張 朔，蔣官澄，郭海濤，王 歡，王 樂(lè)

(1.石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 中國(guó)石油大學(xué)，北京 102249;2.中油大港油田分公司，天津 300200;3.中油西南油氣田分公司，四川 遂寧 629000)

引 言

鎮(zhèn)北油田地處鄂爾多斯盆地陜北斜坡西南部，物源主要來(lái)自西南方向。該區(qū)構(gòu)造背景為陜甘寧盆地西傾斜坡褶皺帶;主要開(kāi)發(fā)層系為三疊系的延長(zhǎng)組長(zhǎng)3段和長(zhǎng)8段。鎮(zhèn)北長(zhǎng)3儲(chǔ)層氣測(cè)滲透率為0.21×10－3～27.40 ×10－3μm2，平均為5.37 ×10－3μm2;氣測(cè)孔隙度為 10.00% ～18.19%，平均為14.1%。鎮(zhèn)北長(zhǎng)8儲(chǔ)層氣測(cè)滲透率為0.10×10－3～7.35 ×10－3μm2，平均為 0.62 ×10－3μm2;氣測(cè)孔隙度為7.00% ～15.69%，平均為11.29%。長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖心驅(qū)替的門檻壓力為0.461 1～2.970 4 MPa，平均為0.772 2 MPa，孔喉中值為0.017 1～0.415 6 μm，平均為 0.238 9 μm。以上數(shù)據(jù)表明，鎮(zhèn)北油田儲(chǔ)層具有低孔、低滲或特低滲的特征，部分井注水壓力由17 MPa上升至25 MPa以上，個(gè)別井欠注量達(dá)10 m3/d以上，嚴(yán)重影響了鎮(zhèn)北油田的開(kāi)發(fā)。注水壓力直接影響到注水井的注水效率，而且注水壓力高會(huì)增大注水設(shè)備負(fù)荷，增加注水耗能，導(dǎo)致注水井長(zhǎng)期欠注，從而嚴(yán)重影響油田的經(jīng)濟(jì)效益［1－2］。低滲儲(chǔ)層普遍存在著易堵塞、水鎖損害、水化膨脹等損害，導(dǎo)致吸水能力低、壓力傳導(dǎo)慢、啟動(dòng)壓力梯度高等問(wèn)題［3－4］。常用的表面活性劑通過(guò)降低表面張力、界面張力、孔隙毛管壓力來(lái)達(dá)到降壓增注的目的［5－8］，但鎮(zhèn)北油田儲(chǔ)層除低孔、低滲特征外，還存在著巖石非均質(zhì)性嚴(yán)重、巖石潤(rùn)濕性復(fù)雜等特點(diǎn)。為此，研發(fā)了新型表面活性劑FCS－08。

1 儀器及材料

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器

掃描電子顯微鏡(SEM):S－4800;接觸角儀(CA):SL200B型接觸角測(cè)定儀;傅立葉轉(zhuǎn)換紅外光譜儀:Avatar 370;電熱恒溫水浴鍋:DK－SII型;剪切乳化攪拌機(jī):JRJ－300;電動(dòng)攪拌器:RW20 DZM;驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置等。

1.2 制備方法

首先將乳化劑、NaHCO3和水在四頸燒瓶中混合，高速攪拌后，將含氟單體和乳化劑的混合物緩慢滴加到上述混合液中，通入氮?dú)獗Ｗo(hù)，電熱恒溫水浴鍋加熱，并快速攪拌預(yù)乳化。最后加入NaHCO3調(diào)節(jié)pH值至中性，冷卻停止攪拌，將乳液過(guò)濾倒出，即可得到氟碳表面活性劑FCS－08。

1.3 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)材料主要包括:鎮(zhèn)北油田模擬注入水，礦化度為6 729 mg/L;氟碳表面活性劑FCS－08(實(shí)驗(yàn)室合成);長(zhǎng)8油層原油，密度為0.854 8 g/cm3，黏度為7.03 mPa·s，瀝青質(zhì)含量為1.9%;天然巖心取自江86－5井，井深為 2 853.2 m;ABSN，Span－60，Tween－40，石英砂人造巖心等。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)性

