海上J油田活化水降壓增注實驗研究

李 奇，陳士佳，王成勝

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司三次采油技術分公司 天津300452)

基礎研究

海上J油田活化水降壓增注實驗研究

李 奇，陳士佳，王成勝

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司三次采油技術分公司 天津300452)

針對 J油田注水井壓力高導致注水井欠注和停注問題，提出利用功能性化學藥劑降壓增注的效果建立活化水技術，優(yōu)選出活化水體系。降壓增注物理模擬實驗結果表明：活化水可有效降低注入壓力的 50%,；活化水改變巖石潤濕性；活化水體系驅油。同時，闡述了活化水降壓增注的原理。

表面活性劑 粘土穩(wěn)定劑 活化水 降壓增注

0 引 言

J油田位于渤海遼東灣中部海域，儲層巖性主要為長石巖屑和長石細砂巖、含礫中粗砂巖，平均孔隙度為 23.3%,，平均382.3×10-3m2。J油田目前有注水井5口，其中A6、A8、A22三口井欠注量達到 50%,以上，注水壓力高，酸化后壓力短期減小，平均2個月后壓力即恢復至酸化前。造成J油田注水困難的原因不僅為近井堵塞問題，而是由油藏本身特性決定的。為了解決注水困難的問題，降低注入壓力，提高注水量，開展了活化水降壓增注技術研究?；罨w系中同時包含兩類功能性化學藥劑，分別是具有潤濕反轉效果的驅油用陰離子型表面活性劑，以及具有粘土防膨和縮膨效果的粘土穩(wěn)定劑。

通過本研究，篩選了 J油田適合的活化水體系，開展了注入性、改變潤濕性和驅油物理模擬實驗，通過實驗結果探究了活化水降壓增注的原理。

1 實驗方法與藥品

1.1 實驗方法

油水界面張力實驗操作步驟：參考標準SY/T 5370—1999《表面及界面張力測定方法》[1]和 TX—500C儀器手冊。實驗溫度：82 ℃，轉速：5,000,rpm。

體系防膨率實驗操作步驟：參考標準 SY/T 5971—1994《注水用粘土穩(wěn)定劑性能評價方法》，[2]計算公式見式(1)。

式中，B1為防膨率，%,；V1為膨潤土在粘土穩(wěn)定劑溶液/活化水體系中的膨脹體積，m L；V2為膨潤土在水/NaCl溶液中的膨脹體積，m L；V0為膨潤土在煤油中的體積，m L。

體系縮膨率測定的實驗操作步驟：稱取 0.50,g膨潤土粉，精確至0.01,g，裝入10,m L離心管中，加入10,m L注入水，充分搖勻，在室溫下存放至粘土完全膨脹，將膨潤土在其中的膨脹體積記為V1。將已經發(fā)生膨脹的離心管中的清水倒掉，然后加入10,m L粘土穩(wěn)定劑溶液，充分攪拌后，在室溫下存放2,h，將膨潤土在其中的膨脹體積記為 V2，最終計算出縮膨率 B2，如式(2)。

式中，B2為縮膨率，%,；V1為加入粘土穩(wěn)定劑溶液后膨潤土的膨脹體積，m L；V2為膨潤土在水中的膨脹體積，m L。

注入性實驗步驟參考 SY/T 6576—2003《用于提高石油采收率的聚合物評價的推薦作法》(3.7節(jié)孔隙介質試驗的實驗方法)。[3]

階段一，水驅：注入水驅替 7.5,PV。階段二，活化水驅：注入體系驅替該巖心至壓力穩(wěn)定(約 10,PV)，并在油藏溫度(82 ℃)條件下模擬關井 12,h。階段三，后續(xù)水驅：模擬關井12,h后開井，并再次利用注入水驅替 7.5,PV，觀察并記錄巖心兩端壓力差與注入水注入體積的情況，并計算出壓差以及與措施前相比，壓差的變化情況。實驗溫度：82 ℃，注入速度為0.2,m L/m in。

油水相滲實驗步驟參考 SY/T 5345—2002《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》中(6.2節(jié) 非穩(wěn)態(tài)法油-水相對滲透率測定)。[4]實驗溫度：82 ℃，注入速度為1.5,m L/min。

驅油實驗：巖心抽真空，飽和注入水，并繼續(xù)在注入水中浸泡 40,h以上；飽和油，用 J油田原油驅至束縛水狀態(tài)，并測定含油飽和度；注入水/活化水驅替至含水率至 98%,。實驗溫度：82 ℃，注入速度為0.2,m L/min。

