注水井納米聚硅多元復(fù)合降壓增注技術(shù)研究

許定達(dá)，寧俊杰，唐煜東，何宏林，郝曉芳，王 剛，王金生

(1江漢油田分公司博士后科研工作站 2長(zhǎng)江大學(xué)博士后科研流動(dòng)站 3青海油田采油一廠 4青海油田分公司測(cè)試公司 5玉門(mén)油田分公司老君廟采油廠)

目前，國(guó)內(nèi)外對(duì)應(yīng)用納米材料提高油田采收率的影響研究較多，對(duì)納米材料應(yīng)用于注水井增注方面的研究相對(duì)較少。納米聚硅材料的主要成分為二氧化硅的化學(xué)改性物質(zhì)，具有無(wú)毒、無(wú)污染的特點(diǎn)，其作為一種新興材料，近年來(lái)在油氣田中的應(yīng)用越來(lái)越多[1-5]。其作用機(jī)理主要為：在注水過(guò)程中加入納米聚硅材料，其活性成分會(huì)吸附在地層巖石的孔隙表面，使巖石表面具有疏水特性，減少注水流動(dòng)的阻力，并能有效防止黏土顆粒膨脹，從而降低注水壓力[6-9]。

海上某普通稠油油田注水井由于水質(zhì)較差、黏土水化膨脹嚴(yán)重等原因，導(dǎo)致區(qū)塊內(nèi)多數(shù)注水井壓力升高過(guò)快，存在欠注現(xiàn)象[10-13]。針對(duì)此，區(qū)塊內(nèi)部分注水井采取過(guò)數(shù)次酸化解堵增注措施，措施后注水壓力下降明顯，增注量上升明顯，但有效期比較短。本文針對(duì)海上稠油油田注水井注水過(guò)程中壓力升高過(guò)快，酸化增注措施后有效期短的問(wèn)題，以納米聚硅材料為主要處理劑，復(fù)配以陽(yáng)離子表面活性劑等助劑，研究出一種性能優(yōu)良的納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系，評(píng)價(jià)了該體系的界面活性、降低稠油黏度性能、潤(rùn)濕性能以及對(duì)相對(duì)滲透率的影響，并通過(guò)巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了體系的降壓增注效果，最后進(jìn)行了礦場(chǎng)應(yīng)用效果分析。

一、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.主要材料與儀器

實(shí)驗(yàn)材料：納米聚硅材料、陽(yáng)離子雙子表面活性劑、助分散劑、中性煤油、天然巖心、模擬儲(chǔ)層地層水、脫氣原油。

實(shí)驗(yàn)儀器：恒溫水浴鍋、分析天平、電熱恒溫烘箱、磁力攪拌器、JZ-200型全自動(dòng)界面張力儀、CA100A型接觸角測(cè)量?jī)x、NDJ-5S型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)、80-2型電動(dòng)離心機(jī)、巖心飽和實(shí)驗(yàn)裝置、巖心流體驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置。

2.納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系的制備

在室溫條件下準(zhǔn)確量取99 mL模擬地層水，然后加入一定量的陽(yáng)離子雙子表面活性劑，使用磁力攪拌器攪拌至溶解均勻。加熱至溫度達(dá)到65℃，精確加入1.0 g納米聚硅材料和一定量的助分散劑，在65℃條件下攪拌反應(yīng)2 h。繼續(xù)將反應(yīng)溫度升高至80℃，恒溫反應(yīng)1 h后，即得清澈透明的納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系。

3.性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法

3.1 體系界面活性實(shí)驗(yàn)

將納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系在儲(chǔ)層溫度(60℃)下老化不同時(shí)間，然后使用JZ-200型全自動(dòng)界面張力儀測(cè)定體系的表面張力和界面張力值。

3.2 降低稠油黏度性能實(shí)驗(yàn)

將儲(chǔ)層脫氣原油在60℃的恒溫水浴中恒溫1 h，攪拌去除游離水和氣泡，使用NDJ-5S型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)在60℃下測(cè)定其初始黏度μ0。稱(chēng)取兩份280 g稠油樣品，分別加入120 g模擬地層水和納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系溶液，放入60℃的恒溫水浴中恒溫1 h，使用攪拌裝置在250 r/min的轉(zhuǎn)速下恒溫?cái)嚢? min，迅速使用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)分別測(cè)定其在60℃下的黏度μ；計(jì)算黏度降低率f=(μ0-μ)/μ0。

