低滲透油藏注表面活性劑協(xié)同酸化解堵降壓增注研究

雷金華，曾 云，梅光遠(yuǎn)，吳 豹

?

低滲透油藏注表面活性劑協(xié)同酸化解堵降壓增注研究

雷金華1，曾 云2，梅光遠(yuǎn)3，吳 豹1

(1. 長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100；2. 荊州水務(wù)集團(tuán)有限公司，湖北荊州 434000；3. 中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司，天津 300457)

針對低滲透油藏注水井注水壓力高、注不進(jìn)的問題，提出采用注表面活性劑協(xié)同酸化解堵降壓增注的措施。通過巖屑酸蝕實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出酸化效果較好、酸蝕速率較低的6#酸液：8%HCl+2%冰乙酸+3%HF+4%HBF4+3%HEDP。進(jìn)而通過巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對表面活性劑種類、濃度及段塞大小進(jìn)行了優(yōu)化，選擇可以形成界面張力低達(dá)10–2mN/m的SATRO型表面活性劑，確定段塞大小為6~10PV，采用的濃度為4‰。對比措施實(shí)施前后的水驅(qū)壓力變化，可知酸化解堵后注表面活性劑可以降低38%左右的注水壓力，且高效期長達(dá)45PV，證明采用該方法比常規(guī)單一酸化或注表面活性劑有效。

低滲透；降壓增注；酸化；解堵；表面活性劑

引言

低滲透油藏具有低孔低滲、黏土含量高的特點(diǎn)，易產(chǎn)生水化膨脹、注入水結(jié)垢、細(xì)菌腐蝕，且油層改造作業(yè)中易造成二次污染。其注水井普遍存在“注水壓力過高、注不進(jìn)”的問題[1-3]，導(dǎo)致油井產(chǎn)液量低、產(chǎn)液量遞減速度快、開采效果差。因此，急需開展降壓增注技術(shù)研究，以提高低滲透油田注水開發(fā)的效果[4]。

目前，酸化解堵和注入活性水溶液是使用較為廣泛的降壓增注措施。常規(guī)酸化措施存在作用距離有限，有效期短，成功率低的問題[5]；表面活性劑能夠降低殘余油飽和度，增加兩相滲流有效半徑，降低注水壓力[6]，但需根據(jù)油藏條件進(jìn)行選擇。本文在研制一種反應(yīng)速度緩慢、酸化深度大且對儲層污染小的有機(jī)緩速酸的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出可以與地層油水相形成低界面張力的表面活性劑體系。通過注入低界面張力的活性水溶液來降低油水界面張力，結(jié)合酸化解堵措施，達(dá)到降低滲流阻力、增加滲透能力、減小注水壓力、提高注水量的目的。

1 酸化體系研究

1.1 酸液選擇

要想獲得較好的酸化解堵效果，要求所選用的酸液應(yīng)具有較強(qiáng)的孔隙溶蝕能力，可以進(jìn)入地層深部作用；此外，酸液應(yīng)具有弱敏感性，不會形成酸渣沉淀，利于返排，不會形成二次污染[7-8]。

根據(jù)要求配制的酸液配方見表1。

表1 酸液名稱及配方

1.2 巖心溶蝕實(shí)驗(yàn)

選擇符合要求的酸液對陜北某低滲透油藏巖屑進(jìn)行酸溶實(shí)驗(yàn)，研究不同成分酸液對巖屑的溶蝕效果，初選有較好酸化效果的酸液。結(jié)果表明，初選的酸液都有較好的酸溶效果，其中6#酸效果最好，溶蝕率可達(dá)36.88%，2#酸效果最差，溶蝕率為31.32%。隨后，進(jìn)一步研究了酸液對巖屑的溶蝕率隨時(shí)間的變化關(guān)系（見圖1），選擇酸化效果較優(yōu)、反應(yīng)速度較慢的5#、6#酸液進(jìn)行酸化解堵效果評價(jià)。

1.3 酸化解堵效果評價(jià)

為了評價(jià)酸化解堵效果，實(shí)驗(yàn)選用現(xiàn)場巖心，采用巖心流動實(shí)驗(yàn)測定酸液與巖心反應(yīng)前后的滲透率。通過研究不同酸化時(shí)間的解堵率（酸化后的滲透率ki與采用注入水測定的滲透率k0的比值）確定酸液解堵能力，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2所示。從圖中兩種酸液的解堵率可以看出，兩種酸液均表現(xiàn)出解堵效果隨酸蝕時(shí)間增加而增加的趨勢，但是5#酸液在2h前解堵率較大，酸蝕速度較快，不利于進(jìn)入地層深部作用，因此，選擇酸化速率更加均勻、解堵效果更好的6#酸液作為酸化體系，其解堵率可達(dá)21.32%。

