定邊低滲油藏表面活性劑體系實驗研究及方案設(shè)計

王 薇

(中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院, 河南鄭州 450006)

定邊低滲油藏表面活性劑體系實驗研究及方案設(shè)計

王 薇

(中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院, 河南鄭州 450006)

針對定邊低滲油田注水開發(fā)中后期水驅(qū)油效率變低、注水開發(fā)效果變差的問題，開展了表面活性劑驅(qū)油技術(shù)研究。通過室內(nèi)實驗優(yōu)選出表面活性劑HB-DB-1體系，該體系在0.2%質(zhì)量分數(shù)、0.3 PV注入體積條件下可提高采收率11.1%，并可降低驅(qū)替壓力。優(yōu)選出試驗井組HK17A，編寫井組現(xiàn)場試驗方案，預(yù)計井組可提高采收率2%～3%。

定邊油田；特低滲油藏；表面活性劑；驅(qū)替實驗；驅(qū)油效率

1 油田開發(fā)概況

定邊油田包括三個開發(fā)區(qū)塊，其中張?zhí)烨^(qū)塊為定邊油田主力開發(fā)單元，開發(fā)層位長21層，平均孔隙度13.24%，平均滲透率8.66×10-3μm2，原始地層壓力12.85 MPa，壓力系數(shù)0.68，地層溫度63.5 ℃，為低孔、低滲、異常低壓儲層；張?zhí)烨^(qū)塊1996年投入開發(fā)，1997年開始注水，注水開發(fā)層位長21層累計產(chǎn)油52.6×104t，采出程度20.5%，綜合含水84%；油田進入注水開發(fā)后期，日產(chǎn)油由158.0 t下降到37.7 t，最新標定水驅(qū)采收率25%，剩余可采儲量12.8×104t，急需尋求一種提高水驅(qū)采出程度的技術(shù)方法。為解決低滲油田注水開發(fā)中后期水驅(qū)油效率變低、注水開發(fā)效果變差的問題，采用注表面活性劑驅(qū)油技術(shù)提高低滲油田采收率[1]。

2 表面活性劑優(yōu)選

2.1 初步優(yōu)選

根據(jù)寧東、定邊的儲層物性及流體特征(溫度60～70 ℃，礦化度60 000～70 000 mg·L-1)，結(jié)合目前現(xiàn)場和室內(nèi)研究中常用的陰離子型、非離子-陰離子型、兩性表面活性劑[4]，開展表面活性劑(簡稱表活劑)優(yōu)選實驗。通過界面張力優(yōu)選性能較好的單劑，進行復(fù)配，最終優(yōu)選出3種表活劑驅(qū)油體系HB-DB-1、HB-DB-3和ODS-03，加上前期應(yīng)用中優(yōu)選出的表面活性劑UT8-1，共4種不同類型的表活劑進入下步性能評價實驗。

2.2 性能評價

2.2.1 界面張力

超低界面張力可有效降低原油與巖石表面的黏附功，增強原油的流動能力，提高洗油效率[5-6]。通過4種表活劑界面張力性能對比，在定邊油田地層溫度(63.5 ℃)和地層水礦化度(65 203 mg·L-1)條件下，HB-DB-1表活劑質(zhì)量分數(shù)為0.025%～0.5%時，可將油水界面張力降到10-2～10-3mN·m-1超低數(shù)量級，表現(xiàn)出較強的降低油水界面能力。

2.2.2 潤濕性能

原始巖心經(jīng)過4種表活劑體系處理后，均能使原油與巖石間的潤濕接觸角增加(潤濕角增大13°以上)，使巖心潤濕性向中性方向改善。這樣可降低原油與巖石表面的黏附功，有效增強原油的流動能力，提高洗油效率[7-8]。

2.2.3 原油驅(qū)替能力測試

對比4種表活劑在相同注入量、不同質(zhì)量分數(shù)條件下提高采收率的能力，HB-DB-1表活劑提高采收率的能力最強(表1)。

2.2.4 降低驅(qū)替壓力測試

對比4種表活劑在相同注入量、不同質(zhì)量分數(shù)條件下的壓降能力，HB-DB-1表活劑降低巖心的驅(qū)替壓力能力最好(表2)。

2.3 注入?yún)?shù)優(yōu)選

2.3.1 最佳注入量

通過對比四種表活劑在相同注入量、不同質(zhì)量分數(shù)條件下提高采收率的能力及壓降能力(圖1)，HB-DB-1表活劑在0.1 PV注入體積、0.2%質(zhì)量分數(shù)條件下，提高采收率5%，降壓率25.81%，提高采收率和降壓性能均最好。因此，優(yōu)選出HB-DB-1表活劑最佳質(zhì)量分數(shù)為0.2%。

