低渗及稠油油藏水井表面活性剂降压增注技术研究与应用

郑 强

（中石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营 257000）

低渗及稠油油藏水井表面活性剂降压增注技术研究与应用

郑 强

（中石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营 257000）

针对胜利油田低渗及透稠油油藏注水井注入压力高的问题，以增溶油量及界面张力为指标通过一系列降压增注室内实验研究，筛选出了效果较好的Jm-4和Jm-7两种表面活性剂。实验表明：两种表面活性剂分别在浓度500 mg/L与1000 mg/L左右时增溶油量能达到34%～40%；在较低浓度（1000 mg/L左右）时能够将油水界面张力降低至10-3的数量级，活性剂溶液降压洗油效果明显，但渗透率不同降低幅度仍有差距，对于低渗透油藏降压增注效果更为显著，降压幅度为22%～26%，提高洗油效率16%～20%。现场先导试验表明,活性水具有很好的降压增油效果，应用前景广阔。关键词：低渗透油藏；表面活性剂；降压增注；界面张力

随着油田勘探开发的进行，特别是东部老油田逐步进入开发中后期，低渗稠油油藏勘探开发地位越来越突出，成为稳产上产的主阵地，主要体现在以下三方面。

（1）低渗特低渗透油藏原油产量所占比例越来越高。2000年以前，低渗透油藏原油产量比例占全油田产量的10%左右，近年来这一比例上升到接近15%，年产油在340万吨。

（2）低渗特低渗透油藏储量丰富。截至2008年底，胜利油田低渗特低渗透油藏探明储量7.8亿吨，其中尚未动用石油地质储量2亿吨以上；已动用储量平均采收率在11%左右，综合含水仅66.4%，具有极大的开发潜力。

（3）胜利油田截止2005年底，胜利油区探明稠油地质储量 4.41×108t，已动用储量 3.05×108t，未动用储量1.36×108t。

目前低渗特低渗透及稠油油藏开发中暴露的矛盾越来越突出，主要表现由于油层岩石结构特性、稠油中胶质和沥青质的含量高、井下作业、注水水质、日常管理等方面原因，常会导致油层吸水能力下降、水井注水压力上升、欠注严重，油井地层能量下降较快，普遍呈现“注不进、采不出”的情况。同时目前稠油油藏多采用热力法开采，由于蒸汽与地层油相密度差及流度比过大，易造成重力超覆和汽窜，体积波及系数低，蒸汽的热效应得不到充分发挥，周期生产效果变差。表面活性剂体系能够改善油水渗流特性，增大两相共渗区，在近井地带遇油形成微乳液，增溶残余油，提高水相渗透率，是降压增注的有效方法，同时利用表面活性剂的化学效应和热水的热效应相互配合的协同作用，也是活性水提高稠油油藏驱油效果的有效方法。

本文针对胜利油田低渗透稠油油藏进行了表界面张力、增溶量、配伍性及岩心驱替等室内实验，优选出适合胜利油田部分区块的增注表面活性剂。

1 实验部分

1.1 实验仪器及样品

主要仪器：界面张力用德国进口的SVT20旋转滴界面张力仪测定，HW-300型恒温驱替装置(江苏海安石油科技有限公司)，CH/HCH系列恒温透视水浴（江苏海安石油科技有限公司），2XZ型旋片式真空泵，AL204分析天平等。

实验水分别为油田过滤后注入水和原油脱出水、实验温度80℃、实验油为油田产出原油（地面室温脱气粘度1015 mPa·s）与直馏柴油1:2混合的模拟油。

1.2 实验方法

1.2.1 配伍性实验 用精细过滤的注入水配置质量浓度为5000 mg/L的表面活性剂溶液，置于80℃恒温水浴中，保温24小时，观察记录表面活性剂的溶解情况。

1.2.2 界面张力测定实验 用精细过滤后的注入水配置不同浓度的表面活性剂，采用旋转滴法，按“SY/T 5370-1999表面及界面张力测定方法”标准进行与现场稠油的界面张力测定。

1.2.3 增溶量实验 用移液管移取一定浓度的表面活性剂溶液10.0 mL于20 mL具塞试管中，置于恒温水浴中恒温30 min。用滴定管缓慢滴加直流柴油，每滴加一滴直馏柴油后充分振荡试管，静止恒温10 min后观察溶液是否透明和是否有油水分层现象。若无上述现象，继续滴加直馏柴油，重复上述试验，直至出现浑浊或油水分层现象，记录加入直馏柴油体积，计算增溶油体积分数。

