网状胶束—酸复合增注体系研究与试验

毛 源 唐存知 李月胜 葛际江 蒋 平

(1. 中国石化股份公司胜利油田分公司河口采油厂， 山东 东营 257200；2. 中国石油大学(华东)， 山东 青岛 266580)

网状胶束—酸复合增注体系研究与试验

毛 源1唐存知1李月胜1葛际江2蒋 平2

(1. 中国石化股份公司胜利油田分公司河口采油厂， 山东 东营 257200；2. 中国石油大学(华东)， 山东 青岛 266580)

针对胜利渤南油田高温低渗油藏常规酸化有效期短、増注机理存在缺陷、效果不理想的现状，应用物理模拟方法，研究了网状胶束 — 酸复合増注体系，评价和测定了体系不同组合方式下的増注能力和抗污染能力。结果表明，体系具有增注效果好、“低注水量恢复期”短、作用机理全面、增注后岩心抗原油污染能力强等优势。

酸化； 网状胶束； 増注能力； 抗污染； 溶蚀

酸化是低渗油田增注的主要方法之一[1-3]。胜利渤南油田为典型的高温低渗油藏。近年来，该油田进行了大量的酸化增注工作，对油田稳定注水起到了重要的作用。但也存在一些问题：一是有效期短，一般在15～90 d；二是只能解除近井地带原油堵塞，增注机理有缺陷；三是増注效果不够理想，没有达到增注设计要求[4-5]。网状胶束增注剂可显著解除近井原油堵塞[6]。室内物理模拟和现场试验表明，该体系具有较好的降压增注效果，但却不能解除无机固相污染物，同样存在增注机理缺陷[7-10]。

本次研究采用物理模拟方法，在对酸化、网状胶束增注体系评价的基础上研究了网状胶束 — 酸复合增注技术，并开展了现场试验效果评价。

1 试验方法与材料

1.1 岩心增注物理模拟试验方法

短岩心流动实验仪是由中国石油大学(华东)仪表厂设计制造。该实验仪主要由岩心夹持器、手压泵、恒流泵、中间容器等组成。实验步骤如下：

(1) 在渤南油田岩心上钻取Φ2.54 cm×5 cm的柱状岩心，用甲苯和乙醇混合制成的抽提液提取岩心中的原油；然后，将抽提过的岩心放在烘箱中烘干待用。

(2) 分别用孔隙度仪、气体渗透率仪测定岩心孔隙度和气测渗透率，用抽空饱和装置对岩心进行抽空并用模拟地层水饱和。

(3) 用原油驱替饱和地层水的岩心，测定产出水体积，计算束缚水饱和度。

(4) 在恒温110 ℃、恒压差为1.0 MPa条件下，用模拟注入水进行水驱油试验，记录时间和产出水量，直至产出水流量稳定。

(5) 在恒温110 ℃、恒压差为1.0 MPa条件下，注入2 PV增注剂，反应1 h后水驱至产出水流量稳定时结束，记录时间和产出水量。

(6) 计算不同时间产出水流量及注水量，绘制注入孔隙体积倍数和注水量关系曲线。根据注水量变化分析增注效果。

1.2 溶蚀率测定

将储层岩心样品通过电动粉碎机粉碎至粒度为100目以下，过筛、烘干，在20 mL酸液1 g岩心的比例下将酸液和岩心置于密闭容器中，在恒温(90 ℃)震荡水浴锅中充分反应2 h，用已烘干、称重的定量滤纸滤出残酸液中的固体，测定岩样溶解前后的重量损失，并计算其溶解率。

2 常用酸液体系评价

测定了5种酸液体系对岩心的溶蚀率和高温缓蚀率，试验结果表明(见图1)：

(1) 5种酸液体系均具有较高的溶蚀率，可满足现场应用要求。

(2) 20%复合酸、8%HBF4和7%HCl+5%HAC+1%HF体系高温缓速效果好，因此试验选用复合酸研究网状胶束 — 酸复合增注体系。

图1 酸液的高温溶蚀率曲线

3 增注试验研究

3.1 酸增注试验

测定了20%复合酸和7%HCl+5%HAC+1%HF体系的增注作用。结果表明，试验条件下2种酸液均具有一定的增注作用，注水量分别提高了2.20和1.57倍。但酸液注入、注水量提高前存在较长时间的低注水量恢复期，影响了增注效果。这可能是酸岩反应生成了气体的缘故。