1.2 實驗藥品

表面活性劑：S005(復配型，100%,)。

粘土穩(wěn)定劑：CS01(陽離子型，100%,)，CS02(陽離子型，40%,)、CS03(陽離子型，100%,)、CS04(陽離子型，100%,)、CS05(陽離子型，100%,)，CS06(陽離子型，50%,)，CS07(陽離子型，50%,)、CS08(陽離子型，51.5%,)、CS09(陽離子型，51.4%,)、CS10(陽離子型，50%,)、CS11(復配型，40%,)、CS12(陰非離子型，40%,)、CS13(陽離子型，40%,)、CS14(陽離子型，98±2%,)、CS15(陽離子型，98±2%,)、CS16(無機鹽，100%,)、CS17(無機鹽，100%,)、CS18(無機鹽，100%,)。

注入水：J油田注入水，總礦化度 2,200,mg/L，其中 Ca2＋、Mg2＋含量350,mg/L，密度1.079,0,kg/m3。

原油：J油田脫水原油，含水率＜1%,，密度：0.8× 103,kg/m3。

膨潤土：新疆中非夏街子膨潤土。實驗巖心：人造巖心，膨潤土含量13%,。實驗溫度：采用J油田平均溫度為82,℃。

2 結果與討論

2.1 活化水體系篩選

2.1.1 表面活性劑篩選

將 S005用 J油田注入水分別配制成濃度為 0.05%,、 0.10%、0.15%、0.20%溶液，實驗結果見圖1。實驗主要是考查各濃度點下，S005與原油的界面張力值能否達到超低界面張力(10-3,mN/m數(shù)量級)范圍及所需時間，確定其最佳使用濃度。

圖1 S005的油水界面張力隨濃度的變化關系Fig.1 Change of S005 oil-water interfacial tension w ith concentrations

2.1.2 粘土穩(wěn)定劑篩選

粘土穩(wěn)定劑篩選是篩選出防膨率大于 90%,，縮膨率大于20%,的體系。首先，取配伍性優(yōu)良的粘土穩(wěn)定劑，測試 2,w t%,的粘土穩(wěn)定劑的防膨率和縮膨率。然后，考查達到防膨率大于90%,，縮膨率大于20%,的體系的防膨率隨濃度的變化關系。由于膨潤土本身的晶體結構特征，其遇水膨脹量較大，因此對于水敏性較強的地層，研究藥劑體系對于膨潤土的縮膨性能具有重要的意義。

各粘土穩(wěn)定劑的防膨率/縮膨率實驗結果分析如表 1所示。防膨率實驗結果表明，膨潤土加入到不同的體系中，除CS11外具有一定的防膨性能。結合濃度篩選實驗，結果見圖2、3，隨著濃度增加，防膨率呈現(xiàn)增加趨勢，只有當為 2.0%,時才能達到90%,以上。綜合認為，CS16符合篩選標準。

表1 各粘土穩(wěn)定劑的防膨率和縮膨率(T＝25,℃)Tab.1 Antiswelling and swelling shrinkage ratios of clay stabilizers(T＝25,℃)

圖2 CS16防膨率隨濃度的變化關系Fig.2 Change of CS16 antiswelling ratios w ith concentrations

圖3 (0.10%，0.15%，0.20%)S005＋2%,CS16體系的防膨率Fig.3 Antiswelling ratios of the(0.10%，0.15%，0.20%)S005＋2%,CS16 system

2.1.3 活化水體系優(yōu)化

活水水體系兼具驅油和防膨的要求，優(yōu)化指標為油水界面張力達到超低界面張力范圍(10-3,mN/m 以下)，防膨率大于90%。

通過表面活性劑S005與粘土穩(wěn)定劑CS16復配，形成活化水體系，其中S005濃度為0.10%、0.15%、0.20%，CS16濃度為2.0%。油水界面張力實驗結果見圖4，全部體系的油水界面張力均能達到超低界面張力，且隨著主劑 S005的濃度增加，油滴被拉斷用時越短，依次為 10,min、5,min、3,min，油水界面張力值為 8.00×10-5,mN/m、1.21×10-3,mN/m、3.80×10-4,mN/m。說明粘土穩(wěn)定劑CS16對表面活性劑S005降低油水界面張力的性能沒有影響。防膨率實驗結果見圖5、圖6和圖7。全部體系的防膨率均能達到 90%，依次為 92.86%、90.48%、97.62%。說明表面活性劑 S005對粘土穩(wěn)定劑 CS16防膨性能沒有影響。復配后，出現(xiàn)協(xié)同效應，降低油水界面張力的性能和防膨性能均能達到活化水要求的指標值。

