注水井低渗透层表面活性剂增注配套技术研究.doc

注水井低渗透层表面活性剂增注配套技术研究摘要：本文介绍了注水井低渗透层表面活性剂增注配套技术。评价了含油污水的污油、微生物、PH值、矿化度、聚合物5项指标对非离子表面活性剂的三项性能（界面张力、降压效果、吸附能力）的影响。通过暂堵工艺技术研究，实现了表活剂增注层段内的低渗透层改造。现场试验358口井，见到理想效果。主题词：表面活性剂 增注 降压大庆油田长垣内部水驱欠注井较多，采油一厂自99年以来，每年完不成配注或需要注水却因注不进而降配注井可达500口井左右，每年冬季由于注入量低而不能正常注入冬季扫线井约为80口井（2003年为78口井），年影响注水量约89104m3。同时，注入压力高导致套损井增加，使油田开发受到较大影响。目前主要增注措施为酸化解堵和压裂。酸化解堵一方面在选井上，受到油层敏感性限制，如酸敏严重的高台子注水井，多年以来一直不能上酸化措施；另一方面在酸化效果上，受到地层流体性质的影响，过渡带地区因原油粘度高酸化效果不明显。增注就是要增加注入水的有效渗透率。由公式可知kw=Kkru，提高绝对渗透率K和提高相对渗透率krw都可以提高注入水的有效渗透率kw。注入井压裂可以提高地层的绝对渗透率，而注入一定量含活性剂的低界面张力水可以降低油、水界面张力，从而提高水的相对渗透率krw。因此在水井上利用表面活性剂进行降压增注可以降低目的层残余油饱和度，以及注入水中残余聚合物导致的残余阻力系数，提高有效渗透率，实现增注。同时表活剂增注技术能够克服地层酸敏、过度带流体酸渣堵塞等因素限制，对油层、隔层发育，套管及水泥环状况无要求，具有适应范围大，成本低的优点。树脂砂压裂克服了注入井近井地带裂缝口闭合问题，增注幅度大，有效期长，油层改造效果明显。因此，研究开发注水井低渗透层增注配套技术对减少冬季关井井数、改善水驱开发效果、控制套损，均具有十分重要的意义。如果将表活剂增注技术和注聚井树脂砂压裂技术结合使用，其增注效果更加可观。1、体系配方适应性研究 测气相渗透率 抽空、饱和水 饱 和 原 油水驱含水100%活性剂及配套措施 后 续 驱 替为考察非离子表活剂应用于注水井的可行性，重点研究了注入污水含油、含聚、矿化度、含微生物、含悬浮物等因素对表活剂界面张力、在低渗透岩心中降压效果、在岩心中的吸附能力三项指标的影响。试验用Texax 500型旋滴界面张力仪在45条件下测定油水界面张力。原油为大庆脱气原油（以下称大庆原油），NaCl、KCl、CaCl2、NaHCO3、Na2SO4、MgCl26H2O均为分析纯。按照大庆油田地层水平均矿化度4456mg/L，用蒸馏水配制模拟地层水。岩心为10010-3m2以下低渗透，直径25mm人造岩心，平流泵排量为0.1ml/min。按实验方案注入溶液段塞，记录注入压力。实验流程如下： （1）微生物对表面活性剂增注性能影响油田含油污水中含有大量微生物，实验中含微生物污水是由现场取得有微生物的污水后，抽取样品，将微生物分离，培养到一定菌数后，重新加入到所取污水中，以此评价不同浓度微生物条件下表活剂的各种性能。1）含微生物污水对表面活性剂界面张力的影响在表活剂浓度为0.5%的条件下，分别测定了不同微生物浓度下的界面张力，数据如表1。表1 含微生物污水配制表面活性剂的界面张力微生物浓度（个/mL）含微生物污水界面张力1024.210-351024.910-31035.610-351034.910-31044.110-3从表1中可以看出，含不同微生物浓度的污水对所筛选表活剂的界面张力基本没有影响，当微生物浓度小于104个/mL，均可以达到超低界面张力。2）含微生物污水对表活剂体系降压的影响表2 微生物污水表活剂体系降低驱替压力室内实验结果模型号孔隙度%气相渗透率10-3m2水驱压力MPa后续水驱压力MPa压力降低值%菌数个/mL08-0121.21091.120.6740.210208-0222.41101.330.7841.4510208-0320.81061.200.7339.210308-0520.91031.250.7440.8510308-0422.01151.070.6143.1104从表2中数据可以看出，菌数在一定范围内（无代谢产物），没有对表活剂体系降压效果产生影响。3）不同微生物浓度对表活剂吸附量的影响图1 微生物对单位孔隙体积吸附量的影响从吸附实验结果可以看出，在表活剂体系中加入不同浓度的微生物，对单位孔隙体积的表活剂吸附量无影响。（2）矿化度对表面活性剂降压增注效果的影响1）矿化度对表面活性剂界面张力的影响对表面活性剂浓度为0.5%的复合体系抗盐性能进行了实验研究。图2 矿化度对表面活性剂界面张力的影响由图2可见，在矿化度为1000-10000mg/L的范围内，均可形成超低界面张力，最佳矿化度为5000mg/L，表明该活性剂体系具有很好的抗盐性能。2）矿化度对表活剂降低压力效果的影响表3 矿化度对降低驱替压力影响实验结果模型号气相渗透率mD水驱压力MPa后续水驱压力MPa压力降低值%矿化度mg/L08-07931.230.7241.5100008-08961.340.7841.8200008-09951.190.6644.5400008-10891.400.8142.1600008-11911.260.7342.18000由表3可见，在矿化度为1000-10000mg/L的范围内，压力下降幅度均可达40%，表明该活性剂体系降压效果不受盐度影响。