3.2 网状胶束的增注作用

测定了质量分数为10%的网状胶束的增注作用。试验结果表明，网状胶束具有一定的增注作用，注水量提高了1.59倍(见图2)。

图2 质量分数为10%的网状胶束的增注曲线

研究网状胶束与酸的组合方式，以提高注水井增注效果。组合方式见表1，增注效果对比表见表2。

表1 网状胶束与酸组合方式设计

试验结果表明：

(1) 网状胶束 — 酸复合增注体系的效果明显优于单一增注体系。这是酸液溶蚀岩石和网状胶束降低残余油饱和度共同作用的结果[11-12]。

(2) 网状胶束 — 酸复合增注体系显著降低了单纯酸化时“低注水量恢复期”的时间和程度。这可能是网状胶束有效降低了气液界面张力，使气泡贾敏效应的阻力作用减小，气体更易排出的缘故[13-15]。

(3) 方案3效果最优。这是因为第1段塞中的网状胶束有效降低了残余油饱和度，第2段塞混合体系中网状胶束有效降低了气液界面张力，有效缩短了单纯酸化时的“低注水量恢复期”。

表2 增注效果对比表

3.4 含油污水对增注后岩心恒压注水量的影响

为了评价方案3增注体系和20%复合酸增注后岩心抗原油污染能力，选用增注后稳定注水岩心注入含油量13.6 mgL的模拟地层水。计算得出注含油污水后注水速度平均下降率分别为0.003 65、0.015 90 mL(min·PV)，说明方案3增注体系增注后岩心的抗原油污染能力显著提高，增注有效期延长。这是因为网状胶束可使岩心亲水性降低，有效降低油珠的贾敏效应(见图3、图4)。

图3 方案3增注体系注水曲线

图4 20%复合酸注水曲线

4 现场应用效果分析

在2010 — 2012年期间，应用网状胶束复合酸工艺在渤南油田高温渗透油藏实施水井增注试验。方案设计成4段塞模式：即(8%～10%)盐酸牺牲段塞(10～12 m3)+(10%～15%)微乳液体系(10～15 m3)+缓速酸主体段塞(20～30 m3)+活性水顶替返排段塞(10～15 m3)。平均单井总体设计量为50～80 m3，共完成措施21井次，有效率100%。措施后平均单井注入压力从25.8 MPa下降到20.4 MPa；注水量由措施前的平均日注9.3 m3提高到61.2 m3，累计增注154 393 m3。

与2010年以前采用常规土酸、复合酸工艺的效果相比，单井平均增注量提高了6.58倍，单井平均有效期达到287 d，增注效果大幅度提高。

5 结 语

(1) 通过岩心物理模拟试验评价，证明复合酸对岩心具有较高的溶蚀量和优异的高温缓速性能，可以满足渤南油田酸化解堵的要求。

(2) 网状胶束 — 酸复合体系具有增注效果好、“低注水量恢复期”短、作用机理全面、增注后岩心抗原油污染能力强等优势，是渤南高温低渗油田增注的理想体系。

(3) 现场试验证明，与常规酸增注措施相比，复合体系增注的幅度和有效期得到了显著提高和延长。

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Study and Experiment on the Injection System of the Compound Micelle Acid

MAOYuan1TANGCunzhi1LIYuesheng1GEJijiang2JIANGPing2

(1. Hekou Oil Production Factory, Shengli Oilfield Company of SINOPEC, Dongying Shandong 257200, China;2. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao Shandong 266580, China)

Bonan Oilfield belongs to high temperature and low permeability reservoir, resulting in short effective period of conventional acid process, defect injection mechanism, so the effect is not ideal. By a physical simulation method, micellar net-acid compound injection system is studied to evaluate and determine its injection capability and the ability of anti-pollution in different patterns. Results show that the system has good injection effect, and “low water injection recovery period” is short. Other advantages include comprehensive action mechanism and strong core antigen oil pollution ability after the injection.

acidification; micelle; growth; anti-pollution; dissolution

2016-06-13

山东省自然科学基金项目“具有边界层和体相水流流动状态调控作用的低渗透油藏降压增注技术研究”(ZR2012EEM007)

毛源(1969 — )，男，高级工程师，研究方向为油田化学采油及开发。

TE357.46

A

1673-1980(2017)01-0032-03