低滲及稠油油藏水井表面活性劑降壓增注技術研究與應用

鄭 強

（中石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東東營 257000）

低滲及稠油油藏水井表面活性劑降壓增注技術研究與應用

鄭 強

（中石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東東營 257000）

針對勝利油田低滲及透稠油油藏注水井注入壓力高的問題，以增溶油量及界面張力為指標通過一系列降壓增注室內實驗研究，篩選出了效果較好的Jm-4和Jm-7兩種表面活性劑。實驗表明：兩種表面活性劑分別在濃度500 mg/L與1000 mg/L左右時增溶油量能達到34%～40%；在較低濃度（1000 mg/L左右）時能夠將油水界面張力降低至10-3的數量級，活性劑溶液降壓洗油效果明顯，但滲透率不同降低幅度仍有差距，對于低滲透油藏降壓增注效果更為顯著，降壓幅度為22%～26%，提高洗油效率16%～20%。現場先導試驗表明,活性水具有很好的降壓增油效果，應用前景廣闊。關鍵詞：低滲透油藏；表面活性劑；降壓增注；界面張力

隨著油田勘探開發的進行，特別是東部老油田逐步進入開發中后期，低滲稠油油藏勘探開發地位越來越突出，成為穩產上產的主陣地，主要體現在以下三方面。

（1）低滲特低滲透油藏原油產量所占比例越來越高。2000年以前，低滲透油藏原油產量比例占全油田產量的10%左右，近年來這一比例上升到接近15%，年產油在340萬噸。

（2）低滲特低滲透油藏儲量豐富。截至2008年底，勝利油田低滲特低滲透油藏探明儲量7.8億噸，其中尚未動用石油地質儲量2億噸以上；已動用儲量平均采收率在11%左右，綜合含水僅66.4%，具有極大的開發潛力。

（3）勝利油田截止2005年底，勝利油區探明稠油地質儲量 4.41×108t，已動用儲量 3.05×108t，未動用儲量1.36×108t。

目前低滲特低滲透及稠油油藏開發中暴露的矛盾越來越突出，主要表現由于油層巖石結構特性、稠油中膠質和瀝青質的含量高、井下作業、注水水質、日常管理等方面原因，常會導致油層吸水能力下降、水井注水壓力上升、欠注嚴重，油井地層能量下降較快，普遍呈現“注不進、采不出”的情況。同時目前稠油油藏多采用熱力法開采，由于蒸汽與地層油相密度差及流度比過大，易造成重力超覆和汽竄，體積波及系數低，蒸汽的熱效應得不到充分發揮，周期生產效果變差。表面活性劑體系能夠改善油水滲流特性，增大兩相共滲區，在近井地帶遇油形成微乳液，增溶殘余油，提高水相滲透率，是降壓增注的有效方法，同時利用表面活性劑的化學效應和熱水的熱效應相互配合的協同作用，也是活性水提高稠油油藏驅油效果的有效方法。

本文針對勝利油田低滲透稠油油藏進行了表界面張力、增溶量、配伍性及巖心驅替等室內實驗，優選出適合勝利油田部分區塊的增注表面活性劑。

1 實驗部分

1.1 實驗儀器及樣品

主要儀器：界面張力用德國進口的SVT20旋轉滴界面張力儀測定，HW-300型恒溫驅替裝置(江蘇海安石油科技有限公司)，CH/HCH系列恒溫透視水浴（江蘇海安石油科技有限公司），2XZ型旋片式真空泵，AL204分析天平等。

實驗水分別為油田過濾后注入水和原油脫出水、實驗溫度80℃、實驗油為油田產出原油（地面室溫脫氣粘度1015 mPa·s）與直餾柴油1:2混合的模擬油。

1.2 實驗方法

1.2.1 配伍性實驗 用精細過濾的注入水配置質量濃度為5000 mg/L的表面活性劑溶液，置于80℃恒溫水浴中，保溫24小時，觀察記錄表面活性劑的溶解情況。

1.2.2 界面張力測定實驗 用精細過濾后的注入水配置不同濃度的表面活性劑，采用旋轉滴法，按“SY/T 5370-1999表面及界面張力測定方法”標準進行與現場稠油的界面張力測定。