3.3 體系對(duì)儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性的影響實(shí)驗(yàn)

將處理后的天然巖心切片放置在模擬地層水中充分浸泡后，再將其垂直懸掛在納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系中浸泡24 h(水浴恒溫60℃)；然后取出巖心切片并用自來(lái)水沖刷30 min后烘干，再用HARKE-SPCA接觸角測(cè)定儀測(cè)量水滴在巖心切片表面上的接觸角。

空白對(duì)比實(shí)驗(yàn)使用的巖心切片只用模擬地層水充分飽和，再使用自來(lái)水沖刷30 min后烘干，測(cè)定水滴在空白巖心切片上的接觸角，與使用納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系處理的巖心切片接觸角進(jìn)行對(duì)比，判斷體系對(duì)儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性的影響。

3.4 體系對(duì)相對(duì)滲透率的影響實(shí)驗(yàn)

參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SYT 5345-2007《巖石中兩相相對(duì)滲透率測(cè)定方法》，采用非穩(wěn)態(tài)法來(lái)測(cè)定表面改性降壓增注體系對(duì)相對(duì)滲透率的影響。

3.5 降壓增注巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)

①將洗油烘干處理后的天然巖心裝入巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)裝置，使用模擬地層水測(cè)定巖心的初始滲透率；②飽和模擬油(儲(chǔ)層脫氣原油 ∶煤油=1 ∶1)10倍孔隙體積以上，60℃下老化24 h；③以0.5 mL/min 的注入速度進(jìn)行第一次模擬地層水驅(qū)，記錄壓力變化情況；④以0.5 mL/min 的注入速度分別注入1 PV、2 PV和3 PV的納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系溶液，在60℃下關(guān)井靜置反應(yīng)4 h；⑤以0.5 mL/min的注入速度進(jìn)行第二次模擬地層水驅(qū)，記錄驅(qū)替壓力，直至壓力穩(wěn)定。比較兩次水驅(qū)壓力大小，計(jì)算壓力降低率。

二 、結(jié)果與討論

1.體系界面活性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表1為體系界面性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，可以看出，納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系在儲(chǔ)層溫度下老化30 d后仍具有較好的界面活性，表面張力穩(wěn)定在22 mN/m左右，油水界面張力穩(wěn)定在10-2mN/m范圍內(nèi)，表明納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系具有良好的界面活性。

表1 體系界面性能評(píng)價(jià)結(jié)果

2.降低稠油黏度性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表2為體系降低稠油黏度實(shí)驗(yàn)結(jié)果，由表2實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，經(jīng)過(guò)納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系處理后的稠油黏度降低率均可以達(dá)到90%以上。說(shuō)明體系可以有效降低稠油黏度，在稠油油藏注水過(guò)程中，納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系中的表面活性劑與地層殘余原油反應(yīng)，水包油乳狀液的形成，大大降低了稠油乳狀液的黏度，容易使稠油從孔隙表面剝離開(kāi)來(lái)，降低殘余油飽和度，從而降低流動(dòng)阻力，達(dá)到降壓和增注的目的。

表2 降低稠油黏度實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.體系對(duì)儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性的影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果

經(jīng)過(guò)納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系處理后的巖心切片表面，水的接觸角從26.1°上升到57.5°，這是由于體系中的表面活性劑和疏水性納米聚硅顆粒能夠吸附在巖心切片表面，潤(rùn)濕性由親水性明顯向憎水(親油)方向轉(zhuǎn)變，由親水性轉(zhuǎn)變?yōu)橹行詽?rùn)濕，表明優(yōu)選的體系對(duì)改變巖石潤(rùn)濕性有一定的作用。中性潤(rùn)濕特性將有助于減小注入水在孔隙中的流動(dòng)阻力，提高稠油油藏水驅(qū)的采收率。

