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    低滲透油藏復(fù)合活性劑體系降壓增注技術(shù)研究與應(yīng)用

    2016-09-02 03:21:58李力行
    關(guān)鍵詞:巖心活性劑滲透率

    李力行

    (中石化勝利油田分公司東辛采油廠,山東 東營(yíng) 257094)

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    低滲透油藏復(fù)合活性劑體系降壓增注技術(shù)研究與應(yīng)用

    李力行

    (中石化勝利油田分公司東辛采油廠,山東 東營(yíng) 257094)

    針對(duì)低滲透油藏普遍存在注水壓力高、欠注矛盾突出的問(wèn)題,結(jié)合永1區(qū)塊低滲透儲(chǔ)層物性條件,開(kāi)展了復(fù)合增注體系配方優(yōu)化研究。通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)研究和物模試驗(yàn)評(píng)價(jià),確定了復(fù)合活性劑體系最佳使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.0%~5.0%,處理半徑為3~4m,反應(yīng)時(shí)間48h;在配套技術(shù)上,優(yōu)化了復(fù)合降壓增注施工工藝。通過(guò)在永1區(qū)塊成功開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),表明應(yīng)用復(fù)合增注技術(shù)可以有效解決低滲透油藏欠注問(wèn)題,也為同類(lèi)型油藏儲(chǔ)層改造提供了成功經(jīng)驗(yàn)。

    低滲透油藏;復(fù)合降壓增注;作用機(jī)理;工藝優(yōu)化

    永1區(qū)塊屬低滲透儲(chǔ)層,物性較差,滲透率低,孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜,自然產(chǎn)能低。傳統(tǒng)的酸化壓裂措施有效期短,同時(shí)使顆粒運(yùn)移更加明顯,對(duì)地層傷害比較大[1,2]。應(yīng)用表面活性劑可以顯著降低低滲透油藏的注入壓力,增加注水量,改善油藏驅(qū)替效果,提高原油采收率。

    1 表面活性劑降壓增注的理論依據(jù)

    表面活性劑降壓增注的理論依據(jù),可由注入壓力的理論公式分析如下:

    (1)

    Kw=K·Krw

    (2)

    式中:Δp為壓力梯度,MPa/m;Q為流量,m3/s;μ為流體黏度,mPa·s;h為油層厚度,m;Rr為供液半徑,m;rw為井筒半徑,m;K為地層絕對(duì)滲透率,mD;Kw為地層對(duì)注入水的有效滲透率,mD;Krw為地層對(duì)注入水的相對(duì)滲透率,1。

    分析可知,如其他參數(shù)不變,注入壓力與水的有效滲透率Kw成反比。因此,通過(guò)提高地層對(duì)注入水的有效滲透率,就可以降低注入壓差。另外,如果使界面張力下降,油、水相對(duì)滲透率都將會(huì)上升;如果使巖石弱親水,則地層對(duì)注入水的有效滲透率值更高,此時(shí)對(duì)降低注入壓力更為有利。

    2 表面活性劑降壓增注作用機(jī)理

    低滲透油藏復(fù)合降壓增注主要是利用表面活性劑對(duì)油水界面的作用和影響,實(shí)現(xiàn)提高地層中油水相的滲透率,降低注入壓力,提高原油采收率[3~8]。其作用機(jī)理主要有以下幾個(gè)方面。

    1)降低油水界面張力洗油效率的提高隨毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)的增加而增加,而界面張力越小,毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)越大,殘余油飽和度越小,驅(qū)油效率就越高。在注水開(kāi)發(fā)后期,通過(guò)降低油水界面張力,可使毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)有2~3個(gè)數(shù)量級(jí)的變化。可見(jiàn)通過(guò)表面活性劑降低油水界面張力,可大大降低地層的毛細(xì)管作用,降低剝離原油所需的黏附功,從而提高了洗油效率。

