低渗透油藏注水井表面活性剂降压增注体系研究

宋 文，许 飞

(1.延安职业技术学院，陕西 延安 716000；2.中国石油长庆油田分公司工程技术管理部，陕西 西安 710018)

低渗透油藏在我国石油与天然气资源中占据着十分重要的战略地位，在近年来新增的油气资源储量中，低渗透油气资源的占比越来越高。因此，确保高效、稳定地开发低渗透油藏具有十分重要的现实意义[1-3]。

低渗透油藏通常需要注水开发来补充地层能量，以提高油藏的采收率。随着国内各大油田注水开发时间的延长，注水井容易出现注水压力升高以及注水量减少的现象，这严重影响了低渗透油藏的正常开发[4-7]。表面活性剂降压增注技术是低渗透油藏注水井降低注水井的注水压力、增加注水量最常用的技术手段，表面活性剂可以通过降低油水界面张力、降低残余油饱和度、乳化作用以及润湿反转作用等方式来降低注水压力[8-13]。

针对某油田低渗区块注水井注水压力升高、注水量减少等问题，通过优选合适的表面活性剂、防膨剂和防垢剂，研制一套适合低渗透油藏注水井的表面活性剂降压增注体系，并对其综合性能进行评价，为低渗透油藏的高效合理开发提供借鉴。

1 表面活性剂降压增注体系优选

1.1 表面活性剂优选

选择6种表面活性剂：双子型SZG-1和SZG-2、阴-非离子型YFG-1和YFG-2、氟碳型FTG-1和FTG-2，有效质量浓度均在95%以上，均使用模拟注入水配制，模拟注入水的矿化度为45 150 mg·L-1，实验温度为50 ℃。室内采用旋转滴界面张力仪测定6种表面活性剂溶液与目标油田注水井储层原油之间的界面张力，结果如图1所示。

图1 表面活性剂优选实验结果

由图1可以看出，6种表面活性剂溶液与储层原油之间的界面张力随表面活性剂质量分数的变化趋势基本一致，均呈先降低后升高的趋势，这是由于表面活性剂质量分数存在一个最佳值(即CMC值)，此时溶液的界面张力可以达到最低。6种表面活性剂中SZG-2降低界面张力的效果最好，当其质量分数为0.5%时，界面张力达到最低，为0.002 1 mN·m-1，达到了10-3mN·m-1数量级。因此，综合考虑界面活性和经济因素，选择0.5%SZG-2作为低渗透油藏注水井降压增注体系中的表面活性剂。

1.2 防膨剂优选

目标油田注水井储层段粘土矿物含量较高，且主要以伊/蒙混层等水敏性矿物为主，在注水过程中极易发生粘土矿物遇水膨胀、分散以及运移堵塞储层的情况，造成严重的地层损害。因此，应提高注入水的防膨性能以降低水敏损害的程度。

选择4种防膨剂：FPG-1、FPG-2、FPG-3、FPG-4，有效质量浓度均在95%以上，实验温度为50 ℃。室内参照石油与天然气行业标准SY/T 5971-94《注水用粘土稳定剂性能评价方法》，采用离心法评价4种防膨剂对目标油田注水井储层段岩屑的防膨效果，结果如图2所示。

图2 防膨剂优选实验结果

由图2可以看出，4种防膨剂对目标油田注水井储层段岩屑的防膨率均随着防膨剂质量分数的增加逐渐升高，其中防膨剂FPG-3的防膨效果最好，当其质量分数为0.4%时，防膨率就可以达到95%以上。因此，选择0.4%FPG-3作为低渗透油藏注水井降压增注体系中的防膨剂。

1.3 防垢剂优选

注入水中含有较多的成垢阴、阳离子，在储层温度下容易生成无机垢，造成注水井储层段结垢，堵塞地层，影响注水开发效果。因此，应提高注入水的防垢性能以降低注入水结垢堵塞损害的程度。

选择4种防垢剂：HFGG-1、HFGG-2、HFGG-3、HFGG-4，有效质量浓度均在95%以上，实验温度为50 ℃。室内参照石油与天然气行业标准SY/T 5673-1993《油田用防垢剂性能评定方法》，使用模拟注入水评价4种防垢剂的防垢性能，结果见表1。

