五里灣長6油藏 “可動凝膠＋表面活性劑”技術(shù)研究及應(yīng)用

慕立俊，劉笑春（中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710018）

何玉文，何磊，韓濤，任禮（中石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 751506）

所謂 “可動凝膠＋表面活性劑”提高采收率技術(shù)，就是調(diào)剖技術(shù)（二次采油）與化學(xué)驅(qū)技術(shù)（三次采油）相結(jié)合，發(fā)揮調(diào)剖技術(shù)擴(kuò)大波及效率和化學(xué)驅(qū)技術(shù)提高驅(qū)油效率的協(xié)同作用，大幅度提高水驅(qū)油田的采收率［1～5］。

靖安油田五里灣長6油藏滲透率主要分布在0.2～2mD，平均滲透率為1.81mD，屬于特低滲油藏。油層原油黏度為1.95mPa·s，地層水礦化度為5×104mg／L左右［6］，油層溫度54.7℃，潤濕性中到弱親水。該區(qū)塊經(jīng)過10多年的注水開發(fā)，水驅(qū)優(yōu)勢通道已經(jīng)形成，平面、縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重；由于投產(chǎn)時都進(jìn)行了壓裂改造，人工裂縫仍然是竄流的主要通道。因此，水驅(qū)開發(fā)表現(xiàn)出水驅(qū)效率低，油田產(chǎn)量遞減速度快，主向井水淹嚴(yán)重，側(cè)向井驅(qū)替效果不太理想的狀況。為了解決以上問題，近些年來陜北油田開展了一些提高采收率技術(shù)研究，取得了一定的增油降水效果，同時也發(fā)現(xiàn)存在 “堵不住、有效期短、堵后無法注水、洗油效率低、側(cè)向油井見效差”等問題。

根據(jù)以上情況分析，針對復(fù)雜的平面、縱向非均質(zhì)性，主要是對天然裂縫、人工裂縫、高滲透層等注水優(yōu)勢通道的封堵，首先使用組合調(diào)剖技術(shù)，多功能調(diào)剖劑與多井調(diào)剖相結(jié)合，封堵復(fù)雜的注水竄流通道；然后根據(jù)低滲透油藏的物性，篩選相適應(yīng)的化學(xué)驅(qū)油體系，既能解決注入問題，又能大幅度提高采收率。

從油田的長期發(fā)展和規(guī)模效益出發(fā)，應(yīng)用以化學(xué)驅(qū)為主的驅(qū)油技術(shù)，以大幅度提高采收率為目的，形成適應(yīng)低滲透裂縫型油藏的 “可動凝膠＋表面活性劑”提高采收率技術(shù)。

1 可動凝膠及表面活性劑室內(nèi)試驗

靖安油田 “可動凝膠＋表面活性劑”試驗區(qū)塊具有平面、縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，有大量的天然裂縫、人工裂縫、高滲透層等注水優(yōu)勢通道，油藏中Ca2＋、Mg2＋質(zhì)量濃度高，處于中含水期等特點(diǎn)，研究和選擇適合于油藏特征的堵劑體系與驅(qū)油劑體系。

1.1 可動凝膠體系

可動凝膠體系應(yīng)能使堵劑進(jìn)入地層的深部，起到充分調(diào)剖的目的。可動凝膠體系為：2000～3500mg／L兩性離子聚合物＋2000～3500mg／L交聯(lián)劑A＋2000～3500mg／L促進(jìn)劑B。

1.2 表面活性劑體系

通過有機(jī)化學(xué)反應(yīng)制備得到兼具雙子和兩性結(jié)構(gòu)的表面活性劑，并輔以其他一些非離子表面活性劑，得到具有超低界面張力，良好耐鹽性、乳化能力、耐溫性等優(yōu)勢的驅(qū)油劑。

1.2.1 表面活性劑結(jié)構(gòu)成分

新型表面活性劑CBSG－1的主要結(jié)構(gòu)成分包括疏水基團(tuán)、叔胺基團(tuán)和磺酸基團(tuán)。疏水基團(tuán)為C16～C18的長鏈烷基，使表面活性劑分子與油的疏水碳鏈結(jié)構(gòu)極為相似，表面活性劑分子親油性更強(qiáng)，使得兩者有較好的相似相容性，這可以保證表面活性劑與原油具有較好的黏附力。在礦化水中，叔胺基團(tuán)與表面活性劑中—OH，與原油中的—COOH、—OH等形成強(qiáng)分子間作用力，使表面活性劑吸附于油滴表面不易脫落，起到對原油的乳化穩(wěn)定作用。磺酸基團(tuán)具有極強(qiáng)的耐鹽和潤濕洗滌效果，亦使得體系與水具有強(qiáng)親和力。新型表面活性劑CBSG－1屬于兩性表面活性劑，適用范圍廣，具備較好的驅(qū)油效果。

1.2.2 表面活性劑性能評價

試驗用水為模擬地層水（水質(zhì)分析見表1），煤油，CBSG－1表面活性劑，長6油藏巖心。

表1 模擬地層水性能參數(shù)

