超低渗油藏注水井表活剂降压增注技术

刘瑾 倪兴双 宁浩杰 张瀚澜

西安奥德石油工程技术有限责任公司 陕西 西安 710018

超低渗透油藏具有储层致密、渗透率低等特点，开采过程中容易出现注入压力过高，达不到注水配注要求，严重影响了油井产量。目前，超低渗透油藏注水井降压增注措施通常采用酸化、压裂等工艺，该技术能解除因固相颗粒堵塞、结垢堵塞、细菌堵塞等造成的水井欠注问题，但对于因地层低渗引起的地层流体渗流困难、驱替压差大、初始启动压力梯度大等深层次问题，却无能为力。本文考虑从界面效应产生的各种阻力入手，通过研究表面活性剂的界面效应及润湿性改善等各项性能，筛选研发出适合超低渗透油藏的高效表面活性剂，以达到降压増注及提高采收率的目的[1]。

1 注水井高压欠注原理

本文以某油田长8储层为例，研究分析超低渗透油藏注水井高压欠注原理。该长8油藏为典型的超低渗透砂岩储层，具有储层物性差、非均质性强、低孔、超低渗、吼道半径小分布不均匀等特点。在注水开发过程中出现了注水压力高、注入难度大，配注合格率低等问题，已经严重影响了原油产量，急需对高压欠注问题提出有效解决措施[2]。

1.1 储层物性分析

某油田长8储层由于储层物性差及均质性差造成非达西渗流效应严重，启动压力梯度高，油水两相渗流相互制约且共渗区窄，导致注水阻力大，采收率低。在低渗透油藏中，由于孔喉半径与水膜厚度处于同一数量级，液体边界层对渗流阻力影响大，受界面效应影响，吸附液膜导致注水压力升高。从成岩角度分析，该长8储层由于储层孔隙结构复杂、岩石粒度细、孔喉小再加上填隙物含量高等因素，造成储层渗流能力差，增加了渗流阻力，造成注水井注入能力下降。

1.2 孔隙孔喉特征

渗透率的变化和孔隙的发育程度有关。由于长8储层孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔，为微孔-微细喉孔喉结构，渗流能力差，导致注水压力升高。当原油通过细小孔喉时需克服贾敏效应、消耗注水能量，进一步造成注水压力上升。由于该储层非均质性强，孔喉渗流能力差异大，注入水总是沿高渗层突进，不易波及到低渗层，导致主向部位油井过早水淹、侧向大量剩余油不能被启动，造成采收率差。

1.3 润湿性差异

油藏岩石润湿性控制着油气水在储层孔隙中的微观分布，影响毛管压力的大小和方向，从而影响水驱油效率和剩余油分布。亲水/亲油岩石均会对水/油相产生强烈粘附作用，从而产生较厚静水/油边界层，降低了有效渗流空间。受水膜效应影响，强亲水储层会引发水锁甚至水相圈闭现象；亲油储层，由于原油边界层增厚导致毛管阻力增大、贾敏效应增强，使得油相滞留，水驱效果变差。加之绿泥石膜在长8油藏分布广泛，绿泥石易吸附沥青质而使其表面形成一层薄油膜，不利于注水驱油，多种原因组合导致注水压力高、采收率降低。

1.4 敏感性及流体特征

受敏感性矿物的影响，水敏矿物在低矿化度水中晶格膨胀或分散、堵塞孔喉并导致渗透率下降；另一方面，脱落的黏土矿物分割孔隙、增加了孔隙结构复杂性，引发储层损害。受注入水水质影响，成垢离子导致深部结垢，引发微裂缝和孔隙喉道堵塞损害，造成注水压力升高；高pH值工作液易与高价离子结合形成沉淀，堵塞孔喉形成潜在碱敏损害；酸化作业引发地层酸敏（铁方解石等）伤害。加之储层残余油乳化率低、W/O型乳化残余油通过贾敏效应堵塞孔喉、影响注水及采收率。

1.5 外相物质影响

由于注水水质不能满足标准要求，导致机杂、悬浮物及细菌堵塞；根据某油田相关施工区域注水井情况进行统计发现，含聚回注水或微球驱造成堵塞现象日趋严重，造成注水井严重欠注或注不进。

2 表面活性剂降压增注原理

表面活性剂的分子结构上同时具有亲水和亲油基，正因为它的“两亲性”，使它可以在低浓度下明显地降低油水界面的表面张力。根据亲水基团类型以及结构等特点，表面活性剂可以分为阳离子型、阴离子型、非离子型、双子型、复配型、以及两性表面活性剂六大类。

由于低渗储层孔喉半径细小，原油在通过狭小的孔隙和喉道时，毛管力会急剧增加从而引起贾敏效应，流体渗流阻力增加。注入表面活性剂后，油水界面通过吸附表面活性剂引起油水界面张力降低，油滴更容易通过孔隙喉道，可以有效解除含油堵塞，达到降低注水压力的目的。

