低滲透油田降壓增注劑室內(nèi)研究

熊生春， 石 玲， 程時(shí)清

（1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊065007；3.重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院，重慶401331）

我國低滲透油藏的探明地質(zhì)儲(chǔ)量約占全部地質(zhì)儲(chǔ)量的1／4，約為50多億噸［1］。這類油田投入開發(fā)后，往往存在注水壓力高的問題，并且注水壓力隨時(shí)間的增加而遞增，從而導(dǎo)致注水效率快速降低，不能正常配注，甚至使得油田的采油速度降低。因此，需針對(duì)低滲透油田的這些特點(diǎn)來研究降壓增注技術(shù)?；钚运鲎⒓夹g(shù)是目前研究比較廣泛的降壓增注技術(shù)［2－7］，該技術(shù)主要是通過表面活性劑以及助劑來降低油水界面張力和改變巖石的潤濕性，從而改變油水的相對(duì)滲透率，進(jìn)而影響注入壓力以及采收率［8－9］；此外，活性水體系在黏土防膨、阻垢、殺菌等方面也具有明顯的效果。通過這些作用可以達(dá)到低滲透油田降壓增注的目的［10－11］。

本文在實(shí)驗(yàn)室條件下對(duì)一種新型活性水體系（降壓增注劑）WH－S進(jìn)行了研究［12］，測定了其CMC值（臨界膠束濃度）、界面張力和潤濕性，并進(jìn)行了降壓增注效果實(shí)驗(yàn)，為這種新型降壓增注劑在低滲透油藏的應(yīng)用進(jìn)行了初步研究。

1 活性水體系WH－S溶液的室內(nèi)評(píng)價(jià)

1.1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

某低滲油田模擬注入水（碳酸氫鈉型，總礦化度為4 915.63mg／L）和脫水脫氣原油（密度為0.845 9g／cm3；黏度為81.52mPa·s；含蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)為19.32%；膠質(zhì)瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為18.51%；酸值為0.2mg（KOH）／g）；降壓增注劑 WH－S；甲基硅油；石英砂人造巖心，其基本數(shù)據(jù)如表1所示。

1.2 臨界膠束濃度測定

用模擬注入水配成質(zhì)量濃度分別為200、400、600、800、1 000、1 200、1 400、1 600、1 800、2 000、2 400、3 000mg／L的 WH－S溶液。把恒溫水浴的溫度調(diào)節(jié)為45℃，用DMPY－2C型表面張力儀測定該溫度下各質(zhì)量濃度溶液的表面張力。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，WH－S溶液的臨界膠束濃度（CMC）約為750 mg／L。這表明其具有較低的臨界膠束濃度，在界面張力實(shí)驗(yàn)中，選取了臨界附近的幾個(gè)臨界膠束濃度點(diǎn)進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。

表1 巖心基本數(shù)據(jù)Table1 The basic data of cores

1.3 界面張力測定實(shí)驗(yàn)

用TEXAS－500型界面張力儀，測定了實(shí)驗(yàn)用脫水脫氣原油與模擬注入水配成的 WH－S溶液之間的界面張力值，實(shí)驗(yàn)溫度定在45℃，結(jié)果見表2。

表2 WH－S溶液與原油之間的界面張力情況Table2 The interfacial tension between WH－S solution and oil

從表2中可以看出，WH－S溶液與原油之間的瞬時(shí)界面張力值和平衡界面張力值均隨著溶液質(zhì)量濃度的降低而呈現(xiàn)降低的趨勢(shì)，這說明在一定質(zhì)量濃度范圍內(nèi)，越低質(zhì)量濃度的WH－S溶液降低界面張力的效果越好。從表2中還可以看出，在質(zhì)量濃度25～750mg／L時(shí)，WH－S溶液與原油的瞬時(shí)界面張力最低值達(dá)到10－3mN／m數(shù)量級(jí)，同時(shí)，平衡界面張力值也比較低，達(dá)到10－1mN／m數(shù)量級(jí)，低質(zhì)量濃度的溶液甚至達(dá)到10－2mN／m數(shù)量級(jí)。這對(duì)增強(qiáng)WH－S溶液對(duì)低滲透油田殘余油的啟動(dòng)是非常有利的。其中，當(dāng) WH－S溶液的質(zhì)量濃度遠(yuǎn)低于臨界膠束濃度（750mg／L）時(shí)，即質(zhì)量濃度為50 mg／L時(shí)，該體系降低界面張力所達(dá)到的效果最好。WH－S溶液的這種特性是源于其特殊結(jié)構(gòu)，WH－S溶液主要是通過共價(jià)鍵將兩個(gè)表面活性劑分子的離子頭基連接在一起，所以能阻止離子頭基同名電荷之間的相互排斥作用，這樣既能使極性基更為緊密的排列，又不會(huì)改變離子頭基的親水特性。所以，在油水界面上，WH－S溶液的極性基在水相的表面能夠緊密的排列在一起，而碳?xì)浞菢O性鏈在油相則為豎直排列的狀態(tài)。就是由于這種特殊結(jié)構(gòu)決定了WH－S溶液在極低的質(zhì)量濃度下可以大幅度的降低油水界面張力。