1.2.3 增溶量實驗 用移液管移取一定濃度的表面活性劑溶液10.0 mL于20 mL具塞試管中，置于恒溫水浴中恒溫30 min。用滴定管緩慢滴加直流柴油，每滴加一滴直餾柴油后充分振蕩試管，靜止恒溫10 min后觀察溶液是否透明和是否有油水分層現象。若無上述現象，繼續滴加直餾柴油，重復上述試驗，直至出現渾濁或油水分層現象，記錄加入直餾柴油體積，計算增溶油體積分數。

1.2.4 巖心驅替實驗 驅替實驗步驟為：

（1）將巖心鉆切、洗油烘干后，室溫下測量巖心長度、直徑及氣測巖心滲透率，并稱量巖心干重；

（2）將砂巖巖心在干燥器中抽空12 h，飽和地層水，繼續抽真空12 h，靜置24 h，稱量巖心濕干重，根據鹽水密度，計算出孔隙體積；

（3）室溫條件下，用模擬地層水驅替飽和巖心，壓力穩定后測量巖心水相滲透率值；

（4）在地層溫度下飽和試驗用油，計算原始含油飽和度；

（5）在0.1 mL/min的驅替速度下采用鹽水驅油至出口含水98%以上，記錄驅替壓力，計算水驅殘余油飽和度；

（6）注入5 PV表面活性劑體系，水驅至含水100%，記錄驅替壓力，計算殘余油飽和度減小值。

2 結果與討論

2.1 配伍性實驗結果及分析

從表1實驗結果可以看出除Jm-3、Jm-6兩種表面活性劑與注入水、地層水配伍性差外，另外6種表面活性劑均與注入水、地層水配伍。

2.2 界面張力測定結果

該實驗是采用現場的注入水與脫水原油進行的界面張力測定，由測定結果可以看出，Jm-4、Jm-5、Jm-7及Jm-8四種表面活性劑比Jm-1、Jm-2兩種表活劑效果較好，能夠很好的降低油水界面張力，其中Jm-4與Jm-7分別在濃度1000 mg/L與100 mg/L左右時油水界面張力降低到10-3數量級，而Jm-5、Jm-6兩種活性劑能夠將界面張力降低至10-2數量級，效果較前兩種要差些。綜合界面張力測定結果進一步分析，可以看出甜菜堿類表活劑具有較強的抗鹽性能，其表面活性受一價、二價鹽影響小；Gemini類表活劑含有兩條疏水鏈，疏水性更強，削弱了親水基間的靜電斥力及其水化層間的斥力，能有效地改善地層中油水界面性質[3],因此在降低稠油油水界面張力方面，甜菜堿類表活劑、Gemini類表活劑要比石油磺酸鹽與兩性表活劑具有更好的效果。同時鑒于分子結構對表活劑界面性能的影響，具有更好分子結構的表活劑Jm-4與Jm-7又比Jm-5與Jm-8同類的表面活性劑能更好的降低油水界面張力。

表1 表活劑與注入水、地層水配伍性篩選（5000 mg/L，80℃）

2.3 增容量實驗

實驗結果表明（見圖2），增溶油體積分數越大的表面活性劑溶液降低殘余油飽和度的能力越強，增溶油能力可作為評價降壓增注用表面活性劑體系的重要指標。從表面活性劑增溶量實驗結果可以看出Jm-4、Jm-7增溶油效果好于Jm-5、Jm-8，并且Jm-4與Jm-7兩種表面活性劑分別在濃度500 mg/L與1000 mg/L左右時增溶油量能達到34%～40%。

2.4 巖心驅替實驗

實驗結果表明（圖 3、圖 4、表 2、表 3）,通過注 Jm-4和Jm-7兩種活性水溶液通過改善油水界面張力、巖心潤濕性及增溶油等原理，能夠有效降低油藏殘余油飽和度，改善巖心滲透性，提高洗油效率，降低注水壓力，進而實現降壓增注的效果，并且活性劑Jm-4的效果優于Jm-7的效果。

但巖心的滲透率不同,降低的幅度也不同。低滲透巖心（1號、2號），在活性水溶液驅替前后壓降幅度分別為25.35%、22.22%，殘余油飽和度降低幅度分別為19.62%，16.14%。高滲巖心（3號、4號），活性水溶液驅替前后壓降幅度分別為14.86%，12.32%，殘余油飽和度降低幅度分別為10.28%，7.41%（見表2、表3）。對比高低滲兩種巖心的實驗結果可以看出，對于低滲透油藏，注活性水降壓增注和提高洗油效率的效果比高滲油藏更加顯著。

