聶振霞

( 中國石油化工股份有限公司 勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015 )

0 引言

低滲油藏巖石物性條件差、微孔隙發(fā)育，水驅(qū)油時(shí)，油珠通過孔隙喉道首先需克服毛細(xì)管作用力，使大油珠通過毛細(xì)孔道[1]；其次需克服變形產(chǎn)生的附加阻力(賈敏效應(yīng))，在低滲油藏巖石孔隙中，這種附加阻力的疊加效果非常顯著[2]，低滲油田普遍存在注水困難和產(chǎn)液量遞減快問題[3-5].添加表面活性劑一方面能夠?qū)⒂退缑鎻埩τ?0～30 mN/m降為0.001～0.010 mN/m，大幅降低油水滲流過程中的毛細(xì)管阻力；另一方面還能促進(jìn)油珠拉伸變形，消除低滲透孔喉處的賈敏效應(yīng).

表面活性劑在地下油藏中的工業(yè)化應(yīng)用始于20世紀(jì)90年代初的三元復(fù)合驅(qū)油試驗(yàn)，化學(xué)驅(qū)常用的驅(qū)油表面活性劑有3種[6-15]：石油磺酸鹽、人工合成磺酸鹽和乙氧基磺酸鹽，大多數(shù)礦場(chǎng)試驗(yàn)采用石油磺酸鹽.石油磺酸鹽是以特定餾分的石油為原料，經(jīng)過氣相或液相磺化工藝得到的表面活性劑.通過勝利石油磺酸鹽(SLPS)在史深100區(qū)塊史3-10-x12井組的礦場(chǎng)應(yīng)用，分析表面活性劑降壓增注的機(jī)理，以及勝利石油磺酸鹽作為降壓增注劑的優(yōu)勢(shì)及其礦場(chǎng)試驗(yàn)效果.

1 注采矛盾

史深100區(qū)塊油層埋深大于3 km，平均滲透率為6.8×10-3μm2，平均壓力因數(shù)為1.35～1.51，屬于異常高壓深層低滲透巖性油藏.由于儲(chǔ)層物性差，注入水向周圍擴(kuò)散慢，注采矛盾突出.注水井啟動(dòng)壓力由初期的16～20 MPa上升到目前的30 MPa以上；注水井憋壓致使壓力逐漸升高，最高達(dá)34 MPa；地層能量補(bǔ)充不足，動(dòng)液面下降快，已由注水初期的1.2 km下降到1.7 km；全區(qū)地層注水量累計(jì)虧空44.58×104m3.這主要是由于井況惡化、注水水質(zhì)差，并且低滲透油藏的滲透率低、孔喉細(xì)小、壓力傳導(dǎo)慢，容易造成地層堵塞，注水困難，最終降低儲(chǔ)層吸水能力.根據(jù)低滲透油藏滲流機(jī)理，只有建立有效驅(qū)替壓差，提高注水能力，才能實(shí)現(xiàn)低滲透油藏的有效動(dòng)用.

2 實(shí)驗(yàn)分析

2.1 磺酸鹽表面活性劑對(duì)滲流阻力的影響

油滴通過巖心孔喉時(shí)需要克服賈敏效應(yīng)，宏觀上表現(xiàn)為驅(qū)替壓力的波動(dòng).油滴在孔喉處的賈敏效應(yīng)表示為

pc=2σ(1/R1-1/R2),

式中：pc為油滴通過孔喉處的毛管阻力；R1，R2分別為油滴兩端半徑；σ為油水界面張力.

采用表面活性劑水溶液作為驅(qū)替相時(shí)，隨著油水界面張力降低，油滴更加容易變形，油滴通過巖心孔喉時(shí)克服賈敏效應(yīng)所需的附加壓力更小，宏觀上表現(xiàn)為驅(qū)替壓力降低和壓力波動(dòng)減弱.

