表面活性剂降压增注机理及其在镇北油田的应用

2013-05-16蒋官澄郭海涛

特种油气藏 2013年2期

张朔，蒋官澄，郭海涛，王欢，王乐

(1.石油工程教育部重点实验室中国石油大学，北京 102249;2.中油大港油田分公司，天津 300200;3.中油西南油气田分公司，四川遂宁 629000)

引言

镇北油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部，物源主要来自西南方向。该区构造背景为陕甘宁盆地西倾斜坡褶皱带;主要开发层系为三叠系的延长组长3段和长8段。镇北长3储层气测渗透率为0.21×10－3～27.40 ×10－3μm2，平均为5.37 ×10－3μm2;气测孔隙度为 10.00% ～18.19%，平均为14.1%。镇北长8储层气测渗透率为0.10×10－3～7.35 ×10－3μm2，平均为 0.62 ×10－3μm2;气测孔隙度为7.00% ～15.69%，平均为11.29%。长8储层岩心驱替的门槛压力为0.461 1～2.970 4 MPa，平均为0.772 2 MPa，孔喉中值为0.017 1～0.415 6 μm，平均为 0.238 9 μm。以上数据表明，镇北油田储层具有低孔、低渗或特低渗的特征，部分井注水压力由17 MPa上升至25 MPa以上，个别井欠注量达10 m3/d以上，严重影响了镇北油田的开发。注水压力直接影响到注水井的注水效率，而且注水压力高会增大注水设备负荷，增加注水耗能，导致注水井长期欠注，从而严重影响油田的经济效益［1－2］。低渗储层普遍存在着易堵塞、水锁损害、水化膨胀等损害，导致吸水能力低、压力传导慢、启动压力梯度高等问题［3－4］。常用的表面活性剂通过降低表面张力、界面张力、孔隙毛管压力来达到降压增注的目的［5－8］，但镇北油田储层除低孔、低渗特征外，还存在着岩石非均质性严重、岩石润湿性复杂等特点。为此，研发了新型表面活性剂FCS－08。

1 仪器及材料

1.1 实验仪器

扫描电子显微镜(SEM):S－4800;接触角仪(CA):SL200B型接触角测定仪;傅立叶转换红外光谱仪:Avatar 370;电热恒温水浴锅:DK－SII型;剪切乳化搅拌机:JRJ－300;电动搅拌器:RW20 DZM;驱替实验装置等。

1.2 制备方法

首先将乳化剂、NaHCO3和水在四颈烧瓶中混合，高速搅拌后，将含氟单体和乳化剂的混合物缓慢滴加到上述混合液中，通入氮气保护，电热恒温水浴锅加热，并快速搅拌预乳化。最后加入NaHCO3调节pH值至中性，冷却停止搅拌，将乳液过滤倒出，即可得到氟碳表面活性剂FCS－08。

1.3 实验材料

实验材料主要包括:镇北油田模拟注入水，矿化度为6 729 mg/L;氟碳表面活性剂FCS－08(实验室合成);长8油层原油，密度为0.854 8 g/cm3，黏度为7.03 mPa·s，沥青质含量为1.9%;天然岩心取自江86－5井，井深为 2 853.2 m;ABSN，Span－60，Tween－40，石英砂人造岩心等。

2 实验结果与讨论

2.1 润湿反转性

(1)接触角。FCS－08具有较强的润湿反转性。用浓度为2%的FCS－08处理，并采用接触角测定仪分别测量处理前后岩心表面的油田污水与原油的接触角。对比处理前后接触角，结果显示，处理后亲水岩石表面的接触角从4.2°增加至82.5°，说明较低浓度的FCS－08表面活性剂能够将亲水岩石表面反转为中性润湿，此时有利于提高采收率［9－10］。当储层岩石为油湿时，处理前原油在岩石表面接触角为27.8°，处理后接触角为95.5°。由此可见，FCS－08能够将亲水或亲油岩石表面润湿性反转为中性润湿，较高浓度的FCS－08甚至能将亲油岩石表面反转为亲水性。油和水在岩石表面的接触角都有不同程度的增加，降低了原油与岩石表面的粘附能，同时有利于降低了毛管压力和注水压力，通过改变润湿性FCS－08能够有效增加原油的流动能力。

图1 FCS－08的红外光谱图

(2)电镜扫描和能谱分析。图1为FCS－08的红外光谱图。从图1中可以看出，在1 741 cm－1处出现羰基C=O的吸收峰，但1 642、813 cm－1附近的C=C伸缩振动峰消失，说明单体己发生了聚合反应;3 445 cm－1处为羧基的特征吸收峰，2 972 cm－1处为典型的－CH3的吸收峰，在1 456、1 387 cm－1出现－OCH3基团 C－H弯曲振动吸收峰，说明各单体之间发生了共聚反应。1 245、1 210、1 150 cm－1处为 C－F键伸缩振动峰，705、657 cm－1为－CF2的振动吸收峰，说明样品中存在含氟基团。