2 低界面張力的表面活性劑研究

由于酸化解堵效果有限，因此優(yōu)選可與地層條件形成低界面張力的表面活性劑，通過降低油、水及巖石間的界面張力，改善兩相滲流能力，提高水井注水能力。所選表面活性劑需要具備如下特性：①在較寬的濃度范圍與地層油水樣形成低界面張力體系；②與地層巖石流體配伍；③來源廣，價(jià)廉；④有效期長。[9-10]

初步篩選的表面活性劑名稱及其類型見表2。

表2 表面活性劑名稱及類型

2.1 低界面張力表活劑的優(yōu)選

用現(xiàn)場地層水、表面活性劑配備不同溶度的活性水溶液，將所配備的活性水溶液加入到TX-500C型界面張力測定儀中，再注入現(xiàn)場脫水脫氣原油，在恒溫50℃、旋轉(zhuǎn)角速度為5000r·s–1的設(shè)備條件下，待界面張力穩(wěn)定后測定平衡界面張力，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3所示。從圖中可以看出，隨著表面活性劑濃度的增加，界面張力均呈降低趨勢，并逐漸趨于平緩。其中SATRO型表面活性劑在濃度為4‰時(shí)，表面張力達(dá)到10–2mN/m數(shù)量級的低值范圍，可以有效地降低注入水的毛管阻力，改變油層潤濕性，使巖心由親水轉(zhuǎn)向親油，提高注水能力，因此選擇SATRO型表面活性劑作為備選降壓增注劑，濃度范圍在4‰~6‰。

2.2 濃度優(yōu)選及注入量優(yōu)化

通過巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對表面活性劑的濃度和注入量進(jìn)行優(yōu)化。選取6塊滲透率接近的巖心進(jìn)行不同濃度的SATRO活性水驅(qū)平行實(shí)驗(yàn)：首先采用注入水驅(qū)至壓力穩(wěn)定（一次水驅(qū)），繼而改驅(qū)10PV表面活性劑體系，最后轉(zhuǎn)注水（二次水驅(qū)），記錄兩次水驅(qū)壓力變化[11]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3和圖4?？梢钥闯?，隨著SATRO表活劑濃度的增加，體系降壓率呈線性增加，當(dāng)濃度達(dá)到4‰后增幅變緩，趨于穩(wěn)定。當(dāng)濃度為4‰時(shí)，降壓率可以達(dá)到19.12%，表現(xiàn)出較好的降壓性能。結(jié)合經(jīng)濟(jì)因素，考慮選擇表面活性劑SATRO的濃度為4‰。

表3 不同濃度SATRO降壓率基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

在此基礎(chǔ)上采用同樣的實(shí)驗(yàn)方法對濃度為4‰的SATRO注入量進(jìn)行優(yōu)化，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖5。從圖5可以看出降壓率曲線可以分為三段：第一段0~6PV降壓率增幅較大，可以降壓16%左右；第二段7~10PV，降壓率增幅減緩，但是仍有一定效用；第三段10PV以上，隨著活性水溶液的注入，降壓率基本沒有得到改善，原因可能是表面活性劑分子已經(jīng)達(dá)到吸附飽和狀態(tài)，因此后續(xù)注入不能形成有效吸附，起到減小油水界面張力的作用。綜合考慮，推薦注入量在6~10PV，降壓率可高達(dá)19%。

3 表活劑輔助酸化降壓增注效果評價(jià)

考慮到酸化是通過酸蝕解堵來增加有效滲透率，而表面活性劑是通過改善油層界面張力增加注入水的流動能力，兩者有著本質(zhì)上的區(qū)別，本文提出采用注表面活性劑輔助酸化解堵降壓增注的方案，并通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究降壓增注體系的降壓效果和耐沖刷性能。

通過對純水驅(qū)與采用6#酸液酸化后、段塞SATRO（8PV、濃度為4‰）轉(zhuǎn)水驅(qū)的各階段壓力和滲透率進(jìn)行對比研究的，得到的實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖6所示。從圖中可以看出，采用酸化解堵后注入表面活性劑可以降低注入壓力，增加滲透率最高可達(dá)38%，效果顯著。二次水驅(qū)45PV后，壓力增加到1.4MPa，滲透率降低到1.45mD左右，改善效果大約10%，降壓效果變差。因此，建議選擇45PV為一個(gè)處理周期。