選用滲透率為18.5×10-3μm2，直徑為25 mm，長度為60 mm的天然巖心柱，抽真空后飽和地層水，然后用2臺(tái)高壓柱塞泵以相同流速(0.002 mL/min)同時(shí)向巖心中注入原油和地層水，記錄注水柱塞泵的最高驅(qū)替壓力和最低驅(qū)替壓力.在地層水中添加質(zhì)量濃度為1 g/L的十二烷基磺酸鈉表面活性劑后，重復(fù)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，分析油水界面張力的變化對(duì)驅(qū)替壓力的影響.

巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1.由圖1可見：地層水中添加表面活性劑后，油水界面張力從26.50 mN/m降至2.15 mN/m；油水滲流過程中的最高驅(qū)替壓力從0.256 MPa 降至0.120 MPa；驅(qū)替壓力波動(dòng)值(最高壓力和最低壓力的差值)從0.085 MPa(驅(qū)替壓差為1.42 MPa/m)降至0.005 MPa(驅(qū)替壓差為0.08 MPa/m).

原油在低滲透巖心的微細(xì)孔隙中運(yùn)移時(shí)需要克服毛管阻力，在通過更加微小的孔喉時(shí)還需要額外克服油滴變形帶來的阻力，因此驅(qū)替壓力高，壓力波動(dòng)值大.表面活性劑不足以降低油水界面張力，界面越低越有利于油滴的拉伸變形，原油在微細(xì)孔隙中的運(yùn)移阻力減小，特別是油滴通過孔喉處的阻力大幅度減小.在宏觀的巖心驅(qū)替過程中表現(xiàn)為驅(qū)替壓力下降，壓力波動(dòng)值變小.

2.2 磺酸鹽類表面活性劑對(duì)油水界面張力的影響

磺酸鹽類表面活性劑具有優(yōu)良的耐溫抗鹽性能，適用于大多數(shù)油藏和地層水，被廣泛應(yīng)用于油田化學(xué)驅(qū)領(lǐng)域.以油水界面張力為評(píng)價(jià)指標(biāo)，不同類型的磺酸鹽類表面活性劑對(duì)原油的適應(yīng)性存在較大差異.在70 ℃條件下采用TX500C旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，分析8種磺酸鹽工業(yè)產(chǎn)品針對(duì)史深100區(qū)塊油水條件的適應(yīng)性(見圖2)，表面活性劑溶液的質(zhì)量濃度為4 g/L.實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：勝利石油磺酸鹽能夠?qū)⒂退缑鎻埩抵?.001 mN/m.勝利石油磺酸鹽是以勝利油田原油為原料，經(jīng)磺化工藝生產(chǎn)的石油磺酸鹽.該產(chǎn)品在分子結(jié)構(gòu)上與勝利原油具有很高的相似性，因此對(duì)史深100區(qū)塊油水界面張力降低效果最好.

圖1 油水界面張力對(duì)驅(qū)替壓力波動(dòng)的影響

圖2 不同磺酸鹽在史深100區(qū)塊油水條件下的界面活性

2.3 勝利石油磺酸鹽對(duì)最佳使用質(zhì)量濃度的影響

在70 ℃條件下，采用TX500C旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，分析不同質(zhì)量濃度勝利石油磺酸鹽對(duì)史深100區(qū)塊油水條件的適應(yīng)性(見圖3).實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：勝利石油磺酸鹽在質(zhì)量濃度為(2.0～6.0) g/L范圍內(nèi)油水界面張力均小于1.0×10-2mN/m.表面活性劑溶液注入油藏后，其質(zhì)量濃度因地層吸附和地層水的稀釋作用而逐漸降低.較寬的有效質(zhì)量濃度范圍有利于增加表面活性劑在油藏中的有效作用距離和有效作用時(shí)間.

2.4 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

選用史深100區(qū)塊滲透率約為25×10-3μm2的天然巖心抽真空后飽和地層水，測(cè)定巖心孔隙度；向巖心中注入10倍孔隙體積(PV)的原油，靜置在70℃保溫箱中老化24 h，巖心基本參數(shù)見表1.

