海上J油田活化水降压增注实验研究

李 奇，陈士佳，王成胜

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司三次采油技术分公司 天津300452)

基础研究

海上J油田活化水降压增注实验研究

李 奇，陈士佳，王成胜

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司三次采油技术分公司 天津300452)

针对 J油田注水井压力高导致注水井欠注和停注问题，提出利用功能性化学药剂降压增注的效果建立活化水技术，优选出活化水体系。降压增注物理模拟实验结果表明：活化水可有效降低注入压力的 50%,；活化水改变岩石润湿性；活化水体系驱油。同时，阐述了活化水降压增注的原理。

表面活性剂 粘土稳定剂 活化水 降压增注

0 引 言

J油田位于渤海辽东湾中部海域，储层岩性主要为长石岩屑和长石细砂岩、含砾中粗砂岩，平均孔隙度为 23.3%,，平均382.3×10-3m2。J油田目前有注水井5口，其中A6、A8、A22三口井欠注量达到 50%,以上，注水压力高，酸化后压力短期减小，平均2个月后压力即恢复至酸化前。造成J油田注水困难的原因不仅为近井堵塞问题，而是由油藏本身特性决定的。为了解决注水困难的问题，降低注入压力，提高注水量，开展了活化水降压增注技术研究。活化水体系中同时包含两类功能性化学药剂，分别是具有润湿反转效果的驱油用阴离子型表面活性剂，以及具有粘土防膨和缩膨效果的粘土稳定剂。

通过本研究，筛选了 J油田适合的活化水体系，开展了注入性、改变润湿性和驱油物理模拟实验，通过实验结果探究了活化水降压增注的原理。

1 实验方法与药品

1.1 实验方法

油水界面张力实验操作步骤：参考标准SY/T 5370—1999《表面及界面张力测定方法》[1]和 TX—500C仪器手册。实验温度：82 ℃，转速：5,000,rpm。

体系防膨率实验操作步骤：参考标准 SY/T 5971—1994《注水用粘土稳定剂性能评价方法》，[2]计算公式见式(1)。

式中，B1为防膨率，%,；V1为膨润土在粘土稳定剂溶液/活化水体系中的膨胀体积，m L；V2为膨润土在水/NaCl溶液中的膨胀体积，m L；V0为膨润土在煤油中的体积，m L。

体系缩膨率测定的实验操作步骤：称取 0.50,g膨润土粉，精确至0.01,g，装入10,m L离心管中，加入10,m L注入水，充分摇匀，在室温下存放至粘土完全膨胀，将膨润土在其中的膨胀体积记为V1。将已经发生膨胀的离心管中的清水倒掉，然后加入10,m L粘土稳定剂溶液，充分搅拌后，在室温下存放2,h，将膨润土在其中的膨胀体积记为 V2，最终计算出缩膨率 B2，如式(2)。

式中，B2为缩膨率，%,；V1为加入粘土稳定剂溶液后膨润土的膨胀体积，m L；V2为膨润土在水中的膨胀体积，m L。

注入性实验步骤参考 SY/T 6576—2003《用于提高石油采收率的聚合物评价的推荐作法》(3.7节孔隙介质试验的实验方法)。[3]

阶段一，水驱：注入水驱替 7.5,PV。阶段二，活化水驱：注入体系驱替该岩心至压力稳定(约 10,PV)，并在油藏温度(82 ℃)条件下模拟关井 12,h。阶段三，后续水驱：模拟关井12,h后开井，并再次利用注入水驱替 7.5,PV，观察并记录岩心两端压力差与注入水注入体积的情况，并计算出压差以及与措施前相比，压差的变化情况。实验温度：82 ℃，注入速度为0.2,m L/m in。

油水相渗实验步骤参考 SY/T 5345—2002《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》中(6.2节 非稳态法油-水相对渗透率测定)。[4]实验温度：82 ℃，注入速度为1.5,m L/min。

驱油实验：岩心抽真空，饱和注入水，并继续在注入水中浸泡 40,h以上；饱和油，用 J油田原油驱至束缚水状态，并测定含油饱和度；注入水/活化水驱替至含水率至 98%,。实验温度：82 ℃，注入速度为0.2,m L/min。