4 結(jié)論

針對低滲透油藏注水壓力高、注不進(jìn)的問題，本文提出采用酸化解堵結(jié)合注表面活性劑體系降壓增注的方法。通過酸蝕實(shí)驗(yàn)確定選用6#酸液，（8%HCl+2%冰乙酸+3%HF+4%HBF4+3%HEDP）酸化效果好，可以進(jìn)入地層深部作用。通過巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)確定采用SATRO型表面活性劑，優(yōu)化后選用濃度4‰，段塞6~10PV。采用注表面活性劑輔助酸化解堵，降壓率高達(dá)38%，降壓效果較好，高效期長達(dá)45PV的注水周期。該方案可以用于指導(dǎo)現(xiàn)場應(yīng)用。

[1] 閻慶來. 低滲透油氣藏勘探開發(fā)技術(shù)[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 1993.

[2] 張朔, 蔣官澄, 郭海濤, 等. 表面活性劑降壓增注機(jī)理及其在鎮(zhèn)北油田的應(yīng)用[J]. 特種油氣藏, 2013, 20(2): 111-114.

[3] 王金迪, 謝雪琴, 王惠清, 等. 層內(nèi)生成二氧化碳增注技術(shù)在低滲油藏中的應(yīng)用[J]. 新疆石油天然氣, 2008, 4(2): 56-58.

[4] 張星, 畢義泉, 汪廬山, 等. 低滲透油藏活性水增注技術(shù)探討[J]. 石油地質(zhì)與工程, 2009, 23(5): 121-123.

[5] 李積祥, 侯洪濤, 張麗, 等. 低滲油藏注水井解堵增注技術(shù)研究[J]. 特種油氣藏, 2011, 18(3): 106-108.

[6] 王增寶, 王靜, 仝銘, 等. 低滲透油藏表面活性劑/有機(jī)堿降壓增注體系研究[J]. 油田化學(xué), 2014, 31(4): 573-577.

[7] 蔣官澄, 黃賢斌, 賈欣鵬, 等. 新型酸化解堵劑與體系研究[J]. 鉆采工藝, 2012, 35(6): 89-93.

[8] 彭春洋, 周紅艷, 張?jiān)? 等. 雙河油田注水井酸化解堵實(shí)驗(yàn)研究[J]. 油氣地球物理, 2013(2): 68-71.

[9] 繆云. 寶中高溫高鹽低滲油層表面活性劑增注技術(shù)研究[D]. 西南石油大學(xué), 2007.

[10] 梁玉紀(jì), 海心科, 李玉明. 低滲透油田表面活性劑降壓增注技術(shù)及應(yīng)用[J]. 石油天然氣學(xué)報(bào), 2010(4): 353-355.

[11] 王桂娟, 李愛芬, 王永政, 等. 低滲油藏表面活性劑降壓增注性能評價(jià)研究[J]. 科學(xué)技術(shù)與工程, 2015(6): 69-73.

Study on Reducing Pressure and Increasing Injection of Surfactant in Low Permeability Reservoir

Lei Jinhua1, Zeng Yun2, Mei Guangyuan3, Wu Bao1

(1. Petroleum Engineering College of Yangtze University, Wuhan, Hubei 430100, China;2. Jingzhou Water Group Co., Ltd. Jingzhou, Hubei 434000, China;3. China National Petroleum Corporation Bohai Drilling Engineering Co., Ltd., Tianjin 300457, China)

Aiming at the problem of high water injection pressure and insufficient water injection in low permeability reservoir, the cooperation between acidizing technology and surfactant injection is presented to reduce water injection pressure and increase water injection. Firstly, 8%HCl + 2%C2H4O2+ 3%HF + 4%HBF4+ 3%HEDP is chosen as acidizing liquid system by acid corrosion experiment, which has an excellent acidification effect and the acid rock reaction rate is also low. Then through core displacement experiments, SATRO has been chosen as chemical decompression in augmented injection system with concentration of 4‰, which declined the interfacial tension between oil and water lower than 10-2mN/m, and obtained the best effect when the slug size is 6 to 10 pore volumes (PV). It is obviously that water drive pressure can be reduced about 38% after acidification of injected surfactant, and the efficient water injection cycle can be up to 45 PV. This method is proved to be more effective than conventional single acidification or inject surfactants.

low permeability; injectivity enhancing ; acidification; plug removal; surfactant

10.3724/SP.J.1224.2016.00593

TE35

A

1674-4969(2016)06-0593-05

2016-05-19;

2016-09-20

雷金華（1990–），男，在讀碩士研究生，研究方向?yàn)槭凸こ滔嚓P(guān)方向。E-mail: 13018087840@163.com