表1 4種表活劑原油驅(qū)替能力測試結(jié)果

表2 4種表活劑降低驅(qū)替壓力測試結(jié)果

圖1 定邊油田不同類型表面活性劑驅(qū)最佳注入質(zhì)量分數(shù)優(yōu)選實驗

2.3.2 最佳注入段塞

質(zhì)量分數(shù)為0.2%的HB-DB-1表活劑溶液在0.1，0.3，0.5 PV三種段塞下的驅(qū)替實驗，降壓率分別為25.81%、69.7%和56.3%，提高采收率分別為5%、11.1%和12.5%，優(yōu)選最佳驅(qū)替段塞0.3 PV。

2.4 現(xiàn)場試驗藥劑

通過界面張力、潤濕及巖心驅(qū)替等室內(nèi)實驗，優(yōu)選出HB-DB-1表活劑在降低界面張力及驅(qū)油效率等方面均優(yōu)于其它幾種表活劑，可作為定邊油田的現(xiàn)場試驗藥劑。

3 HK17A井組表面活性劑驅(qū)油方案

3.1 試驗井組優(yōu)選原則

(1)砂體連通性好，有效厚度大；

(2)注采井網(wǎng)完善；

(3)注水見效井區(qū)優(yōu)先；

(4)前期注水見效井組，隨著生產(chǎn)時間的延長，油井含水升高。

3.2 HK17A井組概況

HK17A井組為1注5采井組，控制面積0.252 km2，控制儲量18.7×104t，孔隙度15.6%，滲透率8.66×10-3μm2，地層壓力12.85 MPa，壓力系數(shù)0.68，地層溫度63.5 ℃。目前，HK17A井組泵壓16.5 MPa，油壓13.0 MPa，日注水30 m3，井組油井7口，開井5口，日產(chǎn)液37.9 t，日產(chǎn)油5.9 t，含水84%，日注采比1.3，累計注采比1.5，采油速度1.2%，采出程度22.0%。

(1)單層注水開發(fā)，注采對應(yīng)性好。井組主要開采層位為長2，為單層注水開發(fā)，儲層平均厚度13.5 m；儲層內(nèi)隔層為粉砂質(zhì)泥巖，阻隔作用小；油水井均進行了壓裂，縱向均已連通；注水時間長，層內(nèi)連通性好，注采對應(yīng)性好。

(2)井網(wǎng)較為完善，產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定。HK17A井組1注5采，是區(qū)塊內(nèi)注采井網(wǎng)最為完善的井組。

(3)注水井具有一定的吸水能力，能滿足正常注水需要。

(4)油井各向均受效，水驅(qū)波及范圍大。主應(yīng)力方向見效快，側(cè)翼見效慢，均為基質(zhì)水驅(qū)特征，水驅(qū)控制區(qū)內(nèi)油井均見效，沒有明顯的水竄現(xiàn)象。主應(yīng)力方向油井注水見效時間2～4個月，注水見效時注水量平均2 780 m3。

3.3 試驗井組增油潛力分析

HK17A井組1注5采，為區(qū)塊目前最為完善的注采井網(wǎng)，注水井HK17A注水壓力13 MPa，具有較好的吸水能力，且注水多向受效，水驅(qū)波及范圍大。井組目前累計產(chǎn)油量4.1×104t，采出程度22%，預(yù)測水驅(qū)開發(fā)采收率24.9%，水驅(qū)后剩余儲量14.05×104t。

井組面臨剩余地質(zhì)儲量大而水驅(qū)開發(fā)剩余可采儲量少的問題，具有通過表面活性劑驅(qū)進一步提高采收率的潛力，結(jié)合室內(nèi)巖心驅(qū)替實驗，預(yù)計可提高采收率2%～3%。

