高分子類助劑主要增效機(jī)制及在除草劑領(lǐng)域應(yīng)用機(jī)理
> 怎么算肥皂泡的表面張力?
> 雙季銨基鄰苯二甲酸酯基表面活性劑SHZ16和SHZ14表面張力等性能對(duì)比(一)
> 七葉皂素分子在氣-液、液-液(油-水)、固-液界面上的界面行為研究(一)
> 彎曲界面產(chǎn)生的額外附加壓力,在力學(xué)分析上應(yīng)該和哪個(gè)力平衡?
> 防治劍麻介殼蟲(chóng)病,推薦劑量下藥劑的表面張力值多少最佳
推薦新聞Info
-
> 新型納米材料2-D納米黑卡在油水界面的微觀驅(qū)油機(jī)理、界面張力測(cè)定(三)
> 新型納米材料2-D納米黑卡在油水界面的微觀驅(qū)油機(jī)理、界面張力測(cè)定(二)
> 新型納米材料2-D納米黑卡在油水界面的微觀驅(qū)油機(jī)理、界面張力測(cè)定(一)
> 燒結(jié)礦致密化行為研究:不同堿度條件下熔體的表面張力、表觀黏度值(三)
> 燒結(jié)礦致密化行為研究:不同堿度條件下熔體的表面張力、表觀黏度值(二)
> 燒結(jié)礦致密化行為研究:不同堿度條件下熔體的表面張力、表觀黏度值(一)
> 如何提高非離子表面活性劑的表面張力預(yù)測(cè)精度
> 不同水淹程度的油藏環(huán)境下微生物提高采收率、采出液的表面張力與界面張力的變化(二)
> 不同水淹程度的油藏環(huán)境下微生物提高采收率、采出液的表面張力與界面張力的變化(一)
> 新型助排劑配方組分、對(duì)表/界面性能的影響及助排效果(三)
裂縫性水封氣藏解封過(guò)程中潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度、氣水界面張力變化(三)
來(lái)源:天然氣工業(yè) 瀏覽 644 次 發(fā)布時(shí)間:2025-02-07
3結(jié)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(duì)解封壓差的影響,利用表1中不同滲透率的巖心開(kāi)展不同水封段塞長(zhǎng)度下的解封壓差測(cè)試實(shí)驗(yàn)(圖2-a、b)。從圖中可以看出,解封壓差隨著水封段塞長(zhǎng)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(shí)接近線性增加,但滲透率為0.012 mD時(shí)呈現(xiàn)指數(shù)型增加,這是因?yàn)闈B透率越低孔隙尺寸越小,毛細(xì)管阻力越大、水相啟動(dòng)壓力梯度越大[41],水封段塞越長(zhǎng),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(shí)黏滯阻力起主要作用,但滲透率較小時(shí)毛細(xì)管阻力和啟動(dòng)壓力梯度影響逐漸占據(jù)主導(dǎo)。
圖2不同裂縫壓力與不同基質(zhì)滲透率下的解封壓差變化曲線圖
3.1.2裂縫內(nèi)壓力與水封程度
選取兩種不同滲透率的巖心,開(kāi)展裂縫內(nèi)壓力對(duì)解封壓差的影響實(shí)驗(yàn)。出口端回壓(裂縫內(nèi)壓力)分別設(shè)置為5.0 MPa、3.0 MPa、1.0 MPa和0.1 MPa。不同裂縫內(nèi)壓力和水封段塞長(zhǎng)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(nèi)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(zhǎng)度增加,解封壓差增加速度更快。這是由于裂縫內(nèi)壓力升高會(huì)導(dǎo)致整個(gè)系統(tǒng)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(qū)水更接近于活塞式驅(qū)替,突破難度更大;同時(shí)水封段塞長(zhǎng)度越大、滲透率越低,水段塞中形成氣體突破的優(yōu)勢(shì)通道形成越困難,所以解封壓差增加幅度更大。
3.1.3潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度
3.1.3.1不同潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度下的氣水界面張力與潤(rùn)濕性變化
首先測(cè)定了不同濃度的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑TF282溶液的界面張力(圖3-a)。從圖中可以看出,隨著潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度增加,界面張力先迅速下降后逐漸趨于穩(wěn)定。當(dāng)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度為0.001 5%時(shí),氣水界面張力由72.53 mN/m下降至29.96 mN/m,降幅為58.7%;當(dāng)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度從0.005 0%增加至0.020 0%時(shí),氣水界面張力下降趨勢(shì)減緩,并逐漸穩(wěn)定在20 mN/m左右。