3 礦場應用

目前，活性水增注技術已經在勝利油田多個區塊進行了成功應用，并取得了良好的增注效果。下面以勝利油田早期應用的兩口試驗井為例進行效果分析。

DXY12X244井于2011年2月11日由油井轉注水井，配注80 m3/d,但一直完不成配注要求，于2011年8月26日進行活性水增注作業，作業前最大注入壓力達到18.1 MPa，累計欠注10329 m3，作業后最大注入量96 m3/d，注入壓力仍維持在11～13 MPa，截至2012-4-24注入量仍達到96 m3/d，注入壓力12.5 MPa。DXY12X254井于2011年9月16日由油井轉為注水井，配注80 m3/d,欠注嚴重,累計欠注3362 m3。2011年11月6日進行活性水增注作業，作業前最大注入壓力達13.7 MPa（干線壓力最大13.9 MPa）且注不進，作業后初期注入壓力降為0 MPa，注入量達到96 m3/d。截至2012-4-24注入量仍達到95 m3/d，注入壓力10.1 MPa。

表2 表面活性劑對砂巖巖心滲透性影響評價結果

表3 表面活性劑降低殘余油飽和度的能力

4 結論及建議

（1）降低油水界面張力及增溶油性能是水井降壓增注的兩種重要作用機理。

（2）通過對8種活性劑進行配伍性、降低油水界面張力性能、增溶油及巖心驅替實驗研究，篩選出了適于部分稠油油藏現場應用的兩種表面活性劑Jm-4和Jm-7，并且活性劑Jm-4的效果優于Jm-7的效果。

（3）同種表面活性劑條件下，地層滲透率不同,活性劑降低的幅度及洗油效果也不同，低滲透率儲層，活性體系降壓增注效果更為顯著。

（4）礦場試驗表明活性劑增注技術在促進油田水井解堵增注方面取得了很好的效果，注入壓力明顯下降，達到了降壓增注的目的,具有良好的應用前景。但每種表活劑均有其適用局限性，應根據不同的原油類型進行表面活性劑的篩選。

[1] 甘樹明,李影,姚振,等.寶浪油田低滲儲層欠注井增注技術研究與應用[J] .石油地質與工程，2008，22（4）:104-106.

[2] 馮岸洲，張建強，蔣平，等.低滲透油藏高濃度表面活性劑體系降壓增注試驗研究[J] .油田化學，2011，28（1）:69-73.

[3] 熊生春，石玲，劉衛東，等.三次采油用Gemini季銨型表面活性劑 LTS 的性能及應用[J] .油田化學，2009，26（2）：83-85.

[4] 仉莉，吳芳，張弛，等.驅油用表面活性劑的發展及界面張力研究[J] .西安石油大學學報（自然科學版），2010，25（6）：59-64.

Experimental study of depressurization and augmented injection surfactant system for low permeability and heavy oil reservoir

ZHENG Qiang
（Institute of Production Technology，Shengli oilfield Branch company，Sinopec，Dongying Shandong 257000，China）

Aimed at the problem of high injection pressure for low permeability and heavy oil reservoirs，the experiments of surfactant system for depressurization and augmented injection were developed in the laboratory.Through the experiment we select two kinds of surfactant Jm-4 and Jm-7.The experimental results are as follows:The solubilization capability of oil being up to 34%～40%.The Both surfactant solutions can make the oil-water interfacial tension to be reduced to a very low level of magnitude 10-3.And flooding experiments results show that the injected 5PV surfactant solutions could reduce by 22%to 26%of the displacement pressure between and improve the efficiency of the wash oil by 16%～20%.Onsite pilot test shows that the surfactant solution can increase oil production and reduce injection pressure.

low permeability reservoir；interfacial tension force；surfactant；depressurization and augmented injection

TE357.46

A

1673-5285（2012）07-0014-04

2012－05-01

勝利油田分公司重點研究課題“低滲透油藏復合活性體系增注技術研究”，項目編號：YKS0805。

鄭強，男（1982-），山東泰安人，碩士，在中石化勝利油田采油工藝研究院從事油田開發技術工作，郵箱:zhengqiangupc@126.com。