大庆油田长垣低渗透油层活性水降压增注技术试验

张志龙

中国石油大庆油田有限责任公司第五采油厂工程技术大队 （黑龙江 大庆 163513）

中国石油大庆油田有限责任公司(以下简称大庆油田）T区块B油层组属于前三角洲沉积的表外储层，平均单井发育砂岩厚度10.6m,平均空气渗透率10.7×10-3μm2，平均孔隙度19.3%，属于低孔隙度、低渗透率储层。与常规中高渗透率油藏相对比，低渗透油藏孔隙度小、孔喉连通性差，导致驱替压力高、注入难度大[1]。传统的酸化压裂措施有效期短，同时使颗粒运移更加明显，对地层伤害比较大。低渗透油藏降压增注主要是利用表面活性剂对油水界面的作用和影响，降低油水界面张力，减小水驱毛管阻力，以达到降低注入压力或提升注水量的目的[2-3]。T区块为典型的低渗透砂岩储层，应用表面活性剂可以显著降低注入压力、提高注水量，改善驱替效果[4-5]。

1　活性水组合筛选及评价

1.1　实验条件

1）实验仪器∶科诺TX-500D旋转滴界面张力仪、双联恒温箱、保温箱、注入泵等仪器。

2）实验药品∶T区块注入水、T区块采出液、T区块原油、黏土稳定剂、石油磺酸盐、其他表面活性剂（阴离子型、非离子型）、NaCl、KCl、分析醇（甲醇、乙醇等）、分析醚（甲醚、无水乙醚等）。

3）实验方法：将各种表面活性剂与石油磺酸盐配制成不同浓度的溶液，然后与T区块原油在50℃条件下测定界面张力。

1.2　活性水配方优选

1.2.1石油磺酸盐浓度优化

根据生产单位实际情况，活性水主体表面活性剂定为石油磺酸盐。以溶解性和油水界面张力为筛选指标，用模拟地层水将石油磺酸盐配成0.5%～3.0%不同浓度溶液，观察溶解性，用TX-500D旋转滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与T区块原油的瞬时最低界面张力（图1）。

图1　石油磺酸盐与T区块原油复配后的界面张力

随着石油磺酸盐浓度增加，溶液与T区块原油间的界面张力逐渐变小。当超过1.5%时下降幅度降低，结合成本考虑，石油磺酸盐浓度确定为1.5%。

1.2.2复配表面活性剂优选

单一石油磺酸盐降低油与水界面张力能力有限，为进一步提升表面活性剂的性能，目前的方法是合成新型表面活性剂或将表面活性剂与其他药剂复配[6]。将1.5%的石油磺酸盐与浓度为0.5%～1.5%的FS1120（旧）、TF3721、FS1120（新）、咪唑啉、重烷基苯磺酸盐复配，用TX-500D旋转滴界面张力仪测定复配后溶液与T区块原油界面张力（图2）。

图2　石油磺酸盐与其他表面活性剂复配后的界面张力

实验结果显示石油磺酸盐复配FS1120（新）界面张力最低，但由于氟碳聚醚表面活性剂价格昂贵，工业化生产成本高，规模应用难度大。上述几组的界面张力在同一个数量级，第五组重烷基苯磺酸盐可通过添加助剂达到降低界面张力的目的，故选择第五组（重烷基苯磺酸盐+石油磺酸盐），同时确定出重烷基苯磺酸盐浓度为0.8%。

1.2.3助剂优选

石油磺酸盐和重烷基苯磺酸盐复配后，还需要添加助剂来进一步降低体系的界面张力。通过室内实验，对比了醇类（包括甲醇、丙三醇、正丁醇、正丙醇、乙醇）、醚类（包括聚乙二醇辛基苯基醚、无水乙醚、甲醚、正丁醚、正丙醚）和醇醚类（包括丙二醇甲醚、丙二醇苯醚等）这三大类助剂。实验结果表明：分别复配醇类、醚类、醇醚类助剂后，体系的界面张力为一个数量级，正丁醇、乙醇和醇醚类与原油的界面张力都在1～2mN/m之间。通过实验，由乙醇和正丁醇组成的混合液，可使界面张力达到7.97×10-2mN/m，此时助剂为0.5%乙醇+0.3%正丁醇。最终确定出活性水配方为：石油磺酸盐1.5%+重烷基苯磺酸盐0.8%+乙醇0.5%+正丁醇0.3%。

1.3　活性水工艺参数优化

1.3.1活性水浓度优化

表面活性剂驱替过程中存在最优的参数组合。配制不同总浓度的活性水溶液，通过测定与原油之间的界面张力，确定活性水的最佳应用浓度。分别测定了浓度为0.1%～0.8%的活性水与T区块原油间的界面张力，如图3所示。

数据显示，随着表面活性剂浓度的增加，界面张力逐渐降低。当浓度达0.5%左右时，出现拐点，超过该浓度后，界面张力降低幅度变小，因此确定最佳的表面活性剂浓度为0.5%，此时的界面张力为8.68×10-2mN/m。

图3　活性水浓度优化

1.3.2活性水用量优化

选取T区块不同渗透率级别天然岩心（3～8）×10-3μm2、（11～63）×10-3μm2、（112～141）×10-3μm2），在恒定流量为0.05mL/min条件下，首先利用天然岩心首先模拟注水，当注入压力达到最大值时，再分别注入 0.1PV、0.3PV、0.5PV、1.0PV、1.5PV活性水（浓度0.5%），然后转注水，记录注入活性水前后两次注水的注入压力随时间的变化并进行对比（图4）。

图4　不同渗透率在不同注入量下的压降率

计算结果表明，活性水不同累计注入量对降低岩心注入压力效果影响很大。在3个渗透率范围内规律相似，都是随着活性水累计注入量的增大，降压率不断增加。当累计注入量大于0.3PV以后,降压率变化幅度降低。结合效益考虑，0.3PV累计注入量的活性水的降压效果和效益较好。

2　现场试验效果

对比活性水试验前后单井注水状况，平均单井日注水量由2m3增至20m3，增加了18m3，注水压力由13.4MPa降至12.5MPa，降低了0.9MPa，降压增注效果十分明显。与酸化效果对比，14口酸化有效井在注入活性水后平均单井注入量多增加5m3、注入压力多下降0.6MPa；8口酸化无效井日注入量增加19m3，在该试验区内，活性水降压增注效果好于酸化。

3　结论

1）室内实验表明，基于石油磺酸盐的活性水与T区块原油复配后，其界面张力可降低至10-2mN/m。

2）随着活性水累计注入量的增大，降压率不断增加。当超过0.3PV时，降压率变化幅度降低。结合效益考虑，0.3PV累计注入量的表面活性剂的降压效果提高幅度较好。

3）矿场试验表明，该配方能够降低T区块注入压力、提升注水量，效果明显。