然后測(cè)定了不同濃度潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑TF282溶液處理后的巖心薄片的潤(rùn)濕角(圖3-b)。從圖中可以看出,隨著潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度增加,巖心薄片接觸角逐漸增大。當(dāng)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度從0.001 5%增加至0.003 0%時(shí),接觸角從25°增大至73°,濃度從0.003 0%增加至0.020 0%時(shí),接觸角增長(zhǎng)幅度變平緩,最終接觸角大小為110°,可見(jiàn)該潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑可將儲(chǔ)層潤(rùn)濕性從初始條件下的強(qiáng)親水轉(zhuǎn)變?yōu)槭杷诟淖儍?chǔ)層潤(rùn)濕性方面具有較好的效果。
3.1.3.2潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度對(duì)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(rùn)濕性對(duì)解封壓差的影響(圖4)。從圖中可以看出,當(dāng)兩種巖心經(jīng)過(guò)濃度0.001 5%的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑處理后,解封壓差較處理前平均降低了14.9%和11.7%,經(jīng)過(guò)濃度0.003 0%的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑處理后,解封壓差較處理前平均降低了35%和15.3%,而經(jīng)過(guò)濃度0.010 0%的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑處理后,解封壓差較處理前平均降低了37.2%和17.2%。可見(jiàn),氣潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑能夠改善巖心孔喉的表面潤(rùn)濕性,在氣驅(qū)過(guò)程中通過(guò)改變氣水界面張力和接觸角來(lái)降低毛細(xì)管力,促進(jìn)氣驅(qū)水過(guò)程中氣體對(duì)水封段塞的突破,從而達(dá)到解封效果;此外,由于隨著潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑濃度的增加,潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑改善巖心孔喉表面潤(rùn)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(jīng)過(guò)氣潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)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(dòng)壓力較小,毛細(xì)管力在解封阻力中占比較高,所以降低毛細(xì)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(dòng)壓力梯度較高,盡管毛細(xì)管力也比較大但其在解封阻力中占比相對(duì)較小,所以降低毛細(xì)管力后解封壓差下降幅度降低。因此,針對(duì)親水的高滲透水封氣藏,注入濃度至少為0.003 0%的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)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(guò)30%;而對(duì)于親水的致密水封氣藏,注入潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑能夠一定程度地降低解封壓差,但潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)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(guò)10%。
3.1.4水封氣解封壓差預(yù)測(cè)模型
為了定量刻畫和預(yù)測(cè)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(zhǎng)度下的96組實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)結(jié)果,根據(jù)解封壓差隨各因素的變化規(guī)律,借助多元回歸的方法,得到了多因素影響下解封壓差預(yù)測(cè)模型式(8),利用該模型計(jì)算值與實(shí)驗(yàn)值對(duì)比如圖5所示,從圖中可以看出,水封氣解封壓差預(yù)測(cè)模型能夠較好地?cái)M合實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。
式中Δp表示解封壓差,MPa;Lw表示水封段塞長(zhǎng)度,cm;pf表示裂縫壓力,MPa;K表示基質(zhì)滲透率,mD。
圖5多因素影響下解封壓差計(jì)算值與實(shí)驗(yàn)值對(duì)比圖