3）不同矿化度对吸附量的影响图3 矿化度对单位孔隙体积吸附量的影响从吸附实验数据可以看出，用不同矿化度水配制的表活剂溶液进行驱替实验，单位孔隙体积对表活剂吸附量无影响。（3）PH值对表面活性剂界面张力的影响将表面活性剂体系配制成0.5%的溶液，用HCl调PH值。图4 PH值与界面张力关系从图4可以看出，当PH值大于7（即不加酸，清水配制表活剂溶液）时，可以达到10-3数量级的超低界面张力。（4）污水含油对表面活性剂的影响1）污水含油对表面活性剂界面张力的影响在表活剂浓度为0.5%的条件下，分别测定了不同含油浓度污水的界面张力。具体见表4。表4 含油污水配制表面活性剂的界面张力含油量（mg/mL）污水界面张力14.86.210-326.75.410-344.76.710-363.24.810-398.87.610-3从表2-2-1-4中可以看出，不同含油量的污水对表活剂的界面张力基本没有影响，可以达到超低界面张力。2）含油污水对表活剂体系降压效果的影响表5 降低驱替压力实验结果模型号孔隙度%气相渗透率mD水驱压力MPa后续水驱压力MPa压力降低值%含油量mg/L10-0122.11100.980.5840.814.810-0221.61061.050.6241.026.710-0322.31071.220.7141.844.710-0423.11181.050.642.963.210-0521.81060.890.5241.698.8从表5中数据可以看出，含油量在100mg/L内（无其它杂质），没有对表活剂体系降压效果产生影响。3）不同含油量对吸附量的影响图5 含油量对单位孔隙体积吸附量的影响从吸附实验数据可以看出，用不同含油量污水配制表活剂体系，单位孔隙体积对表活剂吸附量略有影响，即随着含油量的增加，单位孔隙体积吸附量有减少的趋势，说明有少量的活性剂被污水携带出来。（5）污水含聚对表活剂体系性能影响分析表明，我厂各矿有聚驱区块的注水站、污水站的含油污水或多或少均含有一定量的聚合物，下表6为32座污水处理站含聚情况。表6 采油一厂32座污水站含聚情况表序号 污水站名含聚浓度mg/L序号 污水站名含聚浓度mg/L1中十三深14417西三深852聚北I-1深8018中十六深513西一深6819中312污1564中112污23020中七联1275新北一联污7521聚中七2436北I-1污8222中七试验1207北二深污7723中七深658北一二10824中七1深1159北一三23425南II4410聚北二17326中一深18611中十二深10727聚中一深11612聚中十一深11728聚中一15213北二深7729中十四污8314中三污10030聚中十四水8.415中十六污5931中十四污1416中六深8632聚中十四深10平均106由表6可见，含聚最高如聚中7污水处理站可达243mg/L，含聚最低的站不到20mg/L。分析含聚含油污水条件下表活剂增注降压效果，可以指导现场施工时是否需要采用氧化剂段塞以消除聚合物的影响。选取13个站不同浓度含聚含油污水，进行了表活剂体系降压实验。对比界面张力和加氧化剂降压效果。1）含聚浓度对表活剂界面张力影响表7 含聚度对复合体系界面张力影响样号1234567含聚浓度，（mg/L）405069778391121界面张力，（mN/m）6.210-37.610-38.510-34.610-26.410-26.810-27.310-2样号8910111213含聚浓度，（mg/L）123150170190209230界面张力，（mN/m）7.610-27.710-28.310-28.410-29.110-29.210-2由表7可见，含聚浓度与界面张力有关，含聚量越大，界面张力越大，含聚浓度70mg/L以下，界面张力达到超低。2）含聚浓度对降低驱替压力的影响为考察含聚浓度对降低驱替压力的影响，对13个站的含油分别进行了表活剂和氧化剂体系降压实验。图6 加氧化剂与不加氧化剂压降与含聚浓度关系由图6可见，对于含聚量较高100mg/L以上的含油、含聚污水，氧化剂加与不加，对降压效果有明显影响。在实际实施过程中，应该采取氧化剂段塞，改善降压效果，对于含聚浓度较低的含油污水，可以不必采用该工序，以节约措施投入。2、表活剂暂堵工艺技术研究酸化压裂过程中使用暂堵工艺在油田应用较为普遍，在表活剂增注过程中是否适用尚未研究，因此，开展了表活剂暂堵工艺研究。目前大庆油田采用的暂堵剂主要是油溶性腊球、酸溶性暂堵剂和溶胀性暂堵剂。其中水溶溶胀性暂堵剂暂堵以其用量少（单井1-2kg），价格便宜（2-3万元/吨），操作方便等优点。针对笼统措施处理厚度、波及体积受到层间矛盾影响的问题，实验研究了溶胀性暂堵剂。(1)表活剂溶液与暂堵剂适应性试验取500mL浓度为1%的表活剂溶液，加暂堵剂10g，每40分钟测剩余暂堵剂的量和表活剂溶液的界面张力，见表9。表活剂在暂堵剂存在的条件下界面张力无变化，性能不受影响，暂堵剂溶解速度不受影响，表活剂溶液与暂