饒程 周成 陳芳琴 陳佳偉

摘要：低滲透油氣藏在國(guó)內(nèi)外分布較廣，占有很大的資源量和儲(chǔ)量。低滲透儲(chǔ)層具有顆粒細(xì)、分選差、膠結(jié)物含量高，長(zhǎng)石和巖屑含量普遍較高，孔隙度、滲透率較低，排驅(qū)壓力大。研究表明，表面活性劑驅(qū)能明顯改善低滲透油藏開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：表面活性劑;低滲透;層間矛盾

引言

一般將滲透率小于 50×10- 3 μm2的砂巖稱為低滲透砂巖，將儲(chǔ)層滲透率小于 50×10- 3 μm2砂巖中的油氣藏稱為低滲透砂巖油氣藏。低滲透油氣藏在國(guó)內(nèi)外分布較廣，占有很大的資源量和儲(chǔ)量。中國(guó)低滲透石油資源量為537×108t，占全國(guó)石油遠(yuǎn)景資源量的 49%。因此對(duì)低滲透油藏的開發(fā)有著重要意義。xx油田xx塊經(jīng)過多年開發(fā)，進(jìn)入?yún)^(qū)塊開發(fā)后期，油井普遍含水較高，采油速度較低，區(qū)塊面臨嚴(yán)峻的形勢(shì)，對(duì)注表面活性劑驅(qū)改善區(qū)塊開發(fā)效果可行性進(jìn)行研究，為同類型油藏開發(fā)提供指導(dǎo)性意見。

1 低滲透砂巖油田開發(fā)中存在的問題及原因分析

1.1層間矛盾突出、水驅(qū)動(dòng)用程度低

受沉積相類型的控制，區(qū)塊儲(chǔ)層砂體多并且薄，層間物性差異大，導(dǎo)致吸水剖面嚴(yán)重不足，水驅(qū)動(dòng)用程度較低。吸水層集中分布造成油井單層單向受效幾率增大，油井含水上升較快。

造成低滲透油藏難注難采的根本原因是低滲透砂巖儲(chǔ)層孔喉小。

1.2?注水困難，注水壓力高

低滲透油藏注水開發(fā)過程中存在油層吸水不均衡、注采對(duì)應(yīng)率低、井間連通性差等問題，經(jīng)常出現(xiàn)注水壓力上升快，導(dǎo)致注水困難。為限制高吸水層段，區(qū)塊主體部位水井實(shí)施分注，但是注水壓力升高很快，注水井注水困難，只能增壓注水。使用的高壓注水又容易引起注水井損壞，造成注采對(duì)應(yīng)率低。并且高壓注水為動(dòng)態(tài)調(diào)配常規(guī)水井措施帶來較大困難，導(dǎo)致注水井日常管理難度增大。

1.3注水后采油井受效差

低滲透油藏注水開發(fā)采油井見效時(shí)間長(zhǎng)、增產(chǎn)效果差（ 大部分生產(chǎn)井注水見效后產(chǎn)量只能恢復(fù)到初期產(chǎn)量的 50% ～ 60%）。低滲透油藏低液量級(jí)別井?dāng)?shù)占油井比例較大，壓力梯度的存在使得注采井間壓力損耗大，有效驅(qū)替壓差小，從而導(dǎo)致采油井產(chǎn)液量低。因此，低滲透砂巖油藏放大生產(chǎn)壓差提高液量潛力比較小，大壓差生產(chǎn)方式又不可取，不能采取高速開采，只能維持供采平衡保持低速開采。

2表面活性劑驅(qū)研究

由于低滲透砂巖油藏的特征是低滲、低孔隙度、微觀孔隙結(jié)構(gòu)。這些特征直接對(duì)流體產(chǎn)生顯著影響，且滲透越低，影響越強(qiáng)。表面活性劑溶液能夠降低油水界面張力，減小親油油層的毛細(xì)管阻力，提高驅(qū)油性能，降低低滲透油藏的注水壓力。所以表面活性劑增注降壓提高低滲透油藏的開發(fā)效果比較好。

2.1表面活性劑適應(yīng)性評(píng)價(jià)

為確定儲(chǔ)層對(duì)表面活性劑的適應(yīng)性，通過室內(nèi)試驗(yàn)，選取多種表面活性劑體系進(jìn)行了評(píng)價(jià)。試驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)：這幾種表面活性劑在考察濃度范圍內(nèi)能有效的降低界面張力，并且在很長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)保持較好的穩(wěn)定性界面張力。幾種表面活性劑都具有良好的抗鹽性能，在xx塊地層水條件下能保持較低的界面張力。不同濃度表面活性劑體系試驗(yàn)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，高濃度表面活性劑體系表現(xiàn)出相對(duì)而言比較強(qiáng)的乳化能力及界面張力抗吸附能力。從而表明高濃度表面活性劑更具有優(yōu)勢(shì)。