    2)降低殘余油飽和度表面活性劑體系具有較強(qiáng)的原油乳化作用,通過(guò)改善油水兩相的流度比提高波及系數(shù)。同時(shí),也降低了毛細(xì)管阻力和滲流阻力,減小了油滴通過(guò)較小的巖石孔道或孔喉時(shí)的賈敏效應(yīng),從而降低啟動(dòng)壓力。

    3)降低邊界層厚度表面活性劑分子通過(guò)吸附在低滲儲(chǔ)層的邊界層流體表面,可以使邊界層流體的剝落功減小,此時(shí)邊界層厚度減小,巖心可流動(dòng)孔喉變大,從而減小流體在地層中的流動(dòng)阻力,提高油水相的滲流能力。

    4)改變巖石表面的潤(rùn)濕性驅(qū)油效率與巖石的潤(rùn)濕性密切相關(guān)。由于砂巖地層一般為親水性,因此親油性表面活性劑的驅(qū)油效率差,而親水性表面活性劑的驅(qū)油效率較好。在驅(qū)油過(guò)程中,利用親水性表面活性劑可以增加原油與巖石界面的接觸角,從而進(jìn)一步使巖石表面的親油性親水性發(fā)生反轉(zhuǎn),減少剝離巖石表面油滴的黏附功。

    3 復(fù)合活性劑體系及性能評(píng)價(jià)

    3.1復(fù)合活性劑體系組成

    活性劑體系主劑為陰陽(yáng)兩性離子型C20氨基化合物類(lèi)表面活性劑,分子式為R3-C20(O)-N(R1)(R2),另外兩種表面活性劑分別是乳化劑OP和增溶劑,乳化劑是烷基酚和環(huán)氧乙烷縮合物,分子式為RO(C2H40)nH,增溶劑是醇醚類(lèi)化合物,屬非離子型表面活性劑。根據(jù)單劑的不同性能,調(diào)整主劑、乳化劑和增溶劑配比為7∶9∶12,三者總體積分?jǐn)?shù)為28.0%,然后與溶劑油(占72%)復(fù)配。

    表1 增注劑在不同溫度條件下的洗油效率

    表2 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的復(fù)合活性劑與原油間的界面張力

    3.2復(fù)合活性劑體系性能評(píng)價(jià)

    3.2.1復(fù)合活性劑洗油能力評(píng)價(jià)

    永1區(qū)塊原油為油樣,石英砂為試驗(yàn)砂樣,按油砂比1∶10把油和砂混合為油砂,在60℃條件下恒溫密封老化7d以上。用永1區(qū)塊注入水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增注劑溶液,天平稱(chēng)取一定量的老化油砂放入增注劑溶液中,分別在常溫、40、60℃溫度條件下,靜態(tài)浸泡,測(cè)定洗油能力,試驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果如表1所示,不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增注劑在常溫下有較好的洗油能力,隨著溫度的升高,洗油效率大幅度提高,質(zhì)量分?jǐn)?shù)5.0%的增注劑在60℃條件下洗油效率可達(dá)到96%以上。

    3.2.2復(fù)合活性劑對(duì)油水界面性質(zhì)的影響

    永1區(qū)塊注入水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)復(fù)合活性劑溶液,加入原油樣品,用界面張力儀測(cè)定其界面張力,試驗(yàn)結(jié)果如表2所示,當(dāng)復(fù)合活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于2.0%時(shí),油水界面張力達(dá)10-1mN/m數(shù)量級(jí)。

    3.2.3復(fù)合活性劑改變儲(chǔ)層巖石表面潤(rùn)濕性性能評(píng)價(jià)

    將同一塊天然巖心切割為4塊天然巖心片,磨光,其中3塊天然巖心片分別放入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的復(fù)合活性劑溶液中浸泡48h,另1塊不浸泡。用潤(rùn)濕角測(cè)量?jī)x測(cè)定處理后天然巖心片潤(rùn)濕角,對(duì)測(cè)定結(jié)果進(jìn)行分析對(duì)比(圖1)??梢钥闯?,復(fù)合活性劑能使巖心的潤(rùn)濕性由強(qiáng)水濕變?yōu)槿跛疂瘢f(shuō)明具有改變潤(rùn)濕性的能力。

