DM300复合增注技术在双河油田的研究与应用

2015-07-02李广志刘庆云王春梅潘二亮夏铭辉

石油地质与工程 2015年2期

关键词：双河水相江河

李广志，刘庆云，张薇，王春梅，潘二亮，夏铭辉

(1.中国石化河南油田分公司第一采油厂，河南桐柏 474780；2.中国石化河南石油勘探局双河社区服务中心)

DM300复合增注技术在双河油田的研究与应用

李广志1，刘庆云2，张薇1，王春梅1，潘二亮1，夏铭辉1

(1.中国石化河南油田分公司第一采油厂，河南桐柏 474780；2.中国石化河南石油勘探局双河社区服务中心)

针对双河油田江河区低渗透欠注层酸化增注困难的问题，开展了复合增注机理研究和矿场适应性评价。实验研究表明，DM300增注剂具有改变储层岩石表面润湿性和降低含油饱和度的复合降压增注能力，低渗透岩心水相渗透率经其驱替后提高49.4%。通过工艺优化形成了适合江河区低渗透油藏特点的DM300复合增注技术，现场实施后使江河区低渗透欠注层的酸化增注效果和有效注入能力得到进一步提高。

双河油田;复合增注技术；含油饱和度；低渗透储层

双河油田进入开发后期特高含水自然递减阶段，随着油藏边部、上倾尖灭区域非主力油层的开发动用，酸化改造增注难度逐年加大。目前江河区因物性差不吸水和吸水差的注水井有120口200个层段，日配注5 970 m3，实注694 m3，欠注5 276 m3，分别占双河油田欠注总井数的58.3%、总层数的65.8%、总欠注量的63.2%，主要分布在江河区Ⅶ下、ⅧⅨ油组及上倾尖灭区低渗透储层。虽经多次酸化改造，欠注情况并未明显改善，严重制约着低渗透储层的有效动用。为此根据双河油田江河区相渗特征开展了DM300复合增注技术研究。

1 DM300增注性能评价

1.1 复合增注机理[1-2]

低渗透欠注井层酸化增注效果差，除生产中地层污染堵塞外，主要是受基质低渗透本质特征影响。一方面在基质渗透率低和残余油共同作用下，储层水相渗流能力低；另一方面储层岩石表面表现为强亲水，固-液界面分子力使岩石表面亲水性增强，水化膜厚度增大，孔隙中有效流通通道变小，使水相渗透率降低。

DM300增注剂可改变岩石表面的润湿性，使地层岩石表面由强亲水向弱亲水转变，在降低水化膜厚度的同时，使固-液界面分子力的作用减弱；溶解清洗重质有机物，改善油水低界面张力性能，清除地层堵塞，促进残余油流动，从而更好增加低渗透储层水相渗透率，降低注入压力，提高注水量。

1.2 润湿性能改变评价[3-4]

双河油田江河区地层水属碳酸氢钠水型，总矿化度7 512 mg/L，氯离子含量3 176 mg/L，阳离子主要以钾、钠离子为主，钙、镁离子较少。

用动态接触角测量仪测定未浸泡和DM300溶液浸泡24 h的水润湿载玻片润湿接触角；用润湿角测量仪测定未浸泡和用模拟地层水配置后的DM300溶液浸泡24 h的江河区天然岩心岩石表面润湿角，结果见表1。由表1看出，DM300增注剂可使水润湿石英载玻片和岩石表面由强水湿转为弱水湿，具有改变润湿性性能，且随着浓度提高，改变能力略有提高，但差别很小。初步确定增注剂浓度为30 000～50 000 mg/L。

1.3 地层清洗性能评价

1.3.1 溶解沥青、石蜡的能力

江河区原油平均含蜡26.3%，胶质含量8.25%。配制不同浓度的DM300增注剂溶液，分散均匀放入螺口试剂瓶中。用天平定量称取实验用沥青、#60～#72标准蜡片，放入不同浓度的DM300增注剂溶液中，分别在40℃、50℃、60℃条件下恒温静态浸泡，然后测定完全溶解2 000 mg沥青和2 000 mg石蜡的能力，结果见表2。由表2看出，无论升高温度还是提高DM300增注剂浓度，都有利于提高沥青的溶解速度，但浓度高于30 000 mg/L时，度随浓度的增加而趋于变缓；另外，DM300还能较好地溶解石蜡。

