勝利石油磺酸鹽在史深100油田的應用

聶振霞

( 中國石油化工股份有限公司 勝利油田地質科學研究院，山東 東營 257015 )

0 引言

低滲油藏巖石物性條件差、微孔隙發育，水驅油時，油珠通過孔隙喉道首先需克服毛細管作用力，使大油珠通過毛細孔道[1]；其次需克服變形產生的附加阻力(賈敏效應)，在低滲油藏巖石孔隙中，這種附加阻力的疊加效果非常顯著[2]，低滲油田普遍存在注水困難和產液量遞減快問題[3-5].添加表面活性劑一方面能夠將油水界面張力由20～30 mN/m降為0.001～0.010 mN/m，大幅降低油水滲流過程中的毛細管阻力；另一方面還能促進油珠拉伸變形，消除低滲透孔喉處的賈敏效應.

表面活性劑在地下油藏中的工業化應用始于20世紀90年代初的三元復合驅油試驗，化學驅常用的驅油表面活性劑有3種[6-15]：石油磺酸鹽、人工合成磺酸鹽和乙氧基磺酸鹽，大多數礦場試驗采用石油磺酸鹽.石油磺酸鹽是以特定餾分的石油為原料，經過氣相或液相磺化工藝得到的表面活性劑.通過勝利石油磺酸鹽(SLPS)在史深100區塊史3-10-x12井組的礦場應用，分析表面活性劑降壓增注的機理，以及勝利石油磺酸鹽作為降壓增注劑的優勢及其礦場試驗效果.

1 注采矛盾

史深100區塊油層埋深大于3 km，平均滲透率為6.8×10-3μm2，平均壓力因數為1.35～1.51，屬于異常高壓深層低滲透巖性油藏.由于儲層物性差，注入水向周圍擴散慢，注采矛盾突出.注水井啟動壓力由初期的16～20 MPa上升到目前的30 MPa以上；注水井憋壓致使壓力逐漸升高，最高達34 MPa；地層能量補充不足，動液面下降快，已由注水初期的1.2 km下降到1.7 km；全區地層注水量累計虧空44.58×104m3.這主要是由于井況惡化、注水水質差，并且低滲透油藏的滲透率低、孔喉細小、壓力傳導慢，容易造成地層堵塞，注水困難，最終降低儲層吸水能力.根據低滲透油藏滲流機理，只有建立有效驅替壓差，提高注水能力，才能實現低滲透油藏的有效動用.

2 實驗分析

2.1 磺酸鹽表面活性劑對滲流阻力的影響

油滴通過巖心孔喉時需要克服賈敏效應，宏觀上表現為驅替壓力的波動.油滴在孔喉處的賈敏效應表示為

pc=2σ(1/R1-1/R2),

式中：pc為油滴通過孔喉處的毛管阻力；R1，R2分別為油滴兩端半徑；σ為油水界面張力.

采用表面活性劑水溶液作為驅替相時，隨著油水界面張力降低，油滴更加容易變形，油滴通過巖心孔喉時克服賈敏效應所需的附加壓力更小，宏觀上表現為驅替壓力降低和壓力波動減弱.

選用滲透率為18.5×10-3μm2，直徑為25 mm，長度為60 mm的天然巖心柱，抽真空后飽和地層水，然后用2臺高壓柱塞泵以相同流速(0.002 mL/min)同時向巖心中注入原油和地層水，記錄注水柱塞泵的最高驅替壓力和最低驅替壓力.在地層水中添加質量濃度為1 g/L的十二烷基磺酸鈉表面活性劑后，重復驅替實驗，分析油水界面張力的變化對驅替壓力的影響.

巖心流動實驗結果見圖1.由圖1可見：地層水中添加表面活性劑后，油水界面張力從26.50 mN/m降至2.15 mN/m；油水滲流過程中的最高驅替壓力從0.256 MPa 降至0.120 MPa；驅替壓力波動值(最高壓力和最低壓力的差值)從0.085 MPa(驅替壓差為1.42 MPa/m)降至0.005 MPa(驅替壓差為0.08 MPa/m).

原油在低滲透巖心的微細孔隙中運移時需要克服毛管阻力，在通過更加微小的孔喉時還需要額外克服油滴變形帶來的阻力，因此驅替壓力高，壓力波動值大.表面活性劑不足以降低油水界面張力，界面越低越有利于油滴的拉伸變形，原油在微細孔隙中的運移阻力減小，特別是油滴通過孔喉處的阻力大幅度減小.在宏觀的巖心驅替過程中表現為驅替壓力下降，壓力波動值變小.

2.2 磺酸鹽類表面活性劑對油水界面張力的影響

磺酸鹽類表面活性劑具有優良的耐溫抗鹽性能，適用于大多數油藏和地層水，被廣泛應用于油田化學驅領域.以油水界面張力為評價指標，不同類型的磺酸鹽類表面活性劑對原油的適應性存在較大差異.在70 ℃條件下采用TX500C旋轉滴界面張力儀，分析8種磺酸鹽工業產品針對史深100區塊油水條件的適應性(見圖2)，表面活性劑溶液的質量濃度為4 g/L.實驗結果表明：勝利石油磺酸鹽能夠將油水界面張力降至0.001 mN/m.勝利石油磺酸鹽是以勝利油田原油為原料，經磺化工藝生產的石油磺酸鹽.該產品在分子結構上與勝利原油具有很高的相似性，因此對史深100區塊油水界面張力降低效果最好.