1.2 实验药品

表面活性剂：S005(复配型，100%,)。

粘土稳定剂：CS01(阳离子型，100%,)，CS02(阳离子型，40%,)、CS03(阳离子型，100%,)、CS04(阳离子型，100%,)、CS05(阳离子型，100%,)，CS06(阳离子型，50%,)，CS07(阳离子型，50%,)、CS08(阳离子型，51.5%,)、CS09(阳离子型，51.4%,)、CS10(阳离子型，50%,)、CS11(复配型，40%,)、CS12(阴非离子型，40%,)、CS13(阳离子型，40%,)、CS14(阳离子型，98±2%,)、CS15(阳离子型，98±2%,)、CS16(无机盐，100%,)、CS17(无机盐，100%,)、CS18(无机盐，100%,)。

注入水：J油田注入水，总矿化度 2,200,mg/L，其中 Ca2＋、Mg2＋含量350,mg/L，密度1.079,0,kg/m3。

原油：J油田脱水原油，含水率＜1%,，密度：0.8× 103,kg/m3。

膨润土：新疆中非夏街子膨润土。实验岩心：人造岩心，膨润土含量13%,。实验温度：采用J油田平均温度为82,℃。

2 结果与讨论

2.1 活化水体系筛选

2.1.1 表面活性剂筛选

将 S005用 J油田注入水分别配制成浓度为 0.05%,、 0.10%、0.15%、0.20%溶液，实验结果见图1。实验主要是考查各浓度点下，S005与原油的界面张力值能否达到超低界面张力(10-3,mN/m数量级)范围及所需时间，确定其最佳使用浓度。

图1 S005的油水界面张力随浓度的变化关系Fig.1 Change of S005 oil-water interfacial tension w ith concentrations

2.1.2 粘土稳定剂筛选

粘土稳定剂筛选是筛选出防膨率大于 90%,，缩膨率大于20%,的体系。首先，取配伍性优良的粘土稳定剂，测试 2,w t%,的粘土稳定剂的防膨率和缩膨率。然后，考查达到防膨率大于90%,，缩膨率大于20%,的体系的防膨率随浓度的变化关系。由于膨润土本身的晶体结构特征，其遇水膨胀量较大，因此对于水敏性较强的地层，研究药剂体系对于膨润土的缩膨性能具有重要的意义。

各粘土稳定剂的防膨率/缩膨率实验结果分析如表 1所示。防膨率实验结果表明，膨润土加入到不同的体系中，除CS11外具有一定的防膨性能。结合浓度筛选实验，结果见图2、3，随着浓度增加，防膨率呈现增加趋势，只有当为 2.0%,时才能达到90%,以上。综合认为，CS16符合筛选标准。

表1 各粘土稳定剂的防膨率和缩膨率(T＝25,℃)Tab.1 Antiswelling and swelling shrinkage ratios of clay stabilizers(T＝25,℃)

图2 CS16防膨率随浓度的变化关系Fig.2 Change of CS16 antiswelling ratios w ith concentrations

图3 (0.10%，0.15%，0.20%)S005＋2%,CS16体系的防膨率Fig.3 Antiswelling ratios of the(0.10%，0.15%，0.20%)S005＋2%,CS16 system

2.1.3 活化水体系优化

活水水体系兼具驱油和防膨的要求，优化指标为油水界面张力达到超低界面张力范围(10-3,mN/m 以下)，防膨率大于90%。

通过表面活性剂S005与粘土稳定剂CS16复配，形成活化水体系，其中S005浓度为0.10%、0.15%、0.20%，CS16浓度为2.0%。油水界面张力实验结果见图4，全部体系的油水界面张力均能达到超低界面张力，且随着主剂 S005的浓度增加，油滴被拉断用时越短，依次为 10,min、5,min、3,min，油水界面张力值为 8.00×10-5,mN/m、1.21×10-3,mN/m、3.80×10-4,mN/m。说明粘土稳定剂CS16对表面活性剂S005降低油水界面张力的性能没有影响。防膨率实验结果见图5、图6和图7。全部体系的防膨率均能达到 90%，依次为 92.86%、90.48%、97.62%。说明表面活性剂 S005对粘土稳定剂 CS16防膨性能没有影响。复配后，出现协同效应，降低油水界面张力的性能和防膨性能均能达到活化水要求的指标值。

图4 体系油水界面张力随时间的变化关系Fig.4 Change of oil-water interfacial tensions w ith time

图5 0.10% S005＋2% CS16的耐冲刷性能Fig.5 W ashing resistance performance of 0.10% S005＋2% CS16