(1)表面活性劑的選擇：根據(jù)室內(nèi)實驗結(jié)果，HB-DB-1表面活性劑在0.2%質(zhì)量分數(shù)、0.3 PV注入體積條件下的巖心驅(qū)替實驗結(jié)果顯示，可提高采收率11.1%。

(2)有效水驅(qū)體積波及系數(shù)[9]：井組預(yù)測采收率24.9%，水驅(qū)洗油效率約61%，水驅(qū)體積波及系數(shù)0.41，預(yù)計有效水驅(qū)體積波及系數(shù)0.25。

(3)表面活性劑驅(qū)可提高采收率：11.1%×0.25=2.78% 。

(4)預(yù)計表面活性劑驅(qū)采收率：24.9%+2.78%=27.68%。

3.4 施工參數(shù)設(shè)計

(1)段塞組合。表活劑驅(qū)工藝技術(shù)段塞組合設(shè)計，主要考慮工藝效果、地層對表面活性劑的吸附損耗，結(jié)合國內(nèi)油田現(xiàn)場應(yīng)用經(jīng)驗[10]，HK17A井組試驗采用前置段塞+主段塞+后置段塞組合，各段塞作用如下：

前置段塞：也稱犧牲段塞，主要是使表活劑主段塞的有效濃度不受或少受影響，滿足地層對表活劑的吸附作用，該段塞表面活性劑質(zhì)量分數(shù)確定為0.4%。

主體段塞：注入表活劑段塞主要驅(qū)替儲層孔隙中的剩余油，該段塞表面活性劑質(zhì)量分數(shù)為0.2%。

后置段塞：在主段塞后再注入一個表活劑段塞，主要是為保護主段塞，減少稀釋，增加表活劑驅(qū)的穩(wěn)定性，從而提高措施的有效期和驅(qū)油效率，該段塞表面活性劑質(zhì)量分數(shù)為0.3%。

(2)各段塞注入體積。根據(jù)巖心驅(qū)替實驗結(jié)果，表面活性劑驅(qū)的注入倍數(shù)定為0.3 PV，計算出HK17井組注入體積為17 513 m3。

HK17A井組的參數(shù)：含油面積0.252 km2，孔隙度15.6%，油層厚度13.5 m ，殘余油飽和度39%，束縛水飽和度17%，波及系數(shù)為0.25，注入倍數(shù)0.3 PV。計算得HK17A井組注入體積用量為17 513 m3，注入速度30 m3/d，注入周期583 d。

(4)注入壓力。注驅(qū)油劑時注入壓力可選用正常注水壓力13 MPa。

3.5 措施前后監(jiān)測方案

建立完善的動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)，及時跟蹤分析，準備好各項資料，具體包括：

(1)吸水剖面及吸水指示曲線，三個月測一次吸水指示曲線，半年測一次吸水剖面，注采動態(tài)出現(xiàn)異常時要及時加測，以便調(diào)整注入?yún)?shù)；

(2)井間示蹤劑監(jiān)測，分析水線推進方向和速度；

(3)監(jiān)測地層流體性質(zhì)的變化，定期進行原油分析、地層水分析；

(4)油水井各項生產(chǎn)資料，特別是采油井產(chǎn)量、動液面、含水率、氯離子及注水井井口壓力、日注水量等資料；

4 結(jié)論

(1)室內(nèi)實驗優(yōu)選出HB-DB-1表活劑體系，該體系抗溫大于70 ℃，抗鹽大于70 000 mg/L，界面張力達10-3mN/m，在注入質(zhì)量分數(shù)0.2%、注入體積0.3 PV條件下，可提高采收率11.1%。

(2)優(yōu)選的HK17A試驗井組注采井網(wǎng)完善，連通性好，注水井吸水能力好，對應(yīng)油井均注水受效，井組具備注表活劑驅(qū)的條件，且具有增油潛力，預(yù)計表活劑驅(qū)可提高采收率2%～3%。

(3)結(jié)合室內(nèi)巖心驅(qū)替實驗，設(shè)計現(xiàn)場注入表面活性劑為17 513 m3，注入速度30 m3/d，注入周期583 d，注水壓力13 MPa。

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編輯：張 凡

16732-8217(2017)03-0121-04

2016-12-08

王薇，工程師，1982年生，2007年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事采油方面科研和生產(chǎn)工作。

國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(2016ZX05048)。

TE 357.432

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