1.4 潤濕性測定實(shí)驗(yàn)

用甲基硅油處理載玻片，使其潤濕性為親油，可模擬親油地層，然后用DCA－322型動(dòng)態(tài)接觸角分析儀測定各種質(zhì)量濃度的WH－S水溶液浸泡親油載玻片后的動(dòng)態(tài)接觸角，結(jié)果如表3所示。

表3 不同質(zhì)量濃度的WH－S水溶液浸泡親油載波片后的潤濕角Table3 The wetting angle of dear oil carrier film of WH－S water solution of different mass concentrations

由表3可知，WH－S水溶液改變了載玻片的潤濕性，質(zhì)量濃度不同，改變的程度不同。由于蓋玻片表面粗糙等因素引起的潤濕滯后現(xiàn)象，前進(jìn)角與后退角有一定的差別，但前進(jìn)角與后退角的變化規(guī)律具有一致性：浸泡過WH－S水溶液的載玻片的接觸角均小于未被浸泡過的載玻片的接觸角，即將親油的載玻片改為親水，這表明WH－S水溶液能使親油地層轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水地層，具有良好的潤濕性改變能力。但是，潤濕角不是一直隨著質(zhì)量濃度增大而逐漸降低，當(dāng)質(zhì)量濃度增大到250mg／L時(shí)，前進(jìn)角和后退角均降低到最小，以后的潤濕角改變幅度基本保持不變。這可以認(rèn)為是 WH－S水溶液中的表面活性劑分子在載玻片表面的吸附達(dá)到了一定的平衡，使得溶液質(zhì)量濃度即使再增大其潤濕改變效果也不再明顯。

2 降壓增注效果研究

2.1 微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

圖1為 WH－S水溶液微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)截圖。通過微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，觀察到WH－S水溶液進(jìn)入微觀模型后，使孔道的潤濕性轉(zhuǎn)變，WH－S水溶液沿壁面流動(dòng)，使水相沿壁面流動(dòng)增加了水的滲透率，從而使得水更易于在低滲透巖心中滲流。同時(shí)WH－S水溶液易于吸附在巖石表面，這種吸附作用改變了巖石與油膜之間的吸附平衡，使油膜逐漸從巖石表面剝離，油膜脫離壁面后，在孔道中被拉長成油帶或油絲向前運(yùn)移，使油相滲透率上升。同時(shí)，由于 WH－S水溶液降低了油水界面張力，使原油發(fā)生乳化進(jìn)而增加了洗油效率，并且由于乳狀液的形成產(chǎn)生賈敏效應(yīng)提高了波及體積。

圖1 WH－S水溶液微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)截圖Fig.1 The experimental screenshot of WH－S solution microscopic oil displacement

2.2 降壓效果實(shí)驗(yàn)

用模擬注入水配成質(zhì)量濃度分別為100、200、400、500mg／L的 WH－S水溶液并進(jìn)行降壓實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4所示。

表4 WH－S水溶液降壓實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table4 The experimental results of WH－S solution decompression

從表4可以看出，WH－S水溶液驅(qū)結(jié)束時(shí)的壓力梯度均比水驅(qū)結(jié)束時(shí)壓力梯度低，后續(xù)水驅(qū)壓力梯度也均低于第一次水驅(qū)壓力梯度，降低幅度基本達(dá)到20%以上，降壓效果顯著。

3 結(jié)論

（1）室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，WH－S水溶液具有降低界面張力，改變巖石潤濕性的作用，從而有利于油水相對(duì)滲透率的提高。

（2）微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，WH－S水溶液能夠降低油水界面張力，并改變孔道的潤濕性，使親油的孔道表面向親水轉(zhuǎn)化，從而驅(qū)替出孔道中的殘余油。

（3）降壓實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，對(duì)于低滲透油藏，WHS水溶液具有顯著的降壓增注效果。

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