图6 0.15% S005＋2% CS16的耐冲刷性能Fig.6 Washing resistance performance of 0.15% S005＋2% CS16

图7 0.20% S005＋2% CS16的耐冲刷性能Fig.7 W ashing resistance performance of 0.20% S005＋2% CS16

2.2 降压增注物理模拟实验

为了探究活化水的降压增注效果，以 0.10% S005＋2% CS16为例，开展了注入性实验、油水相对渗透率实验和驱油实验。实验岩心的基础数据见表2。

表2 实验岩心的基础数据Tab.2 Fundamental data of cores

图8 0.10% S005＋2% CS16体系注入性实验Fig.8 Injectivity experiment of the 0.10% S005＋2% CS16 system

2.2.1 注入性实验

注入性实验模拟了现场水驱、转活化水驱、后续水驱时各阶段的压力变化关系，实验结果见图8。

2.2.2 油水相对渗透率实验

油水相对渗透率曲线能反映油水两相渗流特征，表征了相渗透率和饱和度之间的变化关系，反映了油水共存和流动时，岩石对油、水的通过能力大小。[5]实验结果见图 9、图 10，束缚水饱和度Swi点、残余油饱和度Sor点、残余油饱和度下水相相对渗透率Krw点和等渗点对应的含水饱和度点，以及计算得到对应的驱油效率，汇总于表3。

由图 9、图 10、表 3可知：①活化水驱的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线，较水相的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线向右移，表明油相和水相的流动性均增加。②等渗点对应的含水饱和度 Si点，活化水驱较水驱由28% Sw增加到50% Sw。油水等渗点右移，说明岩石表面物理性质发生了变化，岩石表面的亲油性减弱，亲水性增强。③束缚水饱和度Swi点未发生变化，残余油饱和度Sor点，活化水驱较水驱由38%降低到18%，所以油水两相共渗区加宽，计算得到驱油效率由53.66%增加到78.04%。

表3 油水相对渗透率实验结果对比Tab.3 Contrast of oil-water relative permeability results

图9 注入水驱相渗曲线Fig.9 Relative permeability curve of injected flooding

图10 活化水驱相渗曲线Fig.10 Relative permeability curve of activated water

2.2.3 驱油实验

驱油实验对比了注入水驱和活化水驱的驱油的采出程度，注入水驱油实验、0.10% S005＋2% CS16体系驱油实验汇总于表4。

表4 驱油实验结果对比Tab.4 Contrast of displacement test results

3 活化水降压增注原理分析

3.1 活化水改变岩石润湿性

根据确定岩石润湿性的克雷格法则(见表5)，由油水相对渗透率实验可知，J油田岩心束缚水饱和度为 20%，等渗点为28% Sw，束缚水饱和度下油相相对渗透率接近 100%，所以岩心倾向于油湿。在油湿岩心中，水相流动阻力大，两相的接触角大。活化水处理后的岩心束缚水饱和度为 20%，等渗点为50% Sw，所以岩心的润湿性向水湿转变，水相流动阻力减小，两相的接触角减小。在相同压差下，活化水更易在岩石孔道中流动，油的流道被活化水所占据，油在流动过程中被剥离携带，剩下非连续性油滴，对水流造成阻力，含有饱和度越高，说明油滴越多，对水流阻力越大。活化水残余油饱和度(Sor)明显降低，说明有更多的油从岩石孔道中被驱替出来，活化水改变润湿性是活化水降压增注的主要原理。

表5 岩石润湿性的克雷格法则Tab.5 Rock wettability’s Craig law

3.2 活化水改变流体注入压力

注入流体的压差和流体流量关系如式(3)所示。在 Q、μ、h、Rr、rw保持不变的情况下，和Kw成反比。结合注入性实验可知，水的相对渗透率 Kw增加 53%，注入压差缩小为原来的1/2。所以，活化水可以提高水相的相对渗透率，从而达到降低注入压力的目的。

