張志龍

中國石油大慶油田有限責任公司第五采油廠工程技術大隊 （黑龍江 大慶 163513）

中國石油大慶油田有限責任公司(以下簡稱大慶油田）T區(qū)塊B油層組屬于前三角洲沉積的表外儲層，平均單井發(fā)育砂巖厚度10.6m,平均空氣滲透率10.7×10-3μm2，平均孔隙度19.3%，屬于低孔隙度、低滲透率儲層。與常規(guī)中高滲透率油藏相對比，低滲透油藏孔隙度小、孔喉連通性差，導致驅(qū)替壓力高、注入難度大[1]。傳統(tǒng)的酸化壓裂措施有效期短，同時使顆粒運移更加明顯，對地層傷害比較大。低滲透油藏降壓增注主要是利用表面活性劑對油水界面的作用和影響，降低油水界面張力，減小水驅(qū)毛管阻力，以達到降低注入壓力或提升注水量的目的[2-3]。T區(qū)塊為典型的低滲透砂巖儲層，應用表面活性劑可以顯著降低注入壓力、提高注水量，改善驅(qū)替效果[4-5]。

1　活性水組合篩選及評價

1.1　實驗條件

1）實驗儀器∶科諾TX-500D旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、雙聯(lián)恒溫箱、保溫箱、注入泵等儀器。

2）實驗藥品∶T區(qū)塊注入水、T區(qū)塊采出液、T區(qū)塊原油、黏土穩(wěn)定劑、石油磺酸鹽、其他表面活性劑（陰離子型、非離子型）、NaCl、KCl、分析醇（甲醇、乙醇等）、分析醚（甲醚、無水乙醚等）。

3）實驗方法：將各種表面活性劑與石油磺酸鹽配制成不同濃度的溶液，然后與T區(qū)塊原油在50℃條件下測定界面張力。

1.2　活性水配方優(yōu)選

1.2.1石油磺酸鹽濃度優(yōu)化

根據(jù)生產(chǎn)單位實際情況，活性水主體表面活性劑定為石油磺酸鹽。以溶解性和油水界面張力為篩選指標，用模擬地層水將石油磺酸鹽配成0.5%～3.0%不同濃度溶液，觀察溶解性，用TX-500D旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定表面活性劑溶液與T區(qū)塊原油的瞬時最低界面張力（圖1）。

圖1　石油磺酸鹽與T區(qū)塊原油復配后的界面張力

隨著石油磺酸鹽濃度增加，溶液與T區(qū)塊原油間的界面張力逐漸變小。當超過1.5%時下降幅度降低，結合成本考慮，石油磺酸鹽濃度確定為1.5%。

1.2.2復配表面活性劑優(yōu)選

單一石油磺酸鹽降低油與水界面張力能力有限，為進一步提升表面活性劑的性能，目前的方法是合成新型表面活性劑或?qū)⒈砻婊钚詣┡c其他藥劑復配[6]。將1.5%的石油磺酸鹽與濃度為0.5%～1.5%的FS1120（舊）、TF3721、FS1120（新）、咪唑啉、重烷基苯磺酸鹽復配，用TX-500D旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定復配后溶液與T區(qū)塊原油界面張力（圖2）。

圖2　石油磺酸鹽與其他表面活性劑復配后的界面張力

實驗結果顯示石油磺酸鹽復配FS1120（新）界面張力最低，但由于氟碳聚醚表面活性劑價格昂貴，工業(yè)化生產(chǎn)成本高，規(guī)模應用難度大。上述幾組的界面張力在同一個數(shù)量級，第五組重烷基苯磺酸鹽可通過添加助劑達到降低界面張力的目的，故選擇第五組（重烷基苯磺酸鹽+石油磺酸鹽），同時確定出重烷基苯磺酸鹽濃度為0.8%。

1.2.3助劑優(yōu)選

石油磺酸鹽和重烷基苯磺酸鹽復配后，還需要添加助劑來進一步降低體系的界面張力。通過室內(nèi)實驗，對比了醇類（包括甲醇、丙三醇、正丁醇、正丙醇、乙醇）、醚類（包括聚乙二醇辛基苯基醚、無水乙醚、甲醚、正丁醚、正丙醚）和醇醚類（包括丙二醇甲醚、丙二醇苯醚等）這三大類助劑。實驗結果表明：分別復配醇類、醚類、醇醚類助劑后，體系的界面張力為一個數(shù)量級，正丁醇、乙醇和醇醚類與原油的界面張力都在1～2mN/m之間。通過實驗，由乙醇和正丁醇組成的混合液，可使界面張力達到7.97×10-2mN/m，此時助劑為0.5%乙醇+0.3%正丁醇。最終確定出活性水配方為：石油磺酸鹽1.5%+重烷基苯磺酸鹽0.8%+乙醇0.5%+正丁醇0.3%。

1.3　活性水工藝參數(shù)優(yōu)化

1.3.1活性水濃度優(yōu)化

表面活性劑驅(qū)替過程中存在最優(yōu)的參數(shù)組合。配制不同總濃度的活性水溶液，通過測定與原油之間的界面張力，確定活性水的最佳應用濃度。分別測定了濃度為0.1%～0.8%的活性水與T區(qū)塊原油間的界面張力，如圖3所示。

數(shù)據(jù)顯示，隨著表面活性劑濃度的增加，界面張力逐漸降低。當濃度達0.5%左右時，出現(xiàn)拐點，超過該濃度后，界面張力降低幅度變小，因此確定最佳的表面活性劑濃度為0.5%，此時的界面張力為8.68×10-2mN/m。

圖3　活性水濃度優(yōu)化

1.3.2活性水用量優(yōu)化

選取T區(qū)塊不同滲透率級別天然巖心（3～8）×10-3μm2、（11～63）×10-3μm2、（112～141）×10-3μm2），在恒定流量為0.05mL/min條件下，首先利用天然巖心首先模擬注水，當注入壓力達到最大值時，再分別注入 0.1PV、0.3PV、0.5PV、1.0PV、1.5PV活性水（濃度0.5%），然后轉(zhuǎn)注水，記錄注入活性水前后兩次注水的注入壓力隨時間的變化并進行對比（圖4）。

圖4　不同滲透率在不同注入量下的壓降率

計算結果表明，活性水不同累計注入量對降低巖心注入壓力效果影響很大。在3個滲透率范圍內(nèi)規(guī)律相似，都是隨著活性水累計注入量的增大，降壓率不斷增加。當累計注入量大于0.3PV以后,降壓率變化幅度降低。結合效益考慮，0.3PV累計注入量的活性水的降壓效果和效益較好。

2　現(xiàn)場試驗效果

對比活性水試驗前后單井注水狀況，平均單井日注水量由2m3增至20m3，增加了18m3，注水壓力由13.4MPa降至12.5MPa，降低了0.9MPa，降壓增注效果十分明顯。與酸化效果對比，14口酸化有效井在注入活性水后平均單井注入量多增加5m3、注入壓力多下降0.6MPa；8口酸化無效井日注入量增加19m3，在該試驗區(qū)內(nèi)，活性水降壓增注效果好于酸化。

3　結論

1）室內(nèi)實驗表明，基于石油磺酸鹽的活性水與T區(qū)塊原油復配后，其界面張力可降低至10-2mN/m。

2）隨著活性水累計注入量的增大，降壓率不斷增加。當超過0.3PV時，降壓率變化幅度降低。結合效益考慮，0.3PV累計注入量的表面活性劑的降壓效果提高幅度較好。

3）礦場試驗表明，該配方能夠降低T區(qū)塊注入壓力、提升注水量，效果明顯。