鄂爾多斯盆地特低滲透油藏降壓增注復(fù)合表面活性劑體系研制及性能評(píng)價(jià)

李 艷

（延長(zhǎng)油田股份有限公司定邊采油廠，陜西 榆林 718600）

0 引 言

特低滲透油藏在注水開發(fā)過程中極易出現(xiàn)注水壓力高、注水量下降以及注不進(jìn)水等現(xiàn)象，從而嚴(yán)重影響油田的正常開發(fā)生產(chǎn)。目前針對(duì)注水井常用的降壓增注措施主要有酸化解堵增注、常規(guī)壓裂增注、物理振蕩解堵增注、納米聚硅降壓增注、生物酶降壓增注以及表面活性劑降壓增注等［1‐6］。酸化解堵增注技術(shù)雖然見效較快，但由于酸液的有效成分消耗過快，致使酸液無法進(jìn)入更深的地層，導(dǎo)致酸化有效期較短。常規(guī)壓裂增注措施會(huì)在低滲透油藏儲(chǔ)層形成新的裂縫，在增大注水量的同時(shí)，還會(huì)使注入水沿著新形成的裂縫通道快速流入采油井，使油井含水率快速升高，甚至導(dǎo)致水淹，影響油井的開發(fā)效果。物理振蕩解堵增注技術(shù)具有工藝簡(jiǎn)單且成本低的優(yōu)點(diǎn)，但其作用范圍有限，大多只能針對(duì)近井地帶的堵塞進(jìn)行處理，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果不理想。納米聚硅降壓增注技術(shù)能夠有效改變巖石表面的潤(rùn)濕性，降低注入水的滲流阻力，從而有效提高注水量，但納米聚硅材料的生產(chǎn)工藝較復(fù)雜，并且成本較高，限制了其大規(guī)模的推廣應(yīng)用。生物酶降壓增注技術(shù)能夠消除原油邊界層的影響，達(dá)到降壓增注和提高原油采收率的效果，但生物酶的制備過程較為復(fù)雜，導(dǎo)致現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用成本增大。表面活性劑降壓增注措施以其降壓增注效果好、施工工藝簡(jiǎn)單、有效期長(zhǎng)以及價(jià)格低廉等優(yōu)點(diǎn)，在國(guó)內(nèi)外各大油田得到了廣泛的研究及應(yīng)用，并取得了較好的應(yīng)用效果［7‐13］。

鄂爾多斯盆地M油田屬于典型的特低滲透油藏，目前注水開發(fā)存在注入壓力高、注不進(jìn)水或者達(dá)不到配注要求等問題，急需研究合適的降壓增注措施，以提高注水開發(fā)效率。分析認(rèn)為，M油田特低滲透儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、敏感性礦物含量高、注入水結(jié)垢堵塞以及巖石潤(rùn)濕性等是其注水壓力高、注水效果開發(fā)差的主要影響因素［14‐18］。由于儲(chǔ)層固有物性是很難改變的，因此從降低注入水溶液的界面張力、改變巖石表面潤(rùn)濕性以及提高注入水防膨性能等方面入手，通過大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，以雙子表面活性劑SG‐12、氟碳表面活性劑FT‐Z 為主要處理劑，輔以防膨劑FP‐101，建立了一種適合特低滲透油藏降壓增注的復(fù)合表面活性劑（JYZZ）體系，并成功進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，綜合評(píng)價(jià)了該體系降壓增注效果。研究成果可為提高特低滲透油藏注水開發(fā)效率提供一定的技術(shù)支持或借鑒。