圖3 勝利石油磺酸鹽在史深100區(qū)塊油水條件下的界面活性

用老化過巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，用地層水驅(qū)替原油至巖心驅(qū)出液含水率大于98%且驅(qū)替壓力趨于平穩(wěn)時(shí)，測(cè)量水驅(qū)壓力；暫停注入地層水，注入0.5 PV勝利石油磺酸鹽水溶液；繼續(xù)注入地層水驅(qū)替原油至巖心驅(qū)出液含水率大于98%且驅(qū)替壓力趨于平穩(wěn)時(shí)，測(cè)量表活劑驅(qū)壓力.以壓降因數(shù)表征勝利石油磺酸鹽降壓增注性能，壓降系數(shù)表示為：[(水驅(qū)壓力-活性劑驅(qū)壓力)/水驅(qū)壓力]×100%.

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，注入0.5 PV石油磺酸鹽水溶液，繼續(xù)水驅(qū)時(shí)又驅(qū)出部分殘余油，當(dāng)石油磺酸鹽水溶液質(zhì)量濃度為(2.0～8.0) g/L時(shí)降壓效果顯著，注水壓降系數(shù)為57.0%～59.2%(見表2).說明石油磺酸鹽對(duì)低滲透油藏具有優(yōu)良的降壓增注性能.

表1 史深100區(qū)塊驅(qū)替實(shí)驗(yàn)用巖心基本參數(shù)

表2 石油磺酸鹽降壓增注性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

史3-10-x12井組位于史深100斷塊沙三中油藏北部，共有油井4口、水井1口，油壓為23 MPa，日注水量為38 m3，月注采比為1.0，年累計(jì)注采比為1.1，年累計(jì)注水量為0.858 1×104m3，年累計(jì)虧空注水量為0.23×104m3.

3.1 水井注水壓力

圖4 史3-10-X12注水井啟動(dòng)壓力曲線

采用勝利石油磺酸鹽對(duì)史3-10-x12水井進(jìn)行單井試注試驗(yàn).投注質(zhì)量濃度為4 g/L的勝利石油磺酸鹽后，水井的日注水量從35 m3增至42 m3；注水壓力由24 MPa下降至22 MPa ；水井的啟動(dòng)壓力由18.3 MPa下降至17.1 MPa(見表3和圖4).

表3 史3-10-x12水井增注試驗(yàn)效果統(tǒng)計(jì)

注入初期(100～110 d)注水站增壓泵保持24 MPa的注入壓力，水井日注水量從35 m3增至40 m3，達(dá)到該井設(shè)計(jì)的日注水量，說明勝利石油磺酸鹽降低水驅(qū)油阻力，水相滲流通道明顯增多；為防止水井注水量增加導(dǎo)致油井水竄，110～200 d保持40 m3的日注水量，同時(shí)注水壓力降至22 MPa，說明勝利石油磺酸鹽在持續(xù)地降低水驅(qū)油阻力；在200～300 d期間降壓增注效果趨于穩(wěn)定.

史3-8-12與試驗(yàn)井史3-10-x12相鄰，為同期投產(chǎn)的注水井，在史3-10-x12增注試驗(yàn)期間，水井日注量從30 m3降到10 m3，后期基本注不進(jìn)水，由2口井注水曲線可以看出，史3-8-12井注水壓力持續(xù)上升(由24 MPa上升到30 MPa)(見圖5).

3.2 儲(chǔ)層吸水能力

由史3-10-x12水井的注水指示曲線可見，采用勝利石油磺酸鹽表面活性劑增注措施后，注水指示曲線下移，說明水相滲流阻力降低，地層吸水能力增加，水井注水壓力下降(見圖6).

礦場(chǎng)測(cè)試史3-10-x12水井試驗(yàn)前的吸水指數(shù)為0.21 m3/(d·mPa)，試驗(yàn)后吸水指數(shù)上升為0.24 m3/(d·mPa).

圖5 水井注水壓力曲線

圖6 史3-10-x12注水指示曲線

4 結(jié)論

(1)勝利石油磺酸鹽與勝利原油相似程度高，與7種其他類型磺酸鹽類表面活性劑相比，油水界面張力最小，適用范圍廣，降壓增注性能優(yōu)越；

(2)對(duì)史3-10-x12水井投注勝利石油磺酸鹽現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明：壓力穩(wěn)中有降，降壓增注效果明顯，儲(chǔ)層吸水能力增加，具有重要推廣意義.