(1)接觸角。FCS－08具有較強(qiáng)的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)性。用濃度為2%的FCS－08處理，并采用接觸角測(cè)定儀分別測(cè)量處理前后巖心表面的油田污水與原油的接觸角。對(duì)比處理前后接觸角，結(jié)果顯示，處理后親水巖石表面的接觸角從4.2°增加至82.5°，說(shuō)明較低濃度的FCS－08表面活性劑能夠?qū)⒂H水巖石表面反轉(zhuǎn)為中性潤(rùn)濕，此時(shí)有利于提高采收率［9－10］。當(dāng)儲(chǔ)層巖石為油濕時(shí)，處理前原油在巖石表面接觸角為27.8°，處理后接觸角為95.5°。由此可見(jiàn)，F(xiàn)CS－08能夠?qū)⒂H水或親油巖石表面潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)為中性潤(rùn)濕，較高濃度的FCS－08甚至能將親油巖石表面反轉(zhuǎn)為親水性。油和水在巖石表面的接觸角都有不同程度的增加，降低了原油與巖石表面的粘附能，同時(shí)有利于降低了毛管壓力和注水壓力，通過(guò)改變潤(rùn)濕性FCS－08能夠有效增加原油的流動(dòng)能力。

圖1 FCS－08的紅外光譜圖

(2)電鏡掃描和能譜分析。圖1為FCS－08的紅外光譜圖。從圖1中可以看出，在1 741 cm－1處出現(xiàn)羰基C=O的吸收峰，但1 642、813 cm－1附近的C=C伸縮振動(dòng)峰消失，說(shuō)明單體己發(fā)生了聚合反應(yīng);3 445 cm－1處為羧基的特征吸收峰，2 972 cm－1處為典型的－CH3的吸收峰，在1 456、1 387 cm－1出現(xiàn)－OCH3基團(tuán) C－H彎曲振動(dòng)吸收峰，說(shuō)明各單體之間發(fā)生了共聚反應(yīng)。1 245、1 210、1 150 cm－1處為 C－F鍵伸縮振動(dòng)峰，705、657 cm－1為－CF2的振動(dòng)吸收峰，說(shuō)明樣品中存在含氟基團(tuán)。

表1 巖心表面EDX分析結(jié)果

表1為巖心表面處理前后能譜(EDX)分析結(jié)果，圖2為巖心表面的電鏡掃描(SEM)照片。其中a為天然巖心表面電鏡掃描圖片，可以看出，巖石表面較為粗糙，顆粒較大，含有一定的F原子，原子數(shù)百分比為5.87%;b為經(jīng)過(guò)FCS－08處理過(guò)的巖心表面電鏡掃描圖片，對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，巖石表面顆粒較為細(xì)小，且F原子含量有較大幅度的增加，原子數(shù)百分比達(dá)到了54.79%。通過(guò)以上分析表明，含氟烷基已經(jīng)結(jié)合在巖心表面，表現(xiàn)為巖石表面F原子數(shù)量有了較大幅度的增加。由于氟烷基具有低表面能特性，因而巖石表面具有一定的疏油性，從而有利于水驅(qū)的進(jìn)行。

圖2 巖心表面SEM照片

2.2 表面張力和界面張力

降壓增注劑/原油界面張力越低，油層孔隙中的殘余油滴越容易被驅(qū)動(dòng)，注水壓力就越低。當(dāng)FCS－08溶液/原油界面張力達(dá)到較低時(shí)，能使殘余油乳化啟動(dòng)，這樣孔道壁上的油膜穩(wěn)定性就會(huì)受到破壞，且FCS－08在孔道壁上的吸附改變其表面潤(rùn)濕性，被啟動(dòng)的原油將不易再次被粘附。

FCS－08溶液的質(zhì)量濃度在600 mg/L左右時(shí)其溶液表面張力達(dá)到最小值18.26 mN/m，此時(shí)FCS－08溶液與原油之間的界面張力僅為0.114 mN/m。與油田常用表面活性劑相比:ABSN溶液的質(zhì)量濃度在800 mg/L左右時(shí)表面張力達(dá)到最小值35.3 mN/m，此時(shí)與原油之間的界面張力為0.365 mN/m;Span－60溶液的質(zhì)量濃度在800 mg/L左右時(shí)表面張力達(dá)到最小值27.6 mN/m，此時(shí)與原油之間的界面張力為0.231 mN/m;Tween－40溶液的質(zhì)量濃度在900 mg/L左右時(shí)表面張力達(dá)到最小值23.7 mN/m，此時(shí)與原油之間的界面張力為0.295 mN/m。可見(jiàn)，與同類產(chǎn)品相比，F(xiàn)CS－08溶液在較低濃度時(shí)就能達(dá)到低表面張力和低油/水界面張力的效果，能夠滿足注水開(kāi)發(fā)中降壓增注效果的需要。