表1 岩心表面EDX分析结果

表1为岩心表面处理前后能谱(EDX)分析结果，图2为岩心表面的电镜扫描(SEM)照片。其中a为天然岩心表面电镜扫描图片，可以看出，岩石表面较为粗糙，颗粒较大，含有一定的F原子，原子数百分比为5.87%;b为经过FCS－08处理过的岩心表面电镜扫描图片，对比可以发现，岩石表面颗粒较为细小，且F原子含量有较大幅度的增加，原子数百分比达到了54.79%。通过以上分析表明，含氟烷基已经结合在岩心表面，表现为岩石表面F原子数量有了较大幅度的增加。由于氟烷基具有低表面能特性，因而岩石表面具有一定的疏油性，从而有利于水驱的进行。

图2 岩心表面SEM照片

2.2 表面张力和界面张力

降压增注剂/原油界面张力越低，油层孔隙中的残余油滴越容易被驱动，注水压力就越低。当FCS－08溶液/原油界面张力达到较低时，能使残余油乳化启动，这样孔道壁上的油膜稳定性就会受到破坏，且FCS－08在孔道壁上的吸附改变其表面润湿性，被启动的原油将不易再次被粘附。

FCS－08溶液的质量浓度在600 mg/L左右时其溶液表面张力达到最小值18.26 mN/m，此时FCS－08溶液与原油之间的界面张力仅为0.114 mN/m。与油田常用表面活性剂相比:ABSN溶液的质量浓度在800 mg/L左右时表面张力达到最小值35.3 mN/m，此时与原油之间的界面张力为0.365 mN/m;Span－60溶液的质量浓度在800 mg/L左右时表面张力达到最小值27.6 mN/m，此时与原油之间的界面张力为0.231 mN/m;Tween－40溶液的质量浓度在900 mg/L左右时表面张力达到最小值23.7 mN/m，此时与原油之间的界面张力为0.295 mN/m。可见，与同类产品相比，FCS－08溶液在较低浓度时就能达到低表面张力和低油/水界面张力的效果，能够满足注水开发中降压增注效果的需要。

2.3 渗吸采收率

采用浓度为2%的FCS－08溶液和模拟地层水分别进行渗吸实验，其渗吸采收率明显大于模拟地层水的渗吸采收率。采收率的差异主要发生在实验3 h以后，因为表面活性剂的吸附需要一段时间。渗吸60 h之后采收率从9.3%上升到27.1%，提升了17.8个百分点，能够显著提高采收率。

2.4 相对渗透率

图3 相对渗透率曲线

分别测量天然岩心和FCS－08进行润湿反转后的岩心相对渗透率曲线，其油/水相对渗透率曲线见图3。其中，Krw和Kro为水驱水相和油相相对渗透率，Krsw和Krso为FCS－08溶液(2%)驱水相和油相相对渗透率。从图3中可以看出，未加入FCS－08时，束缚水饱和度在35%左右，残余油饱和度在39%左右，等渗点饱和度为54.6%，油水两相共渗区范围较窄;使用FCS－08驱替，束缚水饱和度降低到33%左右，残余油饱和度降低到25%附近，而且等渗点水饱和度上升到57.1%。FCS－08表面活性剂使相对渗透率曲线中可动油饱和度明显增加，油水两相共渗区范围明显扩大。等渗点发生右移证实了使用FCS－08溶液驱替后，油层岩石表面润湿性得到了明显的变化，提高了水相渗透率，改善了岩心吸水能力。

2.5 降压模拟实验

用不同浓度的FCS－08溶液进行降压模拟实验，初始注水压力为5.5 MPa，分别测得在水驱稳定状态下的注水压力下降情况，实验结果见图4。从图4中可以看到，随着浓度从0.50%上升至2.50%，注水压力在浓度为2.00%时达到较低值，在注入7倍孔隙体系时注水压力下降了38.75%，然后略有下降。当浓度超过2.00%，水驱达到稳定状态时，注水压力降低程度幅度很小，因此推荐实际应用中推荐 FCS－08的最佳使用浓度为2.00%。

图4 压降率随注入体积的变化情况

3 现场试验

从2010年10月至2012年5月，先后在镇北油田刘74－4、江86－5和镇298－307井进行了现场试验。刘74－4井注水压力下降3.6 MPa，日注水量提高7 m3/d，且有效天数达到60 d以上，效果远大于曾经实施的多氢酸酸化措施(有效期不足1个月);江86－5施工前欠注严重，有时水无法注入，施工后能够满足日配注12 m3/d的要求;镇298－307井注水压力由试验前的20.6 MPa降至14.0 MPa，压力降低32.03%，视吸水指数由试验前的0.71 m3/(MPa·d)升至 1.327 m3/(MPa·d)，视吸水指数升高了86.90%。现场试验证明，该项新技术能够达到较好的降压增注效果，很好地补充了地层能量，为提高镇北油田低渗、特低渗油藏注水开发效率提供了可靠的技术保障。