表1 润湿性改变能力测定结果

表2 溶解沥青和石蜡能力评价结果

1.3.2 界面性质改变评价

用江河区模拟地层水配制不同浓度的DM300溶液，在不同浓度溶液中加入江河区原油样品，用界面张力仪测量不同浓度增注剂的原油与模拟地层水体系的界面张力。从图1可看出，加入少量DM300可使界面张力发生较大变化并具有表面活性剂特征，DM300在20 000～40 000 mg/L浓度下，可较好降低油水界面张力，但当浓度大于30 000 mg/L时，改变界面张力的幅度逐渐变小。

图1 不同浓度增注剂与原油间的界面活性

1.3.3 洗油能力评价

将江河区块原油和实验砂样按1∶10的质量比例混合成油砂，在60 ℃条件下，恒温密封老化7天以上。用模拟地层水配制不同浓度的DM300增注剂溶液，分散均匀放入螺口试剂瓶中，用天平定量称取老化油砂，放入2倍油砂的DM300溶液中，分别在20℃、40℃、60℃条件下静态浸泡24 h，测定洗油能力，结果如表3。由表3看出，DM300增注剂洗油能力较好，在60 ℃条件下，30 000 mg/L浓度溶液洗油效率可达到83%。

表3 不同温度条件下的洗油效率

1.4 增注性能流动实验评价

利用储层敏感性评价装置、江河区低渗透天然岩心和模拟地层水，在实验温度60 ℃、DM300注入倍数为8倍岩心孔隙体积、浓度为30 000 mg/L条件下，开展DM300增注性能评价实验。

从图2可看出，驱油过程压力逐渐上升，当注入倍数达到19 PV后，压力达到峰值3.89 MPa；随后开始下降；当注入倍数达到32 PV时，压力下降到3.01 MPa，模型出口不再出油。建立残余油饱和度，继续水驱，测定注入压力和水相渗透率变化情况。当压力下降到2.96 MPa平稳值时，水相渗透率为1.76×10-3μm2。接着注入DM300增注剂8 PV，保压48 h，继续水驱，水驱注入11 PV；当压力下降到2.14 MPa最低值时，水相渗透率为2.63×10-3μm2。经DM300驱替后，江河低渗透岩心水相渗透率可提高49.4%，相同注入排量下注入压力下降27.7%。

图2 DM300驱替实验结果

1.5 静态吸附时间对渗透率的影响

采用江河区块同一个低渗透天然岩心分段驱替浓度为30 000 mg/L的DM300增注剂溶液后，对比渗透率的变化情况，结果如图3。从图3看出，DM300增注剂与岩心岩石表面接触时间48 h后，对岩心渗透率的作用已不再明显。

图3 DM300不同停留时间岩心渗透率的变化情况

2 DM300复合增注工艺优化研究

根据上述DM300增注机理和增注性能评价实验，确定DM300在江河区低渗透储层注入浓度为30 000 mg/L。

2.1 关井反映时间的优化

江河区平均储层温度为85 ℃左右，结合30 g/L浓度下DM300在60 ℃时地层清洗评价结果，及岩石表面静态吸附与停留时间关系，确定施工关井反应时间为48 h，对改善岩心渗漏率作用最为明显。

2.2 DM300增注处理半径的确定

根据江河不同渗透率储层情况、每米砂厚注水10 m3/d强度下所需注水压力在半径方向上的分布曲线，3 m以内是压降敏感区，也是改造效果最明显区域，确定DM300增注处理半径为3～4 m。

2.3 施工工艺优化研究

低渗透储层注水启动压力高、水相流动阻力大。除改善界面性质、提高水相渗透率外，还需近井酸化改造进一步降低注水启动压力。为评价疑难井层复合降压增注工艺的可行性，选取江河区块低渗透天然岩心，先酸化改造预处理，再挤注DM300增注剂的施工工艺流动实验。结果表明，采用先酸化改造预处理地层，再挤注DM300增注剂的施工工艺，可使江河区块低渗透天然岩心水相渗透率提高4倍。具体注入程序：先酸化预处理地层→关井反应→再挤注DM300→关井反应→开井注水。