1 儲(chǔ)層特征

M油田位于鄂爾多斯盆地東北部，目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段的孔隙度為5.6%～17.2%，平均值為9.3%，滲透率為0.01×10?3～8.64×10?3μm2，平均為0.24×10?3μm2，屬于典型的特低滲透油藏。受沉積相變及成巖作用的影響，儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性?？紫额愋椭饕獮榱ｉg孔隙、鑄?？紫丁⒕чg微孔隙以及微裂縫等，喉道中值半徑平均為0.24 μm，孔喉較小。儲(chǔ)層巖石表面主要表現(xiàn)為親油性，少量親水性，親油巖石表面容易形成原油邊界層，不利于水驅(qū)開發(fā)。儲(chǔ)層巖石中黏土礦物含量較高，平均在10%以上，且主要以伊/蒙混層、高嶺石和綠泥石為主，水敏性和酸敏性較強(qiáng)。儲(chǔ)層原油黏度1.25 mPa·s 左右，原油密度0.75 g/cm3左右，地層水礦化度55 g/L 左右，水型為CaCl2型。

2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)材料及儀器

2.1.1 實(shí)驗(yàn)材料

陰離子型表面活性劑Y‐1、非離子型表面活性劑FL‐3 和兩性離子型表面活性劑LS‐1，濟(jì)南浩然化工科技有限公司生產(chǎn)；雙子表面活性劑SG‐12 和氟碳表面活性劑FT‐Z，實(shí)驗(yàn)室自制；防膨劑FP‐101、FP‐102、FP‐103，山東星嘉新材料股份有限公司生產(chǎn)；實(shí)驗(yàn)用油為儲(chǔ)層原油；實(shí)驗(yàn)用水為55 g/L 的KCl 溶液（簡(jiǎn)稱模擬注入水）；實(shí)驗(yàn)用巖心和巖屑均取自目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段。

2.1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

TX‐500C 型界面張力儀，上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司生產(chǎn)；JC2000A 型接觸角測(cè)定儀，上海尖端光電科技有限公司生產(chǎn)；DQT‐2 型高壓高溫多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，江蘇省海安縣石油科研儀器有限公司生產(chǎn)。

2.2 實(shí)驗(yàn)方法

2.2.1 界面張力測(cè)定

使用模擬注入水配制不同類型的表面活性劑溶液，然后在儲(chǔ)層溫度55 ℃下使用TX‐500C 型界面張力儀測(cè)定不同表面活性劑溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力值，以此評(píng)價(jià)表面活性劑的降低界面張力性能。

2.2.2 潤(rùn)濕性能評(píng)價(jià)

參照中國(guó)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5153—2017《油藏巖石潤(rùn)濕性測(cè)定方法》［19］中的接觸角法，將目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段天然巖心切片使用不同的表面活性劑溶液處理后，采用JC2000A 型接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)定了巖心切片表面的接觸角，以此評(píng)價(jià)表面活性劑的潤(rùn)濕性能。

2.2.3 防膨性能評(píng)價(jià)

參照中國(guó)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5971—2016 《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩(wěn)定劑性能評(píng)價(jià)方法》［20］，將目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段巖屑粉碎后，通過測(cè)定巖屑在不同防膨劑溶液中的膨脹體積，評(píng)價(jià)了防膨劑的防膨性能。

2.2.4 兩相滲流特征實(shí)驗(yàn)

參照中國(guó)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345—2007《巖石中兩相流體相對(duì)滲透率測(cè)定方法》［21］中的非穩(wěn)態(tài)法，使用目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段天然巖心，開展了油／水兩相滲流特征實(shí)驗(yàn)。

2.2.5 降壓增注及提高采收率實(shí)驗(yàn)

具體步驟為：（1）將儲(chǔ)層天然巖心洗油、烘干處理后飽和儲(chǔ)層原油，建立一定的含油飽和度，在儲(chǔ)層溫度條件下放置24 h；（2）使用模擬注入水驅(qū)替巖心至壓力穩(wěn)定；（3）轉(zhuǎn)注不同PV 的JYZZ 體系后，繼續(xù)使用模擬注入水驅(qū)替巖心；（4）記錄驅(qū)替過程中的出油量、出水量和壓力變化情況，計(jì)算降壓率和采收率變化情況，驅(qū)替流速均為0.05 mL/min。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

3.1 降壓增注體系配方優(yōu)選

3.1.1 表面活性劑優(yōu)選

3.1.1.1 降低界面張力性能按照2.2 節(jié)中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了不同類型表面活性劑降低界面張力的能力，其中單一表面活性劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果見圖1，復(fù)合表面活性劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果見表1。