4.體系對(duì)相對(duì)滲透率的影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖1為體系注入前后巖心的相對(duì)滲透率曲線變化情況，由圖1結(jié)果可知，注入納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系后，水相相對(duì)滲透率增加幅度達(dá)到1倍左右。油、水等滲點(diǎn)左移，說(shuō)明巖石表面物理性質(zhì)發(fā)生了變化，巖石表面親水性減弱，親油性增強(qiáng)。在殘余油飽和度條件下，水相相對(duì)滲透率的最終值顯著增加。這是由于納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系使可動(dòng)油飽和度增加，殘余油飽和度降低，油、水兩相共滲區(qū)范圍變寬，原油采收率得到一定程度的提高。

圖1 體系注入前后巖心的相對(duì)滲透率曲線

注：Kro—油相相對(duì)滲透率；Kros—體系處理后油相相對(duì)滲透率；Krw—水相相對(duì)滲透率；Krws—體系處理后水相相對(duì)滲透率。

5.降壓增注巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表3為巖心驅(qū)替降壓增注實(shí)驗(yàn)結(jié)果，由表3結(jié)果可知，隨著納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系注入量的增加，天然巖心二次水驅(qū)的壓力降低率越來(lái)越大，當(dāng)體系注入量為3 PV時(shí)，二次水驅(qū)壓力降低率達(dá)到48.5%，起到了明顯的降壓效果。說(shuō)明納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系的納米活性成分吸附在地層巖石空隙表面，改善了水驅(qū)滲流通道，降低了流動(dòng)阻力，達(dá)到了降壓增注的目的。

表3 巖心驅(qū)替降壓增注實(shí)驗(yàn)結(jié)果

三、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

1.典型井注水現(xiàn)狀

海上某油田現(xiàn)有注水井6口，目前正常注水井3口，其中3口井(A-1井、A-9井和A-15井)注水壓力接近泵壓，無(wú)法達(dá)到配注要求。近期對(duì)這3口井進(jìn)行了酸化解堵增注措施，措施后注水壓力明顯下降，注水量上升明顯，但有效期僅為15 d左右。

2.納米聚硅多元復(fù)合降壓增注技術(shù)施工工藝

(1)洗井，清除井筒內(nèi)污染物。

(2)擠入前置液，解除近井地帶無(wú)機(jī)垢以及機(jī)械雜質(zhì)造成的堵塞。

(3)擠入防膨液NH4Cl，將前置液頂入地層。

(4)關(guān)井反應(yīng)4 h，使前置液與近井地帶堵塞物充分反應(yīng)。

(5)注入納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系。

(6)關(guān)井反應(yīng)48～72 h，轉(zhuǎn)入正常注水。

3.現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果分析

2015年上半年，對(duì)上述3口井采取了納米聚硅多元復(fù)合降壓增注措施施工作業(yè)，措施有效率達(dá)到100%，3口井的平均注水壓力由20.2 MPa下降到14.1 MPa，平均壓力降低率達(dá)到30.2%。平均注水量由措施前的92.5 m3/d上升到170.6 m3/d，增加了84.4%。平均單井有效期達(dá)195 d，長(zhǎng)期降壓增注效果十分明顯(見(jiàn)表4)。

表4 典型井增注效果統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)

四、結(jié)論

(1)室內(nèi)以納米聚硅為主要處理劑，復(fù)配以陽(yáng)離子表面活性劑等助劑，研制出一種適合于海上稠油油藏注水井的納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系，評(píng)價(jià)了該體系的界面活性、降低稠油黏度性能、改變巖石潤(rùn)濕性以及對(duì)相對(duì)滲透率的影響，并通過(guò)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了體系的降壓增注效果。

(2)性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明，納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系在地層溫度下老化30 d后油水界面張力仍可以穩(wěn)定在10-2mN/m范圍內(nèi)，具有良好的界面活性。該體系可以使稠油黏度降低率達(dá)到90%以上。并且能夠使儲(chǔ)層巖石表面潤(rùn)濕性由親水向親油方向移動(dòng)。注入納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系后，水相相對(duì)滲透率增加幅度達(dá)到1倍左右。

(3)室內(nèi)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)體系注入量為3 PV時(shí)，二次水驅(qū)壓力降低率達(dá)到48.5%，起到了明顯的降壓效果。

(4)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，優(yōu)選的納米聚硅多元復(fù)合降壓增注體系降壓增注效果明顯，并且有效期長(zhǎng)，能夠滿足海上油田注水井長(zhǎng)期降壓增注的需求。