表1 防垢剂优选实验结果

由表1可知，4种防垢剂对目标油田注水井注入水的防垢率均随着防垢剂质量分数的增加逐渐升高，其中防垢剂HFGG-1的防垢效果最好，当其质量分数为0.03%时，防垢率就可以达到95%以上。因此，选择0.03%HFGG-1作为低渗透油藏注水井降压增注体系中的防垢剂。

1.4 表面活性剂降压增注体系配方确定

根据以上表面活性剂、防膨剂及防垢剂的优选实验结果，确定适合低渗透油藏注水井的表面活性剂降压增注体系配方为：模拟注入水+0.5%双子表面活性剂SZG-2+0.4%防膨剂FPG-3+0.03%防垢剂HFGG-1。

2 表面活性剂降压增注体系性能评价

2.1 降低界面张力性能

按1.1方法评价表面活性剂降压增注体系降低界面张力的性能。按确定的配方使用模拟注入水配制表面活性剂降压增注体系，室内采用旋转滴界面张力仪测定体系与目标油田注水井储层原油之间的界面张力，结果如图3所示。

由图3可以看出，界面张力随着时间的延长逐渐降低，最终稳定在10-2mN·m-1数量级。表明研制的表面活性剂降压增注体系具有良好的降低界面张力性能，在注水过程中可以有效降低注入水的流动阻力，起到较好的降压增注效果。

图3 界面张力随时间的变化曲线

2.2 润湿性能

将目标油田注水井储层段天然岩心洗油、烘干后打磨成岩心切片；然后用二甲基硅油将岩心切片处理成亲油状态；再将岩心切片浸泡在表面活性剂降压增注体系中，浸泡温度为50 ℃；最后取出岩心切片烘干，用SPCA接触角测定仪测定岩心表面接触角，以评价表面活性剂降压增注体系的润湿性能。岩心切片在表面活性剂降压增注体系中浸泡不同时间的表面接触角如图4所示。

图4 岩心切片在表面活性剂降压增注体系中浸泡不同时间的表面接触角

由图4可以看出，岩心切片在表面活性剂降压增注体系中的表面接触角随着浸泡时间的延长逐渐减小；浸泡10 h时，表面接触角由126.5°减小至60°以下，表面润湿性由亲油性转变为亲水性，起到了良好的润湿反转效果。岩石表面亲水可以有效降低注入水的流动阻力，从而达到降低注水压力、增加注水量的目的。

2.3 降压增注性能

室内采用岩心驱替实验来评价表面活性剂降压增注体系的降压增注效果，具体步骤为：(1)将目标油田注水井储层天然岩心洗油、烘干，测定长度、直径和干重，饱和模拟地层水，测定湿重，计算孔隙体积和孔隙率；(2)以0.05 mL·min-1的流速将岩心饱和储层原油，50 ℃下放置24 h，备用；(3)使用模拟注入水驱替岩心，流速0.1 mL·min-1，记录驱替压力的变化情况，直至压力稳定，记录初始水驱压力P1；(4)以相同的流速注入不同量的表面活性剂降压增注体系，记录注入压力；(5)继续注入模拟注入水，流速保持不变，记录驱替压力的变化情况，直至压力稳定，记录二次水驱压力P2，并计算降压率，结果见表2。

表2 降压增注性能评价实验结果

由表2可知，岩心中注入表面活性剂降压增注体系后，二次水驱压力比初始水驱压力明显降低；随着表面活性剂降压增注体系注入量的增加，岩心二次水驱后的降压率逐渐升高；当注入0.5 PV时，降压率可以达到26.18%；继续增加注入量，降压率升幅不大。综合考虑现场施工时降压增注的效果和施工成本，选择表面活性剂降压增注体系的最佳注入量为0.5 PV。

3 结论

室内通过表面活性剂、防膨剂以及防垢剂的优选实验，研制了一套适合低渗透油藏注水井的表面活性剂降压增注体系，具体配方为：模拟注入水+0.5%双子表面活性剂SZG-2+0.4%防膨剂FPG-3+0.03%防垢剂HFGG-1。该表面活性剂降压增注体系具有良好的降低界面张力性能、润湿性能和降压增注性能，能够满足低渗透油藏注水井降压增注现场施工的要求。