胜利石油磺酸盐在史深100油田的应用

聂振霞

( 中国石油化工股份有限公司 胜利油田地质科学研究院，山东 东营 257015 )

0 引言

低渗油藏岩石物性条件差、微孔隙发育，水驱油时，油珠通过孔隙喉道首先需克服毛细管作用力，使大油珠通过毛细孔道[1]；其次需克服变形产生的附加阻力(贾敏效应)，在低渗油藏岩石孔隙中，这种附加阻力的叠加效果非常显著[2]，低渗油田普遍存在注水困难和产液量递减快问题[3-5].添加表面活性剂一方面能够将油水界面张力由20～30 mN/m降为0.001～0.010 mN/m，大幅降低油水渗流过程中的毛细管阻力；另一方面还能促进油珠拉伸变形，消除低渗透孔喉处的贾敏效应.

表面活性剂在地下油藏中的工业化应用始于20世纪90年代初的三元复合驱油试验，化学驱常用的驱油表面活性剂有3种[6-15]：石油磺酸盐、人工合成磺酸盐和乙氧基磺酸盐，大多数矿场试验采用石油磺酸盐.石油磺酸盐是以特定馏分的石油为原料，经过气相或液相磺化工艺得到的表面活性剂.通过胜利石油磺酸盐(SLPS)在史深100区块史3-10-x12井组的矿场应用，分析表面活性剂降压增注的机理，以及胜利石油磺酸盐作为降压增注剂的优势及其矿场试验效果.

1 注采矛盾

史深100区块油层埋深大于3 km，平均渗透率为6.8×10-3μm2，平均压力因数为1.35～1.51，属于异常高压深层低渗透岩性油藏.由于储层物性差，注入水向周围扩散慢，注采矛盾突出.注水井启动压力由初期的16～20 MPa上升到目前的30 MPa以上；注水井憋压致使压力逐渐升高，最高达34 MPa；地层能量补充不足，动液面下降快，已由注水初期的1.2 km下降到1.7 km；全区地层注水量累计亏空44.58×104m3.这主要是由于井况恶化、注水水质差，并且低渗透油藏的渗透率低、孔喉细小、压力传导慢，容易造成地层堵塞，注水困难，最终降低储层吸水能力.根据低渗透油藏渗流机理，只有建立有效驱替压差，提高注水能力，才能实现低渗透油藏的有效动用.

2 实验分析

2.1 磺酸盐表面活性剂对渗流阻力的影响

油滴通过岩心孔喉时需要克服贾敏效应，宏观上表现为驱替压力的波动.油滴在孔喉处的贾敏效应表示为

pc=2σ(1/R1-1/R2),

式中：pc为油滴通过孔喉处的毛管阻力；R1，R2分别为油滴两端半径；σ为油水界面张力.

采用表面活性剂水溶液作为驱替相时，随着油水界面张力降低，油滴更加容易变形，油滴通过岩心孔喉时克服贾敏效应所需的附加压力更小，宏观上表现为驱替压力降低和压力波动减弱.

选用渗透率为18.5×10-3μm2，直径为25 mm，长度为60 mm的天然岩心柱，抽真空后饱和地层水，然后用2台高压柱塞泵以相同流速(0.002 mL/min)同时向岩心中注入原油和地层水，记录注水柱塞泵的最高驱替压力和最低驱替压力.在地层水中添加质量浓度为1 g/L的十二烷基磺酸钠表面活性剂后，重复驱替实验，分析油水界面张力的变化对驱替压力的影响.

岩心流动实验结果见图1.由图1可见：地层水中添加表面活性剂后，油水界面张力从26.50 mN/m降至2.15 mN/m；油水渗流过程中的最高驱替压力从0.256 MPa 降至0.120 MPa；驱替压力波动值(最高压力和最低压力的差值)从0.085 MPa(驱替压差为1.42 MPa/m)降至0.005 MPa(驱替压差为0.08 MPa/m).

原油在低渗透岩心的微细孔隙中运移时需要克服毛管阻力，在通过更加微小的孔喉时还需要额外克服油滴变形带来的阻力，因此驱替压力高，压力波动值大.表面活性剂不足以降低油水界面张力，界面越低越有利于油滴的拉伸变形，原油在微细孔隙中的运移阻力减小，特别是油滴通过孔喉处的阻力大幅度减小.在宏观的岩心驱替过程中表现为驱替压力下降，压力波动值变小.

2.2 磺酸盐类表面活性剂对油水界面张力的影响

磺酸盐类表面活性剂具有优良的耐温抗盐性能，适用于大多数油藏和地层水，被广泛应用于油田化学驱领域.以油水界面张力为评价指标，不同类型的磺酸盐类表面活性剂对原油的适应性存在较大差异.在70 ℃条件下采用TX500C旋转滴界面张力仪，分析8种磺酸盐工业产品针对史深100区块油水条件的适应性(见图2)，表面活性剂溶液的质量浓度为4 g/L.实验结果表明：胜利石油磺酸盐能够将油水界面张力降至0.001 mN/m.胜利石油磺酸盐是以胜利油田原油为原料，经磺化工艺生产的石油磺酸盐.该产品在分子结构上与胜利原油具有很高的相似性，因此对史深100区块油水界面张力降低效果最好.

