五里湾长6油藏 “可动凝胶＋表面活性剂”技术研究及应用

2014-11-22慕立俊刘笑春中石油长庆油田分公司油气工艺研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室陕西西安710018

石油天然气学报 2014年1期

慕立俊，刘笑春（中石油长庆油田分公司油气工艺研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

何玉文，何磊，韩涛，任礼（中石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 751506）

所谓 “可动凝胶＋表面活性剂”提高采收率技术，就是调剖技术（二次采油）与化学驱技术（三次采油）相结合，发挥调剖技术扩大波及效率和化学驱技术提高驱油效率的协同作用，大幅度提高水驱油田的采收率［1～5］。

靖安油田五里湾长6油藏渗透率主要分布在0.2～2mD，平均渗透率为1.81mD，属于特低渗油藏。油层原油黏度为1.95mPa·s，地层水矿化度为5×104mg／L左右［6］，油层温度54.7℃，润湿性中到弱亲水。该区块经过10多年的注水开发，水驱优势通道已经形成，平面、纵向非均质性严重；由于投产时都进行了压裂改造，人工裂缝仍然是窜流的主要通道。因此，水驱开发表现出水驱效率低，油田产量递减速度快，主向井水淹严重，侧向井驱替效果不太理想的状况。为了解决以上问题，近些年来陕北油田开展了一些提高采收率技术研究，取得了一定的增油降水效果，同时也发现存在 “堵不住、有效期短、堵后无法注水、洗油效率低、侧向油井见效差”等问题。

根据以上情况分析，针对复杂的平面、纵向非均质性，主要是对天然裂缝、人工裂缝、高渗透层等注水优势通道的封堵，首先使用组合调剖技术，多功能调剖剂与多井调剖相结合，封堵复杂的注水窜流通道；然后根据低渗透油藏的物性，筛选相适应的化学驱油体系，既能解决注入问题，又能大幅度提高采收率。

从油田的长期发展和规模效益出发，应用以化学驱为主的驱油技术，以大幅度提高采收率为目的，形成适应低渗透裂缝型油藏的 “可动凝胶＋表面活性剂”提高采收率技术。

1 可动凝胶及表面活性剂室内试验

靖安油田 “可动凝胶＋表面活性剂”试验区块具有平面、纵向非均质性强，有大量的天然裂缝、人工裂缝、高渗透层等注水优势通道，油藏中Ca2＋、Mg2＋质量浓度高，处于中含水期等特点，研究和选择适合于油藏特征的堵剂体系与驱油剂体系。

1.1 可动凝胶体系

可动凝胶体系应能使堵剂进入地层的深部，起到充分调剖的目的。可动凝胶体系为：2000～3500mg／L两性离子聚合物＋2000～3500mg／L交联剂A＋2000～3500mg／L促进剂B。

1.2 表面活性剂体系

通过有机化学反应制备得到兼具双子和两性结构的表面活性剂，并辅以其他一些非离子表面活性剂，得到具有超低界面张力，良好耐盐性、乳化能力、耐温性等优势的驱油剂。

1.2.1 表面活性剂结构成分

新型表面活性剂CBSG－1的主要结构成分包括疏水基团、叔胺基团和磺酸基团。疏水基团为C16～C18的长链烷基，使表面活性剂分子与油的疏水碳链结构极为相似，表面活性剂分子亲油性更强，使得两者有较好的相似相容性，这可以保证表面活性剂与原油具有较好的黏附力。在矿化水中，叔胺基团与表面活性剂中—OH，与原油中的—COOH、—OH等形成强分子间作用力，使表面活性剂吸附于油滴表面不易脱落，起到对原油的乳化稳定作用。磺酸基团具有极强的耐盐和润湿洗涤效果，亦使得体系与水具有强亲和力。新型表面活性剂CBSG－1属于两性表面活性剂，适用范围广，具备较好的驱油效果。

1.2.2 表面活性剂性能评价

试验用水为模拟地层水（水质分析见表1），煤油，CBSG－1表面活性剂，长6油藏岩心。

表1 模拟地层水性能参数

1）质量浓度对界面张力影响从图1可以看出，表面活性剂质量浓度在2000～5000mg／L范围内界面张力均能达到10－3mN／m超低值。

2）耐温性评价从图2可以看出，3000mg／L CBSG－1表面活性剂在40、60、70、80℃条件下，油水界面张力均能达到10－3mN／m超低值，可以满足油藏温度条件。

图1 不同质量浓度CBSG－1表面活性剂油水界面张力测试图

图2 温度对界面张力的影响

3）耐盐性评价从图3可以看出，5000mg／L CBSG－1表面活性剂在矿化度为50000mg／L溶液中体现出较好的稳定性，没有析出物，不影响其降低油水两相的界面张力及其对油的乳化能力。

4）抗吸附性评价从图4可以看出，恒温吸附5d后，3000、5000mg／L CBSG－1表面活性剂溶液与模拟油的界面张力仍能保持在10－3mN／m超低值，说明CBSG－1表面活性剂的抗吸附性能良好。

图3 在不同矿化度下油水界面张力值

图4 模拟油吸附后油水界面张力测试图

2 现场试验

柳X注水井组位于五里湾一区北部，该井组自1997年投入开发，整体上平面矛盾相对较小，但经过十余年的注水开发，已处于中含水期。各方向油井均已呈不同程度见水；井组日产液71.69m3，日产油30.80t，含水率48.9%；井组内油井产量呈现递减趋势，为保证井组长期有效持续开发，实现稳油控水的目标、缓解井组平面矛盾、均匀水驱方向、控制含水上升速度，对该井决定实施深部调驱提高采收率技术。

2.1 实施情况

从2012年6月14日到11月8日，在靖安油田试验区柳X井，前后共注入可动凝胶段塞2800m3，表面活性剂段塞1400m3（考虑到表面活性剂在地层中的吸附因素，现场表面活性剂质量浓度为5000mg／L）。

2.2 实施效果

2.2.1 注水井效果

1）启动压力和吸水指数变化调剖前启动压力为8.3626MPa，吸水指数为22.93m3／（d·MPa）；注入压力小于11.3MPa时，日注入量与注入压力成线性关系，说明该井注水压力小于11.3MPa时，没有裂缝张开。调剖后启动压力上升到10.811MPa，吸水指数下降到18.79m3／（d·MPa），说明调剖后该井吸水剖面得到很大改善，高渗透层被有效封堵。结果如图5所示。

2）压降曲线如图6所示，关井9h，调剖前压降1.4MPa，调剖后压降仅为0.5MPa，说明调剖后压力扩散速度明显降低，与措施前相比，吸水能力明显下降。

2.2.2 油井效果

表2列出了柳X井组油井调剖前后生产动态数据。可以看出，井组内对应9口油井，有4口油井见到了明显的增油效果，见效率为44.4%；有5口油井出现日增油为负值（不增油一般用0表示），其生产特征为液量下降或含水上升，是由于产量自然递减和油田开发过程中含水上升引起的现象。井组日增油5.34t，含水率下降6.7%，累计增油931.05t。典型井（柳X－4井）生产动态见图7。