張 陽，李華斌，2，何 剛，陶 冶，付 紅

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室（成都理工大學(xué)），四川成都 610059）

降壓增注劑（表面活性劑）不僅能降低油水界面張力，并且可改善原油在地層的流動能力，降低注入壓力，同時可以增大低滲透油藏中的滲流速度，縮短時間，節(jié)省開采費用［1—2］。Penny等［3—5］認(rèn)為表面活性劑通過改變油相相對滲透率而達(dá)到降壓增注的目的。研究發(fā)現(xiàn)，孔隙、喉道內(nèi)水膜厚度大小與孔喉半徑、流體性質(zhì)有關(guān)，水膜的存在阻礙了流體的運移，且水膜厚度的減小導(dǎo)致分離壓力的產(chǎn)生［6—11］；降壓增注劑遇油后容易形成油水混相乳狀液，降低油水界面張力，導(dǎo)致巖石孔隙中的毛細(xì)管束縛力降低，水相滲透率增加，提高目的層位的吸水效率。同時，提高油水混相微乳液的運移速度，在降壓增注時提高驅(qū)油效率。因此，筆者通過實驗設(shè)計評價了降壓增注劑的界面修飾作用對儲層水膜厚度的影響，分析了水膜厚度改變對水驅(qū)壓力的影響。

文33塊沙三上油藏巖性為長石石英粉砂巖，以粒間孔隙、泥質(zhì)膠結(jié)為主，黏土礦物主要為伊利石，占總含量的58.8%，具有水敏、速敏、酸敏等多敏感性。針對該油藏開發(fā)中存在的高壓欠注問題，現(xiàn)場曾采取了相應(yīng)的酸化解堵措施。統(tǒng)計近5年的酸化解堵數(shù)據(jù)，水井、油井的低無效井占比分別為50%和75%，且解堵措施效果不理想，解堵措施很快失效，同時注水壓力快速上升并恢復(fù)至措施前。由于油藏酸敏礦物含量高，常規(guī)酸化易產(chǎn)生二次沉淀；同時，近井地帶強親水性致使?jié)B流阻力增大，以及水敏地層黏土礦物水化膨脹運移，二者綜合作用導(dǎo)致注水壓力升高。室內(nèi)優(yōu)選出低濃度的降壓增注劑XH207B（非離子型表面活性劑）進(jìn)行天然巖心模型水膜厚度的測定，觀察水膜厚度的變化規(guī)律；當(dāng)巖心中注入XH207B 后，觀察孔隙水膜厚度和相對滲透率的變化，總結(jié)降壓增注劑修飾孔隙水膜厚度后注入壓力的變化規(guī)律，為現(xiàn)場施工提供技術(shù)指導(dǎo)。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

降壓增注劑XH207B，非離子型表面活性劑，有效物含量35%，成都華陽興華化工廠；模擬地層水，礦化度160 g/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）：Ca2+7200、Na+55230、Cl-91321；模擬油，90℃下的黏度為1 mPa·s、密度為0.8 g/cm3；文33-105 井巖心，長5.0 cm、直徑2.5 cm。

高溫高壓多功能驅(qū)替裝置，XL-Ⅲ，海安石油儀器公司；JJ2000B旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司。

1.2 實驗方法

（1）不同濃度降壓增注劑溶液的油水界面張力

配制0.025%～0.1%的降壓增注劑溶液；儀器進(jìn)行清洗、預(yù)熱，并用標(biāo)準(zhǔn)玻璃管標(biāo)定；測定不同濃度降壓增注劑溶液的油水界面張力［12—13］。

（2）不同壓力條件下巖心水膜厚度的變化

將巖樣進(jìn)行洗油處理，得到不含油的巖樣，稱量干燥巖心的質(zhì)量；測量巖心的基礎(chǔ)孔隙度和滲透率參數(shù)，利用高才尼方程［14］計算巖心平均孔喉半徑參數(shù)（式（1））和比表面參數(shù)（式（2））；選取孔滲參數(shù)相近的巖心抽真空飽和模擬地層水，測定巖心質(zhì)量；驅(qū)替泵設(shè)為定壓驅(qū)替模式，驅(qū)替壓力為0.5～4.0 MPa，依次計量每個壓力點的出水量和總液量；計算不同壓力下巖心內(nèi)部殘余水飽和度，假設(shè)殘余水在巖心孔隙壁面均勻鋪置，按式（3）計算不同壓力下的水膜厚度d［15—18］。

式中，r—巖心平均孔喉半徑，μm；K—巖心滲透率，10-3μm2；φ—巖心孔隙度，無量綱。

式中，S—巖心比表面，cm2/cm3。

式中，Vw—巖心出口端累積驅(qū)替水體積，cm3；Vp—巖心孔隙體積，cm3；VR—巖心體積，cm3。

（3）降壓增注劑修飾前后水膜厚度的變化

按（2）中的實驗步驟測定巖心的滲透率；在流量為0.2 mL/min 的條件下，驅(qū)替2～3 PV 0.05%的XH207B 降壓增注劑溶液，水驅(qū)，計算滲透率；待驅(qū)替2～3 PV模擬地層水后，進(jìn)行模擬油驅(qū)替，計算水膜厚度和油相滲透率。參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345—2007《巖石中兩相相對滲透率測定方法》中的穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行油水兩相滲流實驗。

