低渗透油田降压增注剂室内研究

熊生春， 石 玲， 程时清

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；3.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆401331）

我国低渗透油藏的探明地质储量约占全部地质储量的1／4，约为50多亿吨［1］。这类油田投入开发后，往往存在注水压力高的问题，并且注水压力随时间的增加而递增，从而导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，需针对低渗透油田的这些特点来研究降压增注技术。活性水增注技术是目前研究比较广泛的降压增注技术［2－7］，该技术主要是通过表面活性剂以及助剂来降低油水界面张力和改变岩石的润湿性，从而改变油水的相对渗透率，进而影响注入压力以及采收率［8－9］；此外，活性水体系在黏土防膨、阻垢、杀菌等方面也具有明显的效果。通过这些作用可以达到低渗透油田降压增注的目的［10－11］。

本文在实验室条件下对一种新型活性水体系（降压增注剂）WH－S进行了研究［12］，测定了其CMC值（临界胶束浓度）、界面张力和润湿性，并进行了降压增注效果实验，为这种新型降压增注剂在低渗透油藏的应用进行了初步研究。

1 活性水体系WH－S溶液的室内评价

1.1 实验准备

某低渗油田模拟注入水（碳酸氢钠型，总矿化度为4 915.63mg／L）和脱水脱气原油（密度为0.845 9g／cm3；黏度为81.52mPa·s；含蜡质量分数为19.32%；胶质沥青质质量分数为18.51%；酸值为0.2mg（KOH）／g）；降压增注剂 WH－S；甲基硅油；石英砂人造岩心，其基本数据如表1所示。

1.2 临界胶束浓度测定

用模拟注入水配成质量浓度分别为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。把恒温水浴的温度调节为45℃，用DMPY－2C型表面张力仪测定该温度下各质量浓度溶液的表面张力。实验结果表明，WH－S溶液的临界胶束浓度（CMC）约为750 mg／L。这表明其具有较低的临界胶束浓度，在界面张力实验中，选取了临界附近的几个临界胶束浓度点进行实验。

表1 岩心基本数据Table1 The basic data of cores

1.3 界面张力测定实验

用TEXAS－500型界面张力仪，测定了实验用脱水脱气原油与模拟注入水配成的 WH－S溶液之间的界面张力值，实验温度定在45℃，结果见表2。

表2 WH－S溶液与原油之间的界面张力情况Table2 The interfacial tension between WH－S solution and oil

从表2中可以看出，WH－S溶液与原油之间的瞬时界面张力值和平衡界面张力值均随着溶液质量浓度的降低而呈现降低的趋势，这说明在一定质量浓度范围内，越低质量浓度的WH－S溶液降低界面张力的效果越好。从表2中还可以看出，在质量浓度25～750mg／L时，WH－S溶液与原油的瞬时界面张力最低值达到10－3mN／m数量级，同时，平衡界面张力值也比较低，达到10－1mN／m数量级，低质量浓度的溶液甚至达到10－2mN／m数量级。这对增强WH－S溶液对低渗透油田残余油的启动是非常有利的。其中，当 WH－S溶液的质量浓度远低于临界胶束浓度（750mg／L）时，即质量浓度为50 mg／L时，该体系降低界面张力所达到的效果最好。WH－S溶液的这种特性是源于其特殊结构，WH－S溶液主要是通过共价键将两个表面活性剂分子的离子头基连接在一起，所以能阻止离子头基同名电荷之间的相互排斥作用，这样既能使极性基更为紧密的排列，又不会改变离子头基的亲水特性。所以，在油水界面上，WH－S溶液的极性基在水相的表面能够紧密的排列在一起，而碳氢非极性链在油相则为竖直排列的状态。就是由于这种特殊结构决定了WH－S溶液在极低的质量浓度下可以大幅度的降低油水界面张力。

1.4 润湿性测定实验

用甲基硅油处理载玻片，使其润湿性为亲油，可模拟亲油地层，然后用DCA－322型动态接触角分析仪测定各种质量浓度的WH－S水溶液浸泡亲油载玻片后的动态接触角，结果如表3所示。

表3 不同质量浓度的WH－S水溶液浸泡亲油载波片后的润湿角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水溶液改变了载玻片的润湿性，质量浓度不同，改变的程度不同。由于盖玻片表面粗糙等因素引起的润湿滞后现象，前进角与后退角有一定的差别，但前进角与后退角的变化规律具有一致性：浸泡过WH－S水溶液的载玻片的接触角均小于未被浸泡过的载玻片的接触角，即将亲油的载玻片改为亲水，这表明WH－S水溶液能使亲油地层转变为亲水地层，具有良好的润湿性改变能力。但是，润湿角不是一直随着质量浓度增大而逐渐降低，当质量浓度增大到250mg／L时，前进角和后退角均降低到最小，以后的润湿角改变幅度基本保持不变。这可以认为是 WH－S水溶液中的表面活性剂分子在载玻片表面的吸附达到了一定的平衡，使得溶液质量浓度即使再增大其润湿改变效果也不再明显。

2 降压增注效果研究

2.1 微观驱油实验

图1为 WH－S水溶液微观驱油实验截图。通过微观驱油实验，观察到WH－S水溶液进入微观模型后，使孔道的润湿性转变，WH－S水溶液沿壁面流动，使水相沿壁面流动增加了水的渗透率，从而使得水更易于在低渗透岩心中渗流。同时WH－S水溶液易于吸附在岩石表面，这种吸附作用改变了岩石与油膜之间的吸附平衡，使油膜逐渐从岩石表面剥离，油膜脱离壁面后，在孔道中被拉长成油带或油丝向前运移，使油相渗透率上升。同时，由于 WH－S水溶液降低了油水界面张力，使原油发生乳化进而增加了洗油效率，并且由于乳状液的形成产生贾敏效应提高了波及体积。

图1 WH－S水溶液微观驱油实验截图Fig.1 The experimental screenshot of WH－S solution microscopic oil displacement

2.2 降压效果实验

用模拟注入水配成质量浓度分别为100、200、400、500mg／L的 WH－S水溶液并进行降压实验。实验结果如表4所示。

表4 WH－S水溶液降压实验结果Table4 The experimental results of WH－S solution decompression

从表4可以看出，WH－S水溶液驱结束时的压力梯度均比水驱结束时压力梯度低，后续水驱压力梯度也均低于第一次水驱压力梯度，降低幅度基本达到20%以上，降压效果显著。

3 结论

（1）室内评价实验结果表明，WH－S水溶液具有降低界面张力，改变岩石润湿性的作用，从而有利于油水相对渗透率的提高。

（2）微观驱油实验结果表明，WH－S水溶液能够降低油水界面张力，并改变孔道的润湿性，使亲油的孔道表面向亲水转化，从而驱替出孔道中的残余油。

（3）降压实验结果表明，对于低渗透油藏，WHS水溶液具有显著的降压增注效果。

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