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低渗透油藏增注剂表面活性剂与润湿反转剂性研究

发布时间:2017-12-22 10:05

  摘要:本文探讨了低渗透油藏开发中体现主要特征是五个方面,针对低渗透砂岩油藏早期油井转注或提前注水,近井地带含油高,导致注水压力高的情况,在对大量耐温耐盐表面活性剂性能、配伍性评价基础上,研发了双聚醚表活剂为主剂、混合醇为助剂的胶束表面活性剂增注体系(YBZ-1),及优选出具有近中性的润湿反转剂。


  关键词:低渗透;基本特征;表面活性剂;增注剂体系


  胜利油区低渗透油藏主要分布在透镜状岩性油藏、薄互层油藏、厚层构造油藏、特低渗浊积岩油藏、特低渗透滩坝砂油藏和特低渗砂砾岩油藏,分别以东辛与现河庄油田、滨南与纯化油田、渤南与大芦湖油田、五号桩与牛庄油田、正理庄与小营油田、盐家与利津油田。以近年来先后在纯梁、盐家和利津地区发现以滩坝砂、砂砾岩为主要储集层的典型特低渗透/低渗透油气藏,油藏资源量丰富,现已探明储量规模上亿吨,是胜利油田近几年增储上产的主阵地,但该类油藏因储量品质差、开发难度大。开发中普遍存在产能下降快、注水压力高和解堵效果差的问题,严重影响了储量有效动用。


  1低渗透油藏基本特征


  低渗透油藏开发中体现主要特征在以下五个方面:


  ①储层沉积类型多样。有三角洲或扇三角洲沉积、滑塌浊流沉积滨浅湖相沉积、滩坝砂、碎屑流沉积的砂砾岩体;②油藏埋藏较深,储量丰度较低。埋深在2000~3000m的占35%以上,埋深>3000m的占55%以上,比国内其它油田埋藏更深;③天然裂缝以微、细缝为主,储层压敏性较强;④储层孔喉细小,油水两相共渗区窄;⑤产量递减快,无稳产期。盐22块,弹性开采阶段,年递减35~60%,注水后产量回升,随含水上升,递减率为10~20%。


  2增注剂表面活性剂与润湿反转剂性能评价实验


  针对低渗透砂岩油藏早期油井转注或提前注水,近井地带含油高,导致注水压力高的情况,在对大量耐温耐盐表面活性剂性能、配伍性评价基础上,研发了双聚醚表活剂为主剂、混合醇为助剂的胶束表面活性剂增注体系(YBZ-1),及优选出具有近中性的润湿反转剂。


  2.1表面活性剂增溶油能力评价实验


  用25000mg/L的NaCl溶液配制10%表面活性剂溶液,90℃条件下测定了非离子型、阴离子型、阳离子型、阴离子-非离子型表面活性剂溶液的增溶油能力,实验结果表明,新研制的YB-1增注体系增溶油能力最强,达到9.07%,其余都在5%以下。


  2.2增注体系表界面性能测定


  油水界面张力对注水压力有较大的影响,油水界面张力越低,注水压力也会相应降低。对比测定了YBZ-1增注体系与AES-6及磺酸盐体系的表界面性能,结果见表1。


  可以看出:较之AES-6和磺酸盐体系,YBZ-1增注体系表面性能一般,但在低浓度下具有超低的界面张力值,能显著降低注水压力。


  2.3增注剂体系和润湿反转剂的耐温耐盐性能


  分别用40000mg/L标准盐水和37000mg/L矿化度地层水,配制10%增注剂(YBZ-1)和1%润湿反转剂FZJ-1、2溶液,在130℃密闭容器中平衡24小时,没有发生沉淀分层现象,性能稳定。


  2.4增注剂体系和润湿反转剂的降压性能模拟评价


  2.4.1实脸程序


  ①将洗油处理后砂岩岩心测量计算、并测量70℃下驱替压力P1水渗透率K1;②饱和模拟油计算含油饱和度,老化12小时;③水驱油,记录水驱至压力稳定不出油后压力P2和水相渗透率K2;④替入表面活性剂体系,平衡后续水驱,记录驱替压力P3和水相渗透率K3;⑤替入润湿反转剂,平衡后续水驱,记录驱替压力P4和水相渗透率K4。


  2.4.2表面活性剂增注体系和润湿反转剂的降压效果


  向束缚油下岩心驱替表面活性剂体系中,驱替压力逐步下降,排出液黄褐色并携带油,说明溶解束缚油,随后盐水驱替过程会携带少量油流出,排出液变淡直至无色;在驱替入润湿反转剂时,因粘度高压力会上升,平衡后继续盐水驱替压力明显下降,排出液颜色变化不明显。


  岩心动态模拟实验结果表明,向束缚油下岩心驱替5倍孔隙体积YBZ-1增注体系和3倍孔隙体积FZJ-1润湿反转剂复合处理后,降压增注效果显著,降压幅度在35%以上。


  3结论与建议


  ①胜利油田低渗透特低渗透砂岩油藏类型岩性物性复杂,储层岩石本身滲流特征是影响注水的内因,注入水质不合格是外因。


  ②低渗透油层注水开发过程中,由于残余油饱和度对水的有效渗透率影响严重,储层中残余油的存在是造成低渗透油藏欠注的重要原因。


  作者:孙建


   参考文献: 

 [1]冯岸洲,张建强.低渗透油藏高浓度表面活性剂体系降压增注试验研究.油田化学,2011(3):69-73. 

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