岩石的润湿性会影响驱油效率。驱油过程中，亲水性表面活性剂可以增加原油与岩石界面的接触角，降低固体与水之间的界面张力，在岩石表面向亲水方向发展，实现润湿反转，从而使油滴在岩石表面粘附率降低，孔壁上的油膜收缩为油珠并参与流动，促进了原油的剥离。

表面活性剂会吸附在低渗储层的边界层，造成边界层流体的剥离能量大幅度减小，岩心内有效可流动孔喉通道变大，流体流动阻力减小，油水相渗流能力增加。

3 表面活性剂优选

结合超低渗透储层的特点，本研究优选的AD86表面活性剂，由双子类与氟碳类表活剂复配而成，兼具超低界面张力及润湿性修饰能力（见表1）。

表1 AD86表面活性剂基本理化指标

筛选4种不同类型的表面活性剂进行临界胶束浓度以及临界表面张力的测定和对比，结果见表2。

表2 不同类型表面活性剂的CMC及临界表面张力测定对比

由试验数据可以看出，AD8608表面活性剂CMC值为0.054g/L，临界表面张力为28.53mN/m，具有良好的表面活性。

3.1 Zeta电位法

当表面活性剂分子在岩石表面发生吸附后，Zeta电位的绝对值越大，说明吸附越稳定。砂岩表面呈负电性，其Zeta电位值为-11mV。Zeta电位值随AD86使用量的增大呈现先降低后趋于平稳的状态，且AD86水溶液在砂岩表面的电位绝对值大于35mV。Zeta绝对值大于30mV时即可认为吸附稳定。由此可知，AD86溶液可以在岩石表面形成稳定的吸附膜，使岩石呈现为较强的水润湿性。

3.2 反滴和正滴法

分别使用天然岩心片和疏水载玻片作为载体，采用反滴（航空煤油）和正滴（蒸馏水），测试表面活性剂浸泡油湿性固体一定时长后，油湿性固体表面的接触角变化情况。对天然岩心（油湿）进行反滴法测试发现，浸泡时间越长，油滴与岩心片之间的接触角越大（亲油性越弱）；且当AD86质量分数越大，相同时间间隔内接触角的变化范围越大。当AD86质量分数为0.3%时，浸泡24h后可将油湿性岩心片表面接触角由28°增大到130°，改变范围达102°，润湿反转效果良好。

用疏水载玻片通过正滴法进行测试发现，疏水载玻片测得的接触角变化趋势与天然岩心片测试结果基本一致。用AD86处理2h的载玻片与水滴的接触角变化量最大为46.84°，润湿改变性能良好。通过延长时间实验，最终水相接触角达到30°，接触角最大变化值达到120°，实现润湿性反转。通过以上试验结果可以看出，AD86改变润湿性能力强，能较好地实现润湿反转。

取某油田长8岩心3块，编号分别为BJ-1、BF-5、BJ-7，实验流体选择煤油（25℃下，黏度2.08/mPa.s、密度 0.793g/cm3）；模拟地层水（25℃下，黏度1.002/mPa.s；密度 1.003g/cm3）；AD86表面活性剂（25℃下，黏度1.000/mPa.s；密度 1.011g/cm3）；实验流程按照岩心驱替实验流程进行：①以合适的注入速度将填砂管岩心模型饱和地层水，测水相渗透率，并计算孔隙度等参数；②以合适的注入速度将岩心饱和油，测油相渗透率及含油饱和度；③以一定的速度进行一次注水2PV左右至压力稳定，记录压力值；④选定表活剂注入速度（如0.5mL/min），注入2PV左右数的AD86表活剂至压力稳定，记录压力；⑤岩心静置3d后，以相同的速度进行二次注水2PV左右直至压力稳定，记录注入端压力值。整个实验在模拟地温60℃环境下进行，准确记录各阶段压力值。最后求得平均降压率为20.71%。结果见表3。

表3 岩石实验降压结果

通过试验发现，不同渗透率岩心注入AD86表活剂后，均能见到降压效果，3块岩心平均降压率20.71%；一次注水后继续注表活剂溶液，注入压力下降较快，具有明显的降压效果；二次注水时注入压力在注表面活性剂溶液的基础上基本保持稳定，降压稳定性较好。

4 结论

（1）通过室内实验以及现场应用结果可以看出，该AD86表面活性剂具有良好的降低界面张力性能、润湿性以及降压增注的性能，能够满足超低渗透油藏注水井降压增注的施工要求。

（2）通过目前研究现状可以看出，表面活性剂降压增注技术在低渗以及超低渗油藏的应用取得了较好的效果。但由于该技术成本较高，使得该技术的推广使用具有一定的局限性，需要进一步深化表面活性剂的体系优选以及降低表面活性剂的合成成本等方面的研究。