圖4 體系油水界面張力隨時間的變化關系Fig.4 Change of oil-water interfacial tensions w ith time

圖5 0.10% S005＋2% CS16的耐沖刷性能Fig.5 W ashing resistance performance of 0.10% S005＋2% CS16

圖6 0.15% S005＋2% CS16的耐沖刷性能Fig.6 Washing resistance performance of 0.15% S005＋2% CS16

圖7 0.20% S005＋2% CS16的耐沖刷性能Fig.7 W ashing resistance performance of 0.20% S005＋2% CS16

2.2 降壓增注物理模擬實驗

為了探究活化水的降壓增注效果，以 0.10% S005＋2% CS16為例，開展了注入性實驗、油水相對滲透率實驗和驅油實驗。實驗巖心的基礎數(shù)據(jù)見表2。

表2 實驗巖心的基礎數(shù)據(jù)Tab.2 Fundamental data of cores

圖8 0.10% S005＋2% CS16體系注入性實驗Fig.8 Injectivity experiment of the 0.10% S005＋2% CS16 system

2.2.1 注入性實驗

注入性實驗模擬了現(xiàn)場水驅、轉活化水驅、后續(xù)水驅時各階段的壓力變化關系，實驗結果見圖8。

2.2.2 油水相對滲透率實驗

油水相對滲透率曲線能反映油水兩相滲流特征，表征了相滲透率和飽和度之間的變化關系，反映了油水共存和流動時，巖石對油、水的通過能力大小。[5]實驗結果見圖 9、圖 10，束縛水飽和度Swi點、殘余油飽和度Sor點、殘余油飽和度下水相相對滲透率Krw點和等滲點對應的含水飽和度點，以及計算得到對應的驅油效率，匯總于表3。

由圖 9、圖 10、表 3可知：①活化水驅的油相相對滲透率曲線和水相相對滲透率曲線，較水相的油相相對滲透率曲線和水相相對滲透率曲線向右移，表明油相和水相的流動性均增加。②等滲點對應的含水飽和度 Si點，活化水驅較水驅由28% Sw增加到50% Sw。油水等滲點右移，說明巖石表面物理性質發(fā)生了變化，巖石表面的親油性減弱，親水性增強。③束縛水飽和度Swi點未發(fā)生變化，殘余油飽和度Sor點，活化水驅較水驅由38%降低到18%，所以油水兩相共滲區(qū)加寬，計算得到驅油效率由53.66%增加到78.04%。

表3 油水相對滲透率實驗結果對比Tab.3 Contrast of oil-water relative permeability results

圖9 注入水驅相滲曲線Fig.9 Relative permeability curve of injected flooding

圖10 活化水驅相滲曲線Fig.10 Relative permeability curve of activated water

2.2.3 驅油實驗

驅油實驗對比了注入水驅和活化水驅的驅油的采出程度，注入水驅油實驗、0.10% S005＋2% CS16體系驅油實驗匯總于表4。

表4 驅油實驗結果對比Tab.4 Contrast of displacement test results

3 活化水降壓增注原理分析

3.1 活化水改變巖石潤濕性

根據(jù)確定巖石潤濕性的克雷格法則(見表5)，由油水相對滲透率實驗可知，J油田巖心束縛水飽和度為 20%，等滲點為28% Sw，束縛水飽和度下油相相對滲透率接近 100%，所以巖心傾向于油濕。在油濕巖心中，水相流動阻力大，兩相的接觸角大?；罨幚砗蟮膸r心束縛水飽和度為 20%，等滲點為50% Sw，所以巖心的潤濕性向水濕轉變，水相流動阻力減小，兩相的接觸角減小。在相同壓差下，活化水更易在巖石孔道中流動，油的流道被活化水所占據(jù)，油在流動過程中被剝離攜帶，剩下非連續(xù)性油滴，對水流造成阻力，含有飽和度越高，說明油滴越多，對水流阻力越大。活化水殘余油飽和度(Sor)明顯降低，說明有更多的油從巖石孔道中被驅替出來，活化水改變潤濕性是活化水降壓增注的主要原理。

表5 巖石潤濕性的克雷格法則Tab.5 Rock wettability’s Craig law

3.2 活化水改變流體注入壓力

注入流體的壓差和流體流量關系如式(3)所示。在 Q、μ、h、Rr、rw保持不變的情況下，和Kw成反比。結合注入性實驗可知，水的相對滲透率 Kw增加 53%，注入壓差縮小為原來的1/2。所以，活化水可以提高水相的相對滲透率，從而達到降低注入壓力的目的。