图1 油水界面张力对驱替压力波动的影响

图2 不同磺酸盐在史深100区块油水条件下的界面活性

2.3 胜利石油磺酸盐对最佳使用质量浓度的影响

在70 ℃条件下，采用TX500C旋转滴界面张力仪，分析不同质量浓度胜利石油磺酸盐对史深100区块油水条件的适应性(见图3).实验结果表明：胜利石油磺酸盐在质量浓度为(2.0～6.0) g/L范围内油水界面张力均小于1.0×10-2mN/m.表面活性剂溶液注入油藏后，其质量浓度因地层吸附和地层水的稀释作用而逐渐降低.较宽的有效质量浓度范围有利于增加表面活性剂在油藏中的有效作用距离和有效作用时间.

2.4 驱替实验

选用史深100区块渗透率约为25×10-3μm2的天然岩心抽真空后饱和地层水，测定岩心孔隙度；向岩心中注入10倍孔隙体积(PV)的原油，静置在70℃保温箱中老化24 h，岩心基本参数见表1.

图3 胜利石油磺酸盐在史深100区块油水条件下的界面活性

用老化过岩心进行驱替实验，用地层水驱替原油至岩心驱出液含水率大于98%且驱替压力趋于平稳时，测量水驱压力；暂停注入地层水，注入0.5 PV胜利石油磺酸盐水溶液；继续注入地层水驱替原油至岩心驱出液含水率大于98%且驱替压力趋于平稳时，测量表活剂驱压力.以压降因数表征胜利石油磺酸盐降压增注性能，压降系数表示为：[(水驱压力-活性剂驱压力)/水驱压力]×100%.

驱替实验结果表明，注入0.5 PV石油磺酸盐水溶液，继续水驱时又驱出部分残余油，当石油磺酸盐水溶液质量浓度为(2.0～8.0) g/L时降压效果显著，注水压降系数为57.0%～59.2%(见表2).说明石油磺酸盐对低渗透油藏具有优良的降压增注性能.

表1 史深100区块驱替实验用岩心基本参数

表2 石油磺酸盐降压增注性能实验结果

3 现场试验

史3-10-x12井组位于史深100断块沙三中油藏北部，共有油井4口、水井1口，油压为23 MPa，日注水量为38 m3，月注采比为1.0，年累计注采比为1.1，年累计注水量为0.858 1×104m3，年累计亏空注水量为0.23×104m3.

3.1 水井注水压力

图4 史3-10-X12注水井启动压力曲线

采用胜利石油磺酸盐对史3-10-x12水井进行单井试注试验.投注质量浓度为4 g/L的胜利石油磺酸盐后，水井的日注水量从35 m3增至42 m3；注水压力由24 MPa下降至22 MPa ；水井的启动压力由18.3 MPa下降至17.1 MPa(见表3和图4).

表3 史3-10-x12水井增注试验效果统计

注入初期(100～110 d)注水站增压泵保持24 MPa的注入压力，水井日注水量从35 m3增至40 m3，达到该井设计的日注水量，说明胜利石油磺酸盐降低水驱油阻力，水相渗流通道明显增多；为防止水井注水量增加导致油井水窜，110～200 d保持40 m3的日注水量，同时注水压力降至22 MPa，说明胜利石油磺酸盐在持续地降低水驱油阻力；在200～300 d期间降压增注效果趋于稳定.

史3-8-12与试验井史3-10-x12相邻，为同期投产的注水井，在史3-10-x12增注试验期间，水井日注量从30 m3降到10 m3，后期基本注不进水，由2口井注水曲线可以看出，史3-8-12井注水压力持续上升(由24 MPa上升到30 MPa)(见图5).

3.2 储层吸水能力

由史3-10-x12水井的注水指示曲线可见，采用胜利石油磺酸盐表面活性剂增注措施后，注水指示曲线下移，说明水相渗流阻力降低，地层吸水能力增加，水井注水压力下降(见图6).

矿场测试史3-10-x12水井试验前的吸水指数为0.21 m3/(d·mPa)，试验后吸水指数上升为0.24 m3/(d·mPa).

图5 水井注水压力曲线

图6 史3-10-x12注水指示曲线

4 结论

(1)胜利石油磺酸盐与胜利原油相似程度高，与7种其他类型磺酸盐类表面活性剂相比，油水界面张力最小，适用范围广，降压增注性能优越；

(2)对史3-10-x12水井投注胜利石油磺酸盐现场试验表明：压力稳中有降，降压增注效果明显，储层吸水能力增加，具有重要推广意义.