圖1 不同類型表面活性劑與界面張力的關(guān)系Fig.1 Relations between different-type surfactants and interfacial tensions

表1 不同類型復(fù)合表面活性劑與界面張力Table 1 Different types of composite surfactants and interfacial tension

由圖1結(jié)果可知，隨著溶液中表面活性劑質(zhì)量濃度的不斷增大，界面張力值逐漸降低，其中雙子表面活性劑SG‐12 和氟碳表面活性劑FT‐Z 降低界面張力的能力較好，當(dāng)表面活性劑的質(zhì)量濃度大于（等于）1 g/L 時(shí)，界面張力值可以降低至0.03 mN/m 以下。因此，選擇雙子表面活性劑SG‐12 和氟碳表面活性劑FT‐Z 進(jìn)行復(fù)配，考察復(fù)合表面活性劑降低界面張力的能力。

由表1結(jié)果可知，雙子表面活性劑SG‐12 和氟碳表面活性劑FT‐Z 按不同比例復(fù)配后均能達(dá)到較好的降低界面張力的效果，其中500 mg/L FT‐Z+1 000 mg/L SG‐12 的復(fù)配比例可以使油水界面張力值降低至0.002 mN/m 以下，達(dá)到了10?3mN/m 數(shù)量級(jí)的超低界面張力水平。這是由于體系中的雙子表面活性劑比傳統(tǒng)表面活性劑具有更高的界面活性，并且與氟碳表面活性劑復(fù)配后可以產(chǎn)生較好的協(xié)同效應(yīng)，能夠更高效的降低油水界面張力。

3.1.1.2 潤(rùn)濕性能

按照2.2.2 中的潤(rùn)濕性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了不同類型表面活性劑溶液對(duì)目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段巖石表面潤(rùn)濕性能的影響，表面活性劑質(zhì)量濃度均為1 500 mg/L，巖心切片在表面活性劑溶液中浸泡時(shí)間為24 h，其中復(fù)合表面活性劑體系為500 mg/L FT‐Z+1 000 mg/L SG‐12，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 不同類型表面活性劑與接觸角的關(guān)系Fig.2 Relations between different type surfactants and contact angles

由圖2 結(jié)果可知，儲(chǔ)層段巖心未處理時(shí)表面接觸角為139.6°，表現(xiàn)出較強(qiáng)的親油性，而經(jīng)過不同類型的表面活性劑溶液浸泡處理后，接觸角均有所減小，其中經(jīng)過雙子表面活性劑SG‐12 和氟碳表面活性劑FT‐Z 溶液浸泡后接觸角均可以降低至90°以下，而經(jīng)過復(fù)合表面活性劑體系浸泡后，巖心表面接觸角可以降低至60°以下，表現(xiàn)出弱親水性，說明復(fù)合表面活性劑體系具有良好的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)能力，可以將儲(chǔ)層巖石表面的潤(rùn)濕性由親油性向親水性方向轉(zhuǎn)變，從而可以減小注入水的流動(dòng)阻力，起到良好的降壓增注效果。

綜合以上實(shí)驗(yàn)結(jié)果認(rèn)為，復(fù)合表面活性劑體系為500 mg/L FT‐Z +1 000 mg/L SG‐12 時(shí)，不僅能夠有效降低油水界面張力，還能較好的改善儲(chǔ)層巖石表面的潤(rùn)濕性能。因此，選擇500 mg/L FT‐Z +1 000 mg/L SG‐12 作為降壓增注體系的主要處理劑。

3.1.2 防膨劑優(yōu)選結(jié)果

目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段巖石中含有較多的黏土礦物，容易在注水過程中發(fā)生水化膨脹堵塞地層孔隙，造成儲(chǔ)層損害，因此，需要注入流體具有良好的防膨性能。按照2.2.3 中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了不同類型防膨劑溶液與目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段巖屑的防膨效果，實(shí)驗(yàn)溫度為55 ℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。