1.2.4 岩心驱替实验 驱替实验步骤为：

（1）将岩心钻切、洗油烘干后，室温下测量岩心长度、直径及气测岩心渗透率，并称量岩心干重；

（2）将砂岩岩心在干燥器中抽空12 h，饱和地层水，继续抽真空12 h，静置24 h，称量岩心湿干重，根据盐水密度，计算出孔隙体积；

（3）室温条件下，用模拟地层水驱替饱和岩心，压力稳定后测量岩心水相渗透率值；

（4）在地层温度下饱和试验用油，计算原始含油饱和度；

（5）在0.1 mL/min的驱替速度下采用盐水驱油至出口含水98%以上，记录驱替压力，计算水驱残余油饱和度；

（6）注入5 PV表面活性剂体系，水驱至含水100%，记录驱替压力，计算残余油饱和度减小值。

2 结果与讨论

2.1 配伍性实验结果及分析

从表1实验结果可以看出除Jm-3、Jm-6两种表面活性剂与注入水、地层水配伍性差外，另外6种表面活性剂均与注入水、地层水配伍。

2.2 界面张力测定结果

该实验是采用现场的注入水与脱水原油进行的界面张力测定，由测定结果可以看出，Jm-4、Jm-5、Jm-7及Jm-8四种表面活性剂比Jm-1、Jm-2两种表活剂效果较好，能够很好的降低油水界面张力，其中Jm-4与Jm-7分别在浓度1000 mg/L与100 mg/L左右时油水界面张力降低到10-3数量级，而Jm-5、Jm-6两种活性剂能够将界面张力降低至10-2数量级，效果较前两种要差些。综合界面张力测定结果进一步分析，可以看出甜菜碱类表活剂具有较强的抗盐性能，其表面活性受一价、二价盐影响小；Gemini类表活剂含有两条疏水链，疏水性更强，削弱了亲水基间的静电斥力及其水化层间的斥力，能有效地改善地层中油水界面性质[3],因此在降低稠油油水界面张力方面，甜菜碱类表活剂、Gemini类表活剂要比石油磺酸盐与两性表活剂具有更好的效果。同时鉴于分子结构对表活剂界面性能的影响，具有更好分子结构的表活剂Jm-4与Jm-7又比Jm-5与Jm-8同类的表面活性剂能更好的降低油水界面张力。

表1 表活剂与注入水、地层水配伍性筛选（5000 mg/L，80℃）

2.3 增容量实验

实验结果表明（见图2），增溶油体积分数越大的表面活性剂溶液降低残余油饱和度的能力越强，增溶油能力可作为评价降压增注用表面活性剂体系的重要指标。从表面活性剂增溶量实验结果可以看出Jm-4、Jm-7增溶油效果好于Jm-5、Jm-8，并且Jm-4与Jm-7两种表面活性剂分别在浓度500 mg/L与1000 mg/L左右时增溶油量能达到34%～40%。

2.4 岩心驱替实验

实验结果表明（图 3、图 4、表 2、表 3）,通过注 Jm-4和Jm-7两种活性水溶液通过改善油水界面张力、岩心润湿性及增溶油等原理，能够有效降低油藏残余油饱和度，改善岩心渗透性，提高洗油效率，降低注水压力，进而实现降压增注的效果，并且活性剂Jm-4的效果优于Jm-7的效果。

但岩心的渗透率不同,降低的幅度也不同。低渗透岩心（1号、2号），在活性水溶液驱替前后压降幅度分别为25.35%、22.22%，残余油饱和度降低幅度分别为19.62%，16.14%。高渗岩心（3号、4号），活性水溶液驱替前后压降幅度分别为14.86%，12.32%，残余油饱和度降低幅度分别为10.28%，7.41%（见表2、表3）。对比高低渗两种岩心的实验结果可以看出，对于低渗透油藏，注活性水降压增注和提高洗油效率的效果比高渗油藏更加显著。

3 矿场应用

目前，活性水增注技术已经在胜利油田多个区块进行了成功应用，并取得了良好的增注效果。下面以胜利油田早期应用的两口试验井为例进行效果分析。

DXY12X244井于2011年2月11日由油井转注水井，配注80 m3/d,但一直完不成配注要求，于2011年8月26日进行活性水增注作业，作业前最大注入压力达到18.1 MPa，累计欠注10329 m3，作业后最大注入量96 m3/d，注入压力仍维持在11～13 MPa，截至2012-4-24注入量仍达到96 m3/d，注入压力12.5 MPa。DXY12X254井于2011年9月16日由油井转为注水井，配注80 m3/d,欠注严重,累计欠注3362 m3。2011年11月6日进行活性水增注作业，作业前最大注入压力达13.7 MPa（干线压力最大13.9 MPa）且注不进，作业后初期注入压力降为0 MPa，注入量达到96 m3/d。截至2012-4-24注入量仍达到95 m3/d，注入压力10.1 MPa。

表2 表面活性剂对砂岩岩心渗透性影响评价结果

表3 表面活性剂降低残余油饱和度的能力

4 结论及建议

（1）降低油水界面张力及增溶油性能是水井降压增注的两种重要作用机理。

（2）通过对8种活性剂进行配伍性、降低油水界面张力性能、增溶油及岩心驱替实验研究，筛选出了适于部分稠油油藏现场应用的两种表面活性剂Jm-4和Jm-7，并且活性剂Jm-4的效果优于Jm-7的效果。

（3）同种表面活性剂条件下，地层渗透率不同,活性剂降低的幅度及洗油效果也不同，低渗透率储层，活性体系降压增注效果更为显著。

（4）矿场试验表明活性剂增注技术在促进油田水井解堵增注方面取得了很好的效果，注入压力明显下降，达到了降压增注的目的,具有良好的应用前景。但每种表活剂均有其适用局限性，应根据不同的原油类型进行表面活性剂的筛选。

[1] 甘树明,李影,姚振,等.宝浪油田低渗储层欠注井增注技术研究与应用[J] .石油地质与工程，2008，22（4）:104-106.

[2] 冯岸洲，张建强，蒋平，等.低渗透油藏高浓度表面活性剂体系降压增注试验研究[J] .油田化学，2011，28（1）:69-73.

[3] 熊生春，石玲，刘卫东，等.三次采油用Gemini季铵型表面活性剂 LTS 的性能及应用[J] .油田化学，2009，26（2）：83-85.

[4] 仉莉，吴芳，张弛，等.驱油用表面活性剂的发展及界面张力研究[J] .西安石油大学学报（自然科学版），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

胜利油田分公司重点研究课题“低渗透油藏复合活性体系增注技术研究”，项目编号：YKS0805。

郑强，男（1982-），山东泰安人，硕士，在中石化胜利油田采油工艺研究院从事油田开发技术工作，邮箱:zhengqiangupc@126.com。