低渗透油藏增注剂表面活性剂与润湿反转剂性研究:表面活性剂的润湿作用

低渗透油藏增注剂表面活性剂与润湿反转剂性研究

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