1）質(zhì)量濃度對界面張力影響 從圖1可以看出，表面活性劑質(zhì)量濃度在2000～5000mg／L范圍內(nèi)界面張力均能達(dá)到10－3mN／m超低值。

2）耐溫性評價 從圖2可以看出，3000mg／L CBSG－1表面活性劑在40、60、70、80℃條件下，油水界面張力均能達(dá)到10－3mN／m超低值，可以滿足油藏溫度條件。

圖1 不同質(zhì)量濃度CBSG－1表面活性劑油水界面張力測試圖

圖2 溫度對界面張力的影響

3）耐鹽性評價 從圖3可以看出，5000mg／L CBSG－1表面活性劑在礦化度為50000mg／L溶液中體現(xiàn)出較好的穩(wěn)定性，沒有析出物，不影響其降低油水兩相的界面張力及其對油的乳化能力。

4）抗吸附性評價 從圖4可以看出，恒溫吸附5d后，3000、5000mg／L CBSG－1表面活性劑溶液與模擬油的界面張力仍能保持在10－3mN／m超低值，說明CBSG－1表面活性劑的抗吸附性能良好。

圖3 在不同礦化度下油水界面張力值

圖4 模擬油吸附后油水界面張力測試圖

2 現(xiàn)場試驗

柳X注水井組位于五里灣一區(qū)北部，該井組自1997年投入開發(fā)，整體上平面矛盾相對較小，但經(jīng)過十余年的注水開發(fā)，已處于中含水期。各方向油井均已呈不同程度見水；井組日產(chǎn)液71.69m3，日產(chǎn)油30.80t，含水率48.9%；井組內(nèi)油井產(chǎn)量呈現(xiàn)遞減趨勢，為保證井組長期有效持續(xù)開發(fā)，實現(xiàn)穩(wěn)油控水的目標(biāo)、緩解井組平面矛盾、均勻水驅(qū)方向、控制含水上升速度，對該井決定實施深部調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)。

2.1 實施情況

從2012年6月14日到11月8日，在靖安油田試驗區(qū)柳X井，前后共注入可動凝膠段塞2800m3，表面活性劑段塞1400m3（考慮到表面活性劑在地層中的吸附因素，現(xiàn)場表面活性劑質(zhì)量濃度為5000mg／L）。

2.2 實施效果

2.2.1 注水井效果

1）啟動壓力和吸水指數(shù)變化 調(diào)剖前啟動壓力為8.3626MPa，吸水指數(shù)為22.93m3／（d·MPa）；注入壓力小于11.3MPa時，日注入量與注入壓力成線性關(guān)系，說明該井注水壓力小于11.3MPa時，沒有裂縫張開。調(diào)剖后啟動壓力上升到10.811MPa，吸水指數(shù)下降到18.79m3／（d·MPa），說明調(diào)剖后該井吸水剖面得到很大改善，高滲透層被有效封堵。結(jié)果如圖5所示。

2）壓降曲線 如圖6所示，關(guān)井9h，調(diào)剖前壓降1.4MPa，調(diào)剖后壓降僅為0.5MPa，說明調(diào)剖后壓力擴(kuò)散速度明顯降低，與措施前相比，吸水能力明顯下降。

2.2.2 油井效果

表2列出了柳X井組油井調(diào)剖前后生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)?？梢钥闯觯M內(nèi)對應(yīng)9口油井，有4口油井見到了明顯的增油效果，見效率為44.4%；有5口油井出現(xiàn)日增油為負(fù)值（不增油一般用0表示），其生產(chǎn)特征為液量下降或含水上升，是由于產(chǎn)量自然遞減和油田開發(fā)過程中含水上升引起的現(xiàn)象。井組日增油5.34t，含水率下降6.7%，累計增油931.05t。典型井（柳X－4井）生產(chǎn)動態(tài)見圖7。

圖5 柳X井吸水指數(shù)曲線

圖6 柳X井壓降曲線

表2 柳X井對應(yīng)9口油井調(diào)剖前后生產(chǎn)狀態(tài)變化

圖7 柳X－4井生產(chǎn)動態(tài)曲線

3 結(jié)論及認(rèn)識

1）從油田的長期發(fā)展和規(guī)模效益出發(fā)，以大幅度提高采收率為目的，形成低滲透裂縫型油藏 “可動凝膠＋表面活性劑”提高采收率技術(shù)。

2）“可動凝膠＋表面活性劑”技術(shù)是一種既能提高波及因數(shù)，也能提高洗油效率的機(jī)理全面的提高采收率技術(shù)?，F(xiàn)場應(yīng)用的柳X井組油井見到了不同程度的增油降水效果，見效率為44.4%，井組日增油5.34t，含水率下降6.7%，累計增油931.05t，累計降水1500m3。

［1］龍永福，徐艷麗，王偉華，等 .五里灣長6油藏表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究及試驗 ［J］.石油化工應(yīng)用，2011，30（2）：31～35.

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