由圖3 結(jié)果可知，隨著防膨劑質(zhì)量濃度的不斷增大，防膨率逐漸升高，其中防膨劑FP‐101 的防膨效果最好，當(dāng)其質(zhì)量濃度為300 mg/L 時(shí)，防膨率可以達(dá)到98%以上。因此，選擇防膨劑FP‐101作為降壓增注體系的輔助處理劑。

圖3 防膨劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.3 Tested results of optimization of anti-swelling agent

3.1.3 降壓增注體系配方確定

參照鄂爾多斯盆地特低滲透油藏儲(chǔ)層基本特征，并結(jié)合以上室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，研制了一種適合鄂爾多斯盆地特低滲透油藏降壓增注的復(fù)合表面活性劑體系（JYZZ 體系），具體配方為：1 000 mg/L 雙子表面活性劑SG‐12+500 mg/L 氟碳表面活性劑FT‐Z+300 mg/L 防膨劑FP‐101。通過實(shí)驗(yàn)對(duì)其綜合性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

3.2 降壓增注體系性能評(píng)價(jià)

3.2.1 對(duì)相滲曲線的影響

參照2.2.4 中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了JYZZ 體系對(duì)特低滲透巖心油水兩相相對(duì)滲透率曲線的影響，實(shí)驗(yàn)用天然巖心為E‐3#巖心（長(zhǎng)度5.4 cm、直徑2.5 cm、孔隙度8.18%、滲透率0.119×10?3μm2），實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

圖4 JYZZ體系對(duì)相滲曲線的影響Fig.4 Influence of JYZZ system on relative permeability curves

由圖4結(jié)果可知，在相同的實(shí)驗(yàn)條件下，注入不同的驅(qū)替流體對(duì)油水相對(duì)滲透率曲線的影響較大，注水時(shí)，巖心中油水兩相滲流區(qū)域非常窄，油相相對(duì)滲透率下降較快，殘余油飽和度較高，最終水相相對(duì)滲透率較低；而注JYZZ 體系時(shí)，油水等滲點(diǎn)明顯右移，兩相滲流區(qū)域明顯變寬，殘余油飽和度降低，最終水相相對(duì)滲透率明顯升高。這是由于JYZZ 體系可以有效改變巖石表面潤(rùn)濕性，使其親水性增強(qiáng)，從而使油水等滲點(diǎn)右移，有利于降低注水時(shí)的毛細(xì)管阻力，起到降壓增注的效果；另外，JYZZ 體系可以有效降低油水界面張力，降低油滴在巖石表面的黏附功，從而使其容易在巖心孔隙中流動(dòng)，提高驅(qū)油效率的同時(shí)，也可以達(dá)到降低注入壓力的效果

3.2.2 降壓增注效果

圖5 和表2 為降壓增注效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果。由圖5 可以看出，在一次水驅(qū)階段，巖心注入壓力先升高后降低，然后逐漸趨于穩(wěn)定，3 塊巖心一次水驅(qū)至30 PV 時(shí)的穩(wěn)定壓力均在5 MPa 以上。注入JYZZ 體系后，巖心注入壓力出現(xiàn)明顯下降，且注入JYZZ 體系的孔隙體積倍數(shù)越大，壓力降低幅度越大。在二次水驅(qū)階段，注入壓力繼續(xù)有所下降，然后逐漸趨于穩(wěn)定，說明JYZZ 體系起到了良好的降壓效果。另外，在二次水驅(qū)至80 PV 左右時(shí)，注入壓力雖然略有增高，但幅度很小，二次水驅(qū)至100 PV 時(shí)，3 塊巖心的注入壓力均在4.5 MPa 以下，說明JYZZ 體系能夠起到良好的長(zhǎng)期降壓效果。

圖5 注入壓力隨注入量變化關(guān)系Fig.5 Relation between injection pressure and injection rate