式中，Kw為地層對注入流體的有效滲透率，K為地層的絕對滲透率，Krw為地層對注入流體的相對滲透率。

3.3 活化水降低油水界面張力

油滴是否能流動取決于施加在油滴上的動力和阻力，兩者的比值為毛細管數(shù)?；罨軌驕p小毛管阻力來增加毛管數(shù) Nc，毛管數(shù)增大，殘余油飽和度降低，啟動被滯留下來的油滴?；罨ㄟ^降低油/水界面張力的途徑來活化殘余油，以及降低束縛在孔隙網(wǎng)絡中原油的啟動壓力梯度，增大驅油效率。在82 ℃，轉速為5,000,rpm時，實驗測得注入水與原油的油水界面張力為 5.4,mN/m，0.10% S005＋2.0% CS16活化水與原油的油水界面張力為 8.00×10-5,mN/m。82 ℃時，活化水體系粘度為 0.55,mPa·s，注入水體系粘度為 0.41,mPa·s，由式(4)計算得到，活化水體系毛管數(shù)為注入水的105倍，所以活化水體系通過降低油水界面張力的方法來驅替殘余油，殘余油流動并形成可流動油帶。

式中，Nc為毛細管數(shù)，無量綱；μ為驅替流體的粘度，mPa·s；ν為驅替的速度，m/s。

3.4 活化水改善巖石孔隙連通性

流體飽和度分布與孔隙結構關系密切，根據(jù)莫根實驗結果，油水相對滲透率曲線反應了巖石孔隙結構的差異，見圖11、圖12。

圖11 油水相對滲透率曲線示意圖Fig.11 Oil-water permeability saturation curve

圖12 油水相對滲透率曲線示意圖Fig.12 Oil-water permeability saturation curve

圖 11 是連通性好、高滲透率的巖心的油水相對滲透率曲線，圖12是連通性差、低滲透率的的油水相對滲透率曲線。結合注入水和活化水的油水相對滲透率曲線(圖9、圖 10)可知，活化水體系改善了巖心的連通性和滲透率。因為活化水體系中的粘土穩(wěn)定劑能使已經發(fā)生膨脹的膨潤土收縮(膨脹的膨潤土晶體一般帶負電荷，粘土穩(wěn)定劑分子中的正電荷基團便可與粘土晶層表面的低價陽離子發(fā)生陽離子交換吸附)。最終目的是使發(fā)生膨脹的粘土礦物脫水，并通過吸附形成“橋接”來將發(fā)生膨脹的粘土在脫水后能夠“架橋”穩(wěn)定，不易發(fā)生運移。而注入水并不具備活化水體系縮膨和防膨的性能，在巖心中注入水后，使巖心內粘土礦物膨脹，堵塞水流通道，對巖心造成了滲透率傷害，連通性變差。

4 結論與展望

通過篩選實驗，復配生成(0.10%，0.15%，0.20%)S005＋2% CS16活化水體系，油水界面張力均能達到超低界面張力，防膨率超過90%。利用流動實驗考察了注入性，活化水體系注入后，水相滲透了增加 53%。油水相對滲透率實驗表明，活化水體系能明顯改善巖心的連通性，對巖心滲透率恢復有一定作用。驅油實驗表明，活化水驅的增油效果非常明顯。綜合以上幾方面，分析了活化水降壓增注的機理?；罨祲涸鲎F(xiàn)場實驗有望在海上J油田實施應用?！?/p>

［1］ 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準. SY/T 5370-1999. 表面及界面張力測定方法 [S]. 1999.

［2］ 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準. SY/T 5971-1994. 注水用粘土穩(wěn)定劑性能評價方法[S]. 1994.

［3］ 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準. SY/T 6576-2003. 用于提高石油采收率的聚合物評價的推薦作法》[S]. 2003.

［4］ 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準. SY/T 5345-2007. 巖石中兩相流體相對滲透率測定方法[S]. 2007.

［5］ 何更生. 油層物理[M]. 北京：石油工業(yè)出版社，1993.

On Innovative System for J Oilfield for Enhancing W ater Injection

LI Qi，CHEN Shijia，WANG Chengsheng
(CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co.，Tianjin 300452，China)

An innovative system was developed through chemical EOR methods to let JZ25-1 oilfield get rid of high injection pressure in water flooding．Research showed that this innovative system is relevant to both surfactant and clay stabilizer．The effects of salt and temperature on interfacial tension and rate of anti-swelling were studied．It is proved that the system has a great capacity on lowering interfacial and anti-swelling in high salt and high temperature．In addition，the study has demonstrated the capacity of resistance on washing and aging at 82℃.

surfactant；clay stabilizer；chemical additive water；enhancing water injection

TE355

：A

：1006-8945(2015)10-0013-05

中海油能源發(fā)展股份有限公司三次采油技術分公司項目。

2015-09-18