圖1 油水界面張力對驅替壓力波動的影響

圖2 不同磺酸鹽在史深100區塊油水條件下的界面活性

2.3 勝利石油磺酸鹽對最佳使用質量濃度的影響

在70 ℃條件下，采用TX500C旋轉滴界面張力儀，分析不同質量濃度勝利石油磺酸鹽對史深100區塊油水條件的適應性(見圖3).實驗結果表明：勝利石油磺酸鹽在質量濃度為(2.0～6.0) g/L范圍內油水界面張力均小于1.0×10-2mN/m.表面活性劑溶液注入油藏后，其質量濃度因地層吸附和地層水的稀釋作用而逐漸降低.較寬的有效質量濃度范圍有利于增加表面活性劑在油藏中的有效作用距離和有效作用時間.

2.4 驅替實驗

選用史深100區塊滲透率約為25×10-3μm2的天然巖心抽真空后飽和地層水，測定巖心孔隙度；向巖心中注入10倍孔隙體積(PV)的原油，靜置在70℃保溫箱中老化24 h，巖心基本參數見表1.

圖3 勝利石油磺酸鹽在史深100區塊油水條件下的界面活性

用老化過巖心進行驅替實驗，用地層水驅替原油至巖心驅出液含水率大于98%且驅替壓力趨于平穩時，測量水驅壓力；暫停注入地層水，注入0.5 PV勝利石油磺酸鹽水溶液；繼續注入地層水驅替原油至巖心驅出液含水率大于98%且驅替壓力趨于平穩時，測量表活劑驅壓力.以壓降因數表征勝利石油磺酸鹽降壓增注性能，壓降系數表示為：[(水驅壓力-活性劑驅壓力)/水驅壓力]×100%.

驅替實驗結果表明，注入0.5 PV石油磺酸鹽水溶液，繼續水驅時又驅出部分殘余油，當石油磺酸鹽水溶液質量濃度為(2.0～8.0) g/L時降壓效果顯著，注水壓降系數為57.0%～59.2%(見表2).說明石油磺酸鹽對低滲透油藏具有優良的降壓增注性能.

表1 史深100區塊驅替實驗用巖心基本參數

表2 石油磺酸鹽降壓增注性能實驗結果

3 現場試驗

史3-10-x12井組位于史深100斷塊沙三中油藏北部，共有油井4口、水井1口，油壓為23 MPa，日注水量為38 m3，月注采比為1.0，年累計注采比為1.1，年累計注水量為0.858 1×104m3，年累計虧空注水量為0.23×104m3.

3.1 水井注水壓力

圖4 史3-10-X12注水井啟動壓力曲線

采用勝利石油磺酸鹽對史3-10-x12水井進行單井試注試驗.投注質量濃度為4 g/L的勝利石油磺酸鹽后，水井的日注水量從35 m3增至42 m3；注水壓力由24 MPa下降至22 MPa ；水井的啟動壓力由18.3 MPa下降至17.1 MPa(見表3和圖4).

表3 史3-10-x12水井增注試驗效果統計

注入初期(100～110 d)注水站增壓泵保持24 MPa的注入壓力，水井日注水量從35 m3增至40 m3，達到該井設計的日注水量，說明勝利石油磺酸鹽降低水驅油阻力，水相滲流通道明顯增多；為防止水井注水量增加導致油井水竄，110～200 d保持40 m3的日注水量，同時注水壓力降至22 MPa，說明勝利石油磺酸鹽在持續地降低水驅油阻力；在200～300 d期間降壓增注效果趨于穩定.

史3-8-12與試驗井史3-10-x12相鄰，為同期投產的注水井，在史3-10-x12增注試驗期間，水井日注量從30 m3降到10 m3，后期基本注不進水，由2口井注水曲線可以看出，史3-8-12井注水壓力持續上升(由24 MPa上升到30 MPa)(見圖5).

3.2 儲層吸水能力

由史3-10-x12水井的注水指示曲線可見，采用勝利石油磺酸鹽表面活性劑增注措施后，注水指示曲線下移，說明水相滲流阻力降低，地層吸水能力增加，水井注水壓力下降(見圖6).

礦場測試史3-10-x12水井試驗前的吸水指數為0.21 m3/(d·mPa)，試驗后吸水指數上升為0.24 m3/(d·mPa).

圖5 水井注水壓力曲線

圖6 史3-10-x12注水指示曲線

4 結論

(1)勝利石油磺酸鹽與勝利原油相似程度高，與7種其他類型磺酸鹽類表面活性劑相比，油水界面張力最小，適用范圍廣，降壓增注性能優越；

(2)對史3-10-x12水井投注勝利石油磺酸鹽現場試驗表明：壓力穩中有降，降壓增注效果明顯，儲層吸水能力增加，具有重要推廣意義.