由表2 可知，注入2 PV 的JYZZ 體系后降壓率可以達(dá)到20%以上，而注入6 PV 的JYZZ 體系后降壓率則可以達(dá)到35%以上，再繼續(xù)增大JYZZ 體系的注入孔隙體積倍數(shù)，降壓率增大幅度不大，因此，在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用過程中，應(yīng)綜合考慮降壓效果和經(jīng)濟(jì)成本，選擇合適的JYZZ 體系注入量。

表2 注入JYZZ體系后巖心降壓效果Table 2 Depressurized effects of cores after injected by JYZZ system

3.2.3 提高采收率效果

表3 為JYZZ 體系提高采收率效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，可以看出，3 塊巖心的一次水驅(qū)采收率都在40%以上，隨著JYZZ 體系注入孔隙體積倍數(shù)的增大，采收率提高幅度逐漸增大，當(dāng)JYZZ 體系注入6 PV 時(shí)，可以使采收率提高5%以上。說明JYZZ體系在降低注入壓力的同時(shí)可以進(jìn)一步提高原油的采收率。

表3 注入JYZZ體系后提高采收率效果Table 3 Effects of the enhanced oil recovery by injecting JYZZ system

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

結(jié)合以上室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果，2017 年10 月在鄂爾多斯盆地M 油田某特低滲透區(qū)塊進(jìn)行了JYZZ降壓增注現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，該區(qū)塊內(nèi)共有注水井6 口，采油井18 口。實(shí)施JYZZ 降壓增注措施前6 口注水井的平均注水油壓在30 MPa 以上，日注水量均達(dá)不到配注要求，欠注現(xiàn)象嚴(yán)重。因此，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，往每口注水井中注入200 m3含JYZZ 體系的注入水，施工完畢后，6 口注水井的平均注水油壓降低至25 MPa 以下，日注水量均達(dá)到或超過配注標(biāo)準(zhǔn)的要求，平均有效期在300 d 以上，在降壓增注有效期結(jié)束后，繼續(xù)往每口井中注入200 m3含JYZZ 體系的注入水，循環(huán)操作，目前累計(jì)增注達(dá)21 000 m3。6 口注水井現(xiàn)場(chǎng)施工措施前后的具體參數(shù)見表4。

表4 JYZZ體系現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果Table 4 Field applied effects of JYZZ system

由表4 可以看出，實(shí)施JYZZ 降壓增注措施后，6 口注水井的注水效果明顯改善，平均油壓由措施前的32.5 MPa 降低至24.1 MPa，平均注水量由措施前的9.3 m3/d 升高至19.8 m3/d。此外，實(shí)施JYZZ 降壓增注措施后，區(qū)塊內(nèi)采油井的日產(chǎn)油量明顯提升，平均日產(chǎn)油量由措施前的3.78 m3提高至7.31 m3，日產(chǎn)油量接近100%，采出液的綜合含水率有所下降，月注采比由措施前的0.52 升高至措施后的1.03，投入產(chǎn)出比達(dá)1∶3.58，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益。這說明JYZZ 體系取得了良好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果，能夠?yàn)橥愑筒刈⑺祲涸鲎⒓夹g(shù)的研究提供一定的借鑒。

5 結(jié) 論

（1）建立了一種適合特低滲透油藏降壓增注的復(fù)合表面活性劑降壓增注體系（JYZZ 體系），具體配方為：1 000 mg/L雙子表面活性劑SG‐12+500 mg/L氟碳表面活性劑FT‐Z+300 mg/L 防膨劑FP‐101。

（2）JYZZ 體系能夠有效提高水相相對(duì)滲透率，增大油水兩相滲流區(qū)域范圍，降低殘余油飽和度，具有良好的降壓增注效果，儲(chǔ)層天然巖心注入6 PV 的JYZZ 降壓增注體系后，可使注水壓力降低35%以上，并能提高原油采收率5%以上。

（3）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，M 油田6 口注水井采用JYZZ 降壓增注措施后，注入壓力明顯降低，注水量明顯提高，且有效期較長(zhǎng)，對(duì)應(yīng)油井產(chǎn)油量提高約100%。