    圖1 潤(rùn)濕角測(cè)定結(jié)果

    3.2.4復(fù)合活性劑對(duì)相對(duì)滲透率的影響

    圖2 復(fù)合活性劑對(duì)相對(duì)滲透率的影響

    選取永1區(qū)塊天然巖心,利用非穩(wěn)態(tài)法分別測(cè)定油、注入水相對(duì)滲透率,油、復(fù)合活性劑溶液相對(duì)滲透率,研究分析油、注入水兩相相對(duì)滲透率的變化特征。以復(fù)合活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.0%試驗(yàn)為例(圖2),從試驗(yàn)結(jié)果可以看出,與水驅(qū)相滲曲線相比,復(fù)合活性劑體系驅(qū)相滲曲線發(fā)生了變化:①束縛水飽和度點(diǎn)左移,且等滲點(diǎn)左移,巖心表面親水性減弱,親油性增強(qiáng);②當(dāng)巖石親水程度減弱時(shí),水的相對(duì)滲透率增加,油的相對(duì)滲透率減??;③在高含水期,水相滲透率增加明顯,曲線出現(xiàn)上翹,水相滲透率顯著提高,水相流動(dòng)得以改善;④復(fù)合活性劑濃度提高,潤(rùn)濕性改變能力增強(qiáng)。

    3.2.5物模流動(dòng)試驗(yàn)評(píng)價(jià)

    選取永1區(qū)塊天然巖心,巖心尺寸為?2.51cm×5.46cm,孔隙體積為3.77cm3,孔隙度為13.96%,氣測(cè)滲透率為26.37mD。物模流動(dòng)試驗(yàn)過(guò)程:先將巖心洗油烘干,抽空飽和注入水(計(jì)算孔隙體積);然后用油驅(qū)替水,建立束縛水(流速0.5mL/min);再用注入水驅(qū)替油,建立殘余油后,繼續(xù)注入水驅(qū)替至壓力穩(wěn)定(流速1.2mL/min)(記錄壓力、測(cè)水相滲透率);最后注入8倍孔隙體積復(fù)合活性劑(60℃下保壓48h),用注入水正向驅(qū)替巖心至壓力穩(wěn)定(流速1.2mL/min)(記錄壓力、測(cè)水相滲透率)。

    以復(fù)合活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.0%的試驗(yàn)為例,試驗(yàn)結(jié)果如圖3所示,復(fù)合活性劑驅(qū)替前后對(duì)比,水相滲透率提高49.4%,相同注入排量下注入壓力下降27.7%。水驅(qū)注入60PV后,出現(xiàn)壓力上升,滲透率下降,水驅(qū)注入90PV后,驅(qū)替壓力和滲透率仍明顯好于復(fù)合活性劑處理前,說(shuō)明復(fù)合活性劑抗沖刷能力較強(qiáng)。

    圖3 驅(qū)替試驗(yàn)曲線

    4 施工工藝優(yōu)化研究

    圖4 復(fù)合活性劑不同停留時(shí)間巖心滲透率的變化

    圖5 不同滲透率儲(chǔ)層壓損曲線

    圖6 不同巖心增注劑處理前后滲透率對(duì)比

    4.1關(guān)井反應(yīng)時(shí)間的優(yōu)化

    通過(guò)評(píng)價(jià)復(fù)合活性劑體系停留時(shí)間對(duì)滲透率的影響,確定合理關(guān)井時(shí)間。試驗(yàn)結(jié)果如圖4所示,復(fù)合活性劑與巖石表面接觸時(shí)間達(dá)到48h后對(duì)改善巖心滲透率的作用已不再明顯。因此確定現(xiàn)場(chǎng)施工關(guān)井反應(yīng)時(shí)間為48h。