2 結(jié)果與討論

2.1 降壓增注劑濃度對油水界面張力的影響

降壓增注劑XH207B 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0、0.025%、0.05%、0.075%、0.1%時，油水界面張力分別為22.53、16.15、8.02、6.69、5.12 mN/m。隨著XH207B加量增大，油水界面張力降低。XH207B 在較低加量（0.05%）時即可達(dá)到低界面張力狀態(tài)，因此后續(xù)水膜厚度測定實驗選用降壓增注劑XH207B的有效加量為0.05%。

2.2 驅(qū)替壓力對巖心水膜厚度的影響

圖1 不同壓力對巖心水膜厚度的影響

105-1A、105-4B 巖心的水相滲透率分別為6.84×10-3、7.41×10-3μm2。降壓增注劑處理前的巖心水膜厚度如圖1 所示。模擬油驅(qū)替前105-1A、105-4B 巖心的水膜厚度分別為326.46、346.05 nm，隨著驅(qū)替的進(jìn)行，孔隙中的水被持續(xù)驅(qū)替出，巖心中的殘余水含量逐漸減小，水膜厚度逐漸變薄。當(dāng)驅(qū)替壓力為0.5 MPa 時，水膜厚度降至約初始狀態(tài)的2/3。當(dāng)驅(qū)替壓力大于3 MPa時，水膜厚度變化較小，105-1A、105-4B 巖心的水膜厚度分別降至43.85、71.31 nm。

2.3 降壓增注劑修飾對水膜厚度的影響

105-2A 巖心經(jīng)降壓增注劑處理前后的水膜厚度分別為49.50、15.89 nm，水膜厚度下降了67.90%；105-3A 巖心降壓增注劑處理前后的水膜厚度分別為12.30、7.61 nm，水膜厚度下降了38.13%（見圖2）。

105-2A 和105-3A 巖心降壓增注劑注入初期（45 min），在降壓增注劑的修飾作用下，水膜厚度降幅較大，分別為80.03%和52.85%；后期隨著驅(qū)替壓力的增大，將巖心中更多的殘余水?dāng)y帶出來，進(jìn)一步降低巖樣中的水膜厚度，但變化幅度相對較小。

圖2 降壓增注劑處理前后水膜厚度的變化

降壓增注劑界面修飾前后的巖心注入壓力及滲透率變化如表1所示。降壓增注劑注入時的壓力明顯較初始水驅(qū)壓力低。其中，105-2A巖樣降壓增注劑注入壓力較初始水驅(qū)壓力下降了1.2%、滲透率增加1.3%，但降壓增注劑注入后再次水驅(qū)的注入壓力又回升至初始水驅(qū)狀態(tài)；105-3A巖樣降壓增注劑注入壓力較初始水驅(qū)壓力下降了4.9%、滲透率增加了4.1%。巖樣滲透率的變化特征與壓力變化特征相反。

降壓增注劑可以在一定程度上減小注入壓力，提高儲層滲透率，但壓力和滲透率變化幅度較?。黄浯?，巖心若恢復(fù)水驅(qū)，注入壓力增加，105-2A巖心恢復(fù)至初始注水時的狀態(tài)。另外，滲透率高的巖心注入壓力和滲透率的變化幅度略小于滲透率低的巖心。

表1 界面修飾前后的注入壓力及滲透率變化

由兩個巖樣的壓力變化曲線可知（見圖3），105-2A 巖樣注入90 min 后的壓力基本保持恒定，105-3A 巖樣注入120 min 后的壓力基本保持恒定。其次，在壓力平穩(wěn)段初期，105-2A 巖樣注降壓增注劑后水驅(qū)時的壓力略低于初始水驅(qū)壓力，通過降低注入壓力達(dá)到增注的目的。但隨著驅(qū)替時間的延長，后期驅(qū)替達(dá)到穩(wěn)定，兩條壓力曲線基本重合。注降壓增注劑后水驅(qū)，巖心的注入壓力恢復(fù)到初始水驅(qū)時的狀態(tài)。

圖3 不同注入條件下巖心驅(qū)替壓力的變化

3 結(jié)論

降壓增注劑可有效降低巖心水膜厚度，該變化主要發(fā)生在驅(qū)替初期階段；后期隨著壓力增大和時間延長，降壓增注劑處理前后水膜厚度的降幅減小。降壓增注劑還可降低注入壓力，提高儲層滲透率，但壓力和滲透率的變化幅度較小；注降壓增注劑的巖心恢復(fù)水驅(qū)后，注入壓力再次增加，甚至?xí)謴?fù)至初始注水時的狀態(tài)。