2.2表面活性劑驅(qū)巖心實(shí)驗(yàn)

為確定xx塊儲(chǔ)層表面活性劑驅(qū)油適應(yīng)性，在室內(nèi)進(jìn)行巖心驅(qū)替試驗(yàn)，采用多功能巖心驅(qū)替裝置進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。①將巖心烘干后稱干重，抽真空飽和水，稱濕重，并計(jì)算巖心孔隙度;②將飽和水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓，85 ℃下恒溫2 h以上，測(cè)定其水相滲透率;③在流速為0.05 mL/min的條件下，用模擬油驅(qū)替至巖心末端含水率為 0 時(shí)，再以 0.5～1 mL/min 的流速繼續(xù)驅(qū)替至10倍孔隙體積以上，計(jì)量模擬油驅(qū)替出的水體積，計(jì)算束縛水飽和度，老化24 h;④用注入水以0.5 mL/min 的流速驅(qū)替巖心至出口端含水率為100%時(shí)，注入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表面活性劑溶液，繼續(xù)水驅(qū)至出口端含水率為 100%，記錄注入壓力變化;⑤將巖心重新洗油、烘干，改變注入速度、表面活性劑溶液的注入量，重復(fù)步驟①—④。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后將記錄的數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，分析界面張力、注入量以及注入速度對(duì)表面活性劑改善水驅(qū)效果的影響。試驗(yàn)結(jié)果顯示，所選表面活性劑體系在巖心注入觀察過程中未發(fā)生堵塞，注入性較好。各濃度表面活性劑體系中，隨著表面活性劑濃度的增加，含水降低，采出程度增大。表面活性劑濃度為0.3%的時(shí)候，含水降低幅度及采收率提高幅度達(dá)到最大。說明表面活性劑驅(qū)能夠明顯改善xx區(qū)塊的開發(fā)效果。

2.3表面活性劑現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)方案

結(jié)合巖心軀體試驗(yàn)，初步確定了表面活性劑現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)方案，表面活性劑為DH-W型。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表面活性劑建議濃度為0.3%，段塞尺寸為0.5倍空隙體積時(shí)開發(fā)效果達(dá)到最佳，由于考慮到地層水的稀釋劑吸附滯留，因此需要增加前置保護(hù)段塞。段塞設(shè)計(jì)采用了前置高濃度保護(hù)段塞+表面活性劑主段塞的組合方式：前置保護(hù)段塞中表面活性劑濃度為0.35%，堿濃度為1.2%，段塞大小為0.1倍空隙體積。主要段塞中表面活性劑濃度為0.3%，堿濃度為1.2%，段塞大小為0.4倍空隙體積。由于地層破裂壓力及機(jī)采能力因素，注入速度確定為每年0.2倍空隙體積。

3 結(jié)論

（1）實(shí)驗(yàn)所用的表面活性劑適用于xx塊低滲透砂巖油藏，儲(chǔ)層表面活性劑可注性比較好，具備表面活性劑驅(qū)的基本條件。

（2）xx塊低滲透油藏當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)，能夠有效的降低油水界面張力的能力。巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，低滲透砂巖油藏注入表面活性劑溶液后，二次水驅(qū)注入壓力下降，采收率明顯提高。表面活性劑溶液與模擬油界面張力越低，二次水驅(qū)降壓率及采收率提高幅度越大，實(shí)驗(yàn)條件相同時(shí)，巖心滲透率越低，孔喉越細(xì)小，孔隙連通性越差，滲流條件復(fù)雜，注入表面活性劑溶液后改善水驅(qū)效果越差。

（3）xx塊表面活性劑現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)時(shí)應(yīng)該選擇有利于開發(fā)層系進(jìn)行試驗(yàn)，降低儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)實(shí)驗(yàn)效果的影響。同時(shí)需要注意加強(qiáng)儲(chǔ)層保護(hù)，減少堿敏度引起的儲(chǔ)層傷害。

參考文獻(xiàn)：

[1]楊劍.安塞油田表面活性劑驅(qū)油體系室內(nèi)研究[j].北京：油田化學(xué)，2015.

[2]葛際江，張貴才.驅(qū)油用表面活性劑的發(fā)展[J].油田化學(xué)，2007.

[3]彭樸.采油用表面活性劑[M].北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2003.

[4]葉仲斌.提高采收率原理[M].北京：石油工業(yè)出版社，2000.

[5]張文柯.表面活性劑驅(qū)油體系研究進(jìn)展[J].廣東化工，2013.