2.3 滲吸采收率

采用濃度為2%的FCS－08溶液和模擬地層水分別進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)，其滲吸采收率明顯大于模擬地層水的滲吸采收率。采收率的差異主要發(fā)生在實(shí)驗(yàn)3 h以后，因?yàn)楸砻婊钚詣┑奈叫枰欢螘r(shí)間。滲吸60 h之后采收率從9.3%上升到27.1%，提升了17.8個(gè)百分點(diǎn)，能夠顯著提高采收率。

2.4 相對(duì)滲透率

圖3 相對(duì)滲透率曲線

分別測(cè)量天然巖心和FCS－08進(jìn)行潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)后的巖心相對(duì)滲透率曲線，其油/水相對(duì)滲透率曲線見(jiàn)圖3。其中，Krw和Kro為水驅(qū)水相和油相相對(duì)滲透率，Krsw和Krso為FCS－08溶液(2%)驅(qū)水相和油相相對(duì)滲透率。從圖3中可以看出，未加入FCS－08時(shí)，束縛水飽和度在35%左右，殘余油飽和度在39%左右，等滲點(diǎn)飽和度為54.6%，油水兩相共滲區(qū)范圍較窄;使用FCS－08驅(qū)替，束縛水飽和度降低到33%左右，殘余油飽和度降低到25%附近，而且等滲點(diǎn)水飽和度上升到57.1%。FCS－08表面活性劑使相對(duì)滲透率曲線中可動(dòng)油飽和度明顯增加，油水兩相共滲區(qū)范圍明顯擴(kuò)大。等滲點(diǎn)發(fā)生右移證實(shí)了使用FCS－08溶液驅(qū)替后，油層巖石表面潤(rùn)濕性得到了明顯的變化，提高了水相滲透率，改善了巖心吸水能力。

2.5 降壓模擬實(shí)驗(yàn)

用不同濃度的FCS－08溶液進(jìn)行降壓模擬實(shí)驗(yàn)，初始注水壓力為5.5 MPa，分別測(cè)得在水驅(qū)穩(wěn)定狀態(tài)下的注水壓力下降情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖4。從圖4中可以看到，隨著濃度從0.50%上升至2.50%，注水壓力在濃度為2.00%時(shí)達(dá)到較低值，在注入7倍孔隙體系時(shí)注水壓力下降了38.75%，然后略有下降。當(dāng)濃度超過(guò)2.00%，水驅(qū)達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)時(shí)，注水壓力降低程度幅度很小，因此推薦實(shí)際應(yīng)用中推薦 FCS－08的最佳使用濃度為2.00%。

圖4 壓降率隨注入體積的變化情況

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

從2010年10月至2012年5月，先后在鎮(zhèn)北油田劉74－4、江86－5和鎮(zhèn)298－307井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。劉74－4井注水壓力下降3.6 MPa，日注水量提高7 m3/d，且有效天數(shù)達(dá)到60 d以上，效果遠(yuǎn)大于曾經(jīng)實(shí)施的多氫酸酸化措施(有效期不足1個(gè)月);江86－5施工前欠注嚴(yán)重，有時(shí)水無(wú)法注入，施工后能夠滿足日配注12 m3/d的要求;鎮(zhèn)298－307井注水壓力由試驗(yàn)前的20.6 MPa降至14.0 MPa，壓力降低32.03%，視吸水指數(shù)由試驗(yàn)前的0.71 m3/(MPa·d)升至 1.327 m3/(MPa·d)，視吸水指數(shù)升高了86.90%。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明，該項(xiàng)新技術(shù)能夠達(dá)到較好的降壓增注效果，很好地補(bǔ)充了地層能量，為提高鎮(zhèn)北油田低滲、特低滲油藏注水開(kāi)發(fā)效率提供了可靠的技術(shù)保障。

4 結(jié)論和建議

(1)研制了適用于鎮(zhèn)北油田低滲油藏的降壓增注劑FCS－08，實(shí)驗(yàn)證明FCS－08具有較強(qiáng)的巖石表面處理能力，較低濃度的溶液就具有較好的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)性。

(2)FCS－08具有低表面(界面)張力，能有效改善自發(fā)滲吸性能，通過(guò)室內(nèi)降壓模擬實(shí)驗(yàn)證明其能夠滿足低滲儲(chǔ)層的降壓需求。

(3)經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明，該項(xiàng)新技術(shù)能夠滿足鎮(zhèn)北油田低滲特低滲儲(chǔ)層注水開(kāi)發(fā)的要求，很好地補(bǔ)充了地層能量，其中鎮(zhèn)298－307井注水壓力下降了32.03%，視吸水指數(shù)上升了86.90%。

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