網(wǎng)狀膠束—酸復(fù)合增注體系研究與試驗(yàn)

毛 源 唐存知 李月勝 葛際江 蔣 平

(1. 中國(guó)石化股份公司勝利油田分公司河口采油廠， 山東 東營(yíng) 257200；2. 中國(guó)石油大學(xué)(華東)， 山東 青島 266580)

網(wǎng)狀膠束—酸復(fù)合增注體系研究與試驗(yàn)

毛 源1唐存知1李月勝1葛際江2蔣 平2

(1. 中國(guó)石化股份公司勝利油田分公司河口采油廠， 山東 東營(yíng) 257200；2. 中國(guó)石油大學(xué)(華東)， 山東 青島 266580)

針對(duì)勝利渤南油田高溫低滲油藏常規(guī)酸化有效期短、増注機(jī)理存在缺陷、效果不理想的現(xiàn)狀，應(yīng)用物理模擬方法，研究了網(wǎng)狀膠束 — 酸復(fù)合増注體系，評(píng)價(jià)和測(cè)定了體系不同組合方式下的増注能力和抗污染能力。結(jié)果表明，體系具有增注效果好、“低注水量恢復(fù)期”短、作用機(jī)理全面、增注后巖心抗原油污染能力強(qiáng)等優(yōu)勢(shì)。

酸化； 網(wǎng)狀膠束； 増注能力； 抗污染； 溶蝕

酸化是低滲油田增注的主要方法之一[1-3]。勝利渤南油田為典型的高溫低滲油藏。近年來(lái)，該油田進(jìn)行了大量的酸化增注工作，對(duì)油田穩(wěn)定注水起到了重要的作用。但也存在一些問(wèn)題：一是有效期短，一般在15～90 d；二是只能解除近井地帶原油堵塞，增注機(jī)理有缺陷；三是増注效果不夠理想，沒(méi)有達(dá)到增注設(shè)計(jì)要求[4-5]。網(wǎng)狀膠束增注劑可顯著解除近井原油堵塞[6]。室內(nèi)物理模擬和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，該體系具有較好的降壓增注效果，但卻不能解除無(wú)機(jī)固相污染物，同樣存在增注機(jī)理缺陷[7-10]。

本次研究采用物理模擬方法，在對(duì)酸化、網(wǎng)狀膠束增注體系評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上研究了網(wǎng)狀膠束 — 酸復(fù)合增注技術(shù)，并開(kāi)展了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)。

1 試驗(yàn)方法與材料

1.1 巖心增注物理模擬試驗(yàn)方法

短巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀是由中國(guó)石油大學(xué)(華東)儀表廠設(shè)計(jì)制造。該實(shí)驗(yàn)儀主要由巖心夾持器、手壓泵、恒流泵、中間容器等組成。實(shí)驗(yàn)步驟如下：

(1) 在渤南油田巖心上鉆取Φ2.54 cm×5 cm的柱狀巖心，用甲苯和乙醇混合制成的抽提液提取巖心中的原油；然后，將抽提過(guò)的巖心放在烘箱中烘干待用。

(2) 分別用孔隙度儀、氣體滲透率儀測(cè)定巖心孔隙度和氣測(cè)滲透率，用抽空飽和裝置對(duì)巖心進(jìn)行抽空并用模擬地層水飽和。

(3) 用原油驅(qū)替飽和地層水的巖心，測(cè)定產(chǎn)出水體積，計(jì)算束縛水飽和度。

(4) 在恒溫110 ℃、恒壓差為1.0 MPa條件下，用模擬注入水進(jìn)行水驅(qū)油試驗(yàn)，記錄時(shí)間和產(chǎn)出水量，直至產(chǎn)出水流量穩(wěn)定。

(5) 在恒溫110 ℃、恒壓差為1.0 MPa條件下，注入2 PV增注劑，反應(yīng)1 h后水驅(qū)至產(chǎn)出水流量穩(wěn)定時(shí)結(jié)束，記錄時(shí)間和產(chǎn)出水量。

(6) 計(jì)算不同時(shí)間產(chǎn)出水流量及注水量，繪制注入孔隙體積倍數(shù)和注水量關(guān)系曲線。根據(jù)注水量變化分析增注效果。

1.2 溶蝕率測(cè)定

將儲(chǔ)層巖心樣品通過(guò)電動(dòng)粉碎機(jī)粉碎至粒度為100目以下，過(guò)篩、烘干，在20 mL酸液1 g巖心的比例下將酸液和巖心置于密閉容器中，在恒溫(90 ℃)震蕩水浴鍋中充分反應(yīng)2 h，用已烘干、稱重的定量濾紙濾出殘酸液中的固體，測(cè)定巖樣溶解前后的重量損失，并計(jì)算其溶解率。

2 常用酸液體系評(píng)價(jià)

測(cè)定了5種酸液體系對(duì)巖心的溶蝕率和高溫緩蝕率，試驗(yàn)結(jié)果表明(見(jiàn)圖1)：

(1) 5種酸液體系均具有較高的溶蝕率，可滿足現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用要求。

(2) 20%復(fù)合酸、8%HBF4和7%HCl+5%HAC+1%HF體系高溫緩速效果好，因此試驗(yàn)選用復(fù)合酸研究網(wǎng)狀膠束 — 酸復(fù)合增注體系。

圖1 酸液的高溫溶蝕率曲線

3 增注試驗(yàn)研究

3.1 酸增注試驗(yàn)