    4.2增注處理半徑的優(yōu)化

    永1區(qū)塊不同滲透率儲(chǔ)層,在10m3/(d·m)的注水強(qiáng)度下,所需注水壓力在半徑方向上的分布曲線如圖5所示,增注處理半徑在3m以?xún)?nèi)是壓降敏感區(qū),也是改造效果最明顯區(qū)域,因此可將增注處理半徑確定為3~4m。

    4.3配套施工工藝的優(yōu)化

    3塊不同巖心分別進(jìn)行滲透率測(cè)定試驗(yàn)。試驗(yàn)1為巖心直接注入增注劑;試驗(yàn)2為先注入污水污染巖心,再注入增注劑;試驗(yàn)3為先注入污水污染巖心,再酸預(yù)處理,最后注入增注劑。通過(guò)對(duì)比滲透率值(圖6),表明預(yù)處理技術(shù)對(duì)增注劑增注效果有較大的影響。根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果,確定了采用油層預(yù)處理與降壓增注技術(shù)復(fù)合配套的施工模式,在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中優(yōu)選復(fù)合酸體系作為油層預(yù)處理配套技術(shù)。

    5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

    永1區(qū)塊沙四段礫巖體位于永安油田東北部,含油層位為四段,地質(zhì)儲(chǔ)量1782×104t,埋深1950~3020m,巖石成分以礫巖、礫狀及含礫不等粒砂巖為主,砂巖及粉砂巖普遍含泥質(zhì)在10%以上,平均孔隙度11.4%,平均空氣滲透率10mD,地層溫度為97℃。永1區(qū)塊開(kāi)油井18口,日產(chǎn)油61t,綜合含水率47.9%,采出程度4.8%,采油速度0.15%。開(kāi)水井6口,日配注240m3,日實(shí)注47m3,月注采比只有0.40,地層總壓降14MPa。截至2015年底,實(shí)施復(fù)合活性劑降壓增注工藝6口井,有效5口井,有效率83.3%,日增水163m3,增水幅度380%,累計(jì)增水63730m3,平均有效時(shí)間313d,與實(shí)施前對(duì)比,月注采比由0.40上升至1.08,日產(chǎn)油增加60t,綜合含水率下降4.1%,投入產(chǎn)出比達(dá)1∶3.75?,F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明,復(fù)合活性劑體系增注技術(shù)在永1低滲透油藏取得了良好的降壓增注效果。

    6 結(jié)論

    1)研究了復(fù)合活性劑體系并進(jìn)行了試驗(yàn)評(píng)價(jià)。復(fù)合活性劑洗油效率達(dá)96%以上;質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于2.0%時(shí),油水界面張力達(dá)10-1mN/m數(shù)量級(jí);質(zhì)量分?jǐn)?shù)在3%~5%時(shí)可將試驗(yàn)區(qū)塊強(qiáng)水濕巖石表面轉(zhuǎn)變?yōu)槿跛疂?;質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%時(shí),可提高水相滲透率49.4%。

    2)優(yōu)化了復(fù)合活性劑注入工藝。確定增注處理半徑為3~4m,反應(yīng)時(shí)間48h,優(yōu)選了油層預(yù)處理與降壓增注技術(shù)復(fù)合配套的施工模式,確定復(fù)合酸體系作為油層預(yù)處理配套技術(shù)。

    3)低滲透油藏復(fù)合活性劑體系降壓增注技術(shù)在永1區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)成功應(yīng)用,為同類(lèi)型油藏儲(chǔ)層改造提供了成功經(jīng)驗(yàn),具有重要的借鑒作用和意義。

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    [編輯]帥群

    2016-01-19

    中國(guó)石油化工股份有限公司提高采收率先導(dǎo)性試驗(yàn)投資計(jì)劃項(xiàng)目(SLZB-PYKF[2012]0407)。

    李力行(1981-),男,碩士,工程師,現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)工作,lilixing.slyt@sinopec.com。

    TE357.462

    A

    1673-1409(2016)14-0070-05

    [引著格式]李力行.低滲透油藏復(fù)合活性劑體系降壓增注技術(shù)研究與應(yīng)用[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2016,13(14):70~74.

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