式中，Kw为地层对注入流体的有效渗透率，K为地层的绝对渗透率，Krw为地层对注入流体的相对渗透率。

3.3 活化水降低油水界面张力

油滴是否能流动取决于施加在油滴上的动力和阻力，两者的比值为毛细管数。活化水能够减小毛管阻力来增加毛管数 Nc，毛管数增大，残余油饱和度降低，启动被滞留下来的油滴。活化水通过降低油/水界面张力的途径来活化残余油，以及降低束缚在孔隙网络中原油的启动压力梯度，增大驱油效率。在82 ℃，转速为5,000,rpm时，实验测得注入水与原油的油水界面张力为 5.4,mN/m，0.10% S005＋2.0% CS16活化水与原油的油水界面张力为 8.00×10-5,mN/m。82 ℃时，活化水体系粘度为 0.55,mPa·s，注入水体系粘度为 0.41,mPa·s，由式(4)计算得到，活化水体系毛管数为注入水的105倍，所以活化水体系通过降低油水界面张力的方法来驱替残余油，残余油流动并形成可流动油带。

式中，Nc为毛细管数，无量纲；μ为驱替流体的粘度，mPa·s；ν为驱替的速度，m/s。

3.4 活化水改善岩石孔隙连通性

流体饱和度分布与孔隙结构关系密切，根据莫根实验结果，油水相对渗透率曲线反应了岩石孔隙结构的差异，见图11、图12。

图11 油水相对渗透率曲线示意图Fig.11 Oil-water permeability saturation curve

图12 油水相对渗透率曲线示意图Fig.12 Oil-water permeability saturation curve

图 11 是连通性好、高渗透率的岩心的油水相对渗透率曲线，图12是连通性差、低渗透率的的油水相对渗透率曲线。结合注入水和活化水的油水相对渗透率曲线(图9、图 10)可知，活化水体系改善了岩心的连通性和渗透率。因为活化水体系中的粘土稳定剂能使已经发生膨胀的膨润土收缩(膨胀的膨润土晶体一般带负电荷，粘土稳定剂分子中的正电荷基团便可与粘土晶层表面的低价阳离子发生阳离子交换吸附)。最终目的是使发生膨胀的粘土矿物脱水，并通过吸附形成“桥接”来将发生膨胀的粘土在脱水后能够“架桥”稳定，不易发生运移。而注入水并不具备活化水体系缩膨和防膨的性能，在岩心中注入水后，使岩心内粘土矿物膨胀，堵塞水流通道，对岩心造成了渗透率伤害，连通性变差。

4 结论与展望

通过筛选实验，复配生成(0.10%，0.15%，0.20%)S005＋2% CS16活化水体系，油水界面张力均能达到超低界面张力，防膨率超过90%。利用流动实验考察了注入性，活化水体系注入后，水相渗透了增加 53%。油水相对渗透率实验表明，活化水体系能明显改善岩心的连通性，对岩心渗透率恢复有一定作用。驱油实验表明，活化水驱的增油效果非常明显。综合以上几方面，分析了活化水降压增注的机理。活化水降压增注现场实验有望在海上J油田实施应用。■

［1］ 中华人民共和国石油天然气行业标准. SY/T 5370-1999. 表面及界面张力测定方法 [S]. 1999.

［2］ 中华人民共和国石油天然气行业标准. SY/T 5971-1994. 注水用粘土稳定剂性能评价方法[S]. 1994.

［3］ 中华人民共和国石油天然气行业标准. SY/T 6576-2003. 用于提高石油采收率的聚合物评价的推荐作法》[S]. 2003.

［4］ 中华人民共和国石油天然气行业标准. SY/T 5345-2007. 岩石中两相流体相对渗透率测定方法[S]. 2007.

［5］ 何更生. 油层物理[M]. 北京：石油工业出版社，1993.

On Innovative System for J Oilfield for Enhancing W ater Injection

LI Qi，CHEN Shijia，WANG Chengsheng
(CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co.，Tianjin 300452，China)

An innovative system was developed through chemical EOR methods to let JZ25-1 oilfield get rid of high injection pressure in water flooding．Research showed that this innovative system is relevant to both surfactant and clay stabilizer．The effects of salt and temperature on interfacial tension and rate of anti-swelling were studied．It is proved that the system has a great capacity on lowering interfacial and anti-swelling in high salt and high temperature．In addition，the study has demonstrated the capacity of resistance on washing and aging at 82℃.

surfactant；clay stabilizer；chemical additive water；enhancing water injection

TE355

：A

：1006-8945(2015)10-0013-05

中海油能源发展股份有限公司三次采油技术分公司项目。

2015-09-18