測(cè)定了20%復(fù)合酸和7%HCl+5%HAC+1%HF體系的增注作用。結(jié)果表明，試驗(yàn)條件下2種酸液均具有一定的增注作用，注水量分別提高了2.20和1.57倍。但酸液注入、注水量提高前存在較長(zhǎng)時(shí)間的低注水量恢復(fù)期，影響了增注效果。這可能是酸巖反應(yīng)生成了氣體的緣故。

3.2 網(wǎng)狀膠束的增注作用

測(cè)定了質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%的網(wǎng)狀膠束的增注作用。試驗(yàn)結(jié)果表明，網(wǎng)狀膠束具有一定的增注作用，注水量提高了1.59倍(見(jiàn)圖2)。

圖2 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%的網(wǎng)狀膠束的增注曲線

研究網(wǎng)狀膠束與酸的組合方式，以提高注水井增注效果。組合方式見(jiàn)表1，增注效果對(duì)比表見(jiàn)表2。

表1 網(wǎng)狀膠束與酸組合方式設(shè)計(jì)

試驗(yàn)結(jié)果表明：

(1) 網(wǎng)狀膠束 — 酸復(fù)合增注體系的效果明顯優(yōu)于單一增注體系。這是酸液溶蝕巖石和網(wǎng)狀膠束降低殘余油飽和度共同作用的結(jié)果[11-12]。

(2) 網(wǎng)狀膠束 — 酸復(fù)合增注體系顯著降低了單純酸化時(shí)“低注水量恢復(fù)期”的時(shí)間和程度。這可能是網(wǎng)狀膠束有效降低了氣液界面張力，使氣泡賈敏效應(yīng)的阻力作用減小，氣體更易排出的緣故[13-15]。

(3) 方案3效果最優(yōu)。這是因?yàn)榈?段塞中的網(wǎng)狀膠束有效降低了殘余油飽和度，第2段塞混合體系中網(wǎng)狀膠束有效降低了氣液界面張力，有效縮短了單純酸化時(shí)的“低注水量恢復(fù)期”。

表2 增注效果對(duì)比表

3.4 含油污水對(duì)增注后巖心恒壓注水量的影響

為了評(píng)價(jià)方案3增注體系和20%復(fù)合酸增注后巖心抗原油污染能力，選用增注后穩(wěn)定注水巖心注入含油量13.6 mgL的模擬地層水。計(jì)算得出注含油污水后注水速度平均下降率分別為0.003 65、0.015 90 mL(min·PV)，說(shuō)明方案3增注體系增注后巖心的抗原油污染能力顯著提高，增注有效期延長(zhǎng)。這是因?yàn)榫W(wǎng)狀膠束可使巖心親水性降低，有效降低油珠的賈敏效應(yīng)(見(jiàn)圖3、圖4)。

圖3 方案3增注體系注水曲線

圖4 20%復(fù)合酸注水曲線

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果分析

在2010 — 2012年期間，應(yīng)用網(wǎng)狀膠束復(fù)合酸工藝在渤南油田高溫滲透油藏實(shí)施水井增注試驗(yàn)。方案設(shè)計(jì)成4段塞模式：即(8%～10%)鹽酸犧牲段塞(10～12 m3)+(10%～15%)微乳液體系(10～15 m3)+緩速酸主體段塞(20～30 m3)+活性水頂替返排段塞(10～15 m3)。平均單井總體設(shè)計(jì)量為50～80 m3，共完成措施21井次，有效率100%。措施后平均單井注入壓力從25.8 MPa下降到20.4 MPa；注水量由措施前的平均日注9.3 m3提高到61.2 m3，累計(jì)增注154 393 m3。

與2010年以前采用常規(guī)土酸、復(fù)合酸工藝的效果相比，單井平均增注量提高了6.58倍，單井平均有效期達(dá)到287 d，增注效果大幅度提高。

5 結(jié) 語(yǔ)

(1) 通過(guò)巖心物理模擬試驗(yàn)評(píng)價(jià)，證明復(fù)合酸對(duì)巖心具有較高的溶蝕量和優(yōu)異的高溫緩速性能，可以滿足渤南油田酸化解堵的要求。

(2) 網(wǎng)狀膠束 — 酸復(fù)合體系具有增注效果好、“低注水量恢復(fù)期”短、作用機(jī)理全面、增注后巖心抗原油污染能力強(qiáng)等優(yōu)勢(shì)，是渤南高溫低滲油田增注的理想體系。

(3) 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明，與常規(guī)酸增注措施相比，復(fù)合體系增注的幅度和有效期得到了顯著提高和延長(zhǎng)。

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Study and Experiment on the Injection System of the Compound Micelle Acid

MAOYuan1TANGCunzhi1LIYuesheng1GEJijiang2JIANGPing2

(1. Hekou Oil Production Factory, Shengli Oilfield Company of SINOPEC, Dongying Shandong 257200, China;2. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao Shandong 266580, China)

Bonan Oilfield belongs to high temperature and low permeability reservoir, resulting in short effective period of conventional acid process, defect injection mechanism, so the effect is not ideal. By a physical simulation method, micellar net-acid compound injection system is studied to evaluate and determine its injection capability and the ability of anti-pollution in different patterns. Results show that the system has good injection effect, and “l(fā)ow water injection recovery period” is short. Other advantages include comprehensive action mechanism and strong core antigen oil pollution ability after the injection.

acidification; micelle; growth; anti-pollution; dissolution

2016-06-13

山東省自然科學(xué)基金項(xiàng)目“具有邊界層和體相水流流動(dòng)狀態(tài)調(diào)控作用的低滲透油藏降壓增注技術(shù)研究”(ZR2012EEM007)

毛源(1969 — )，男，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)橛吞锘瘜W(xué)采油及開(kāi)發(fā)。

TE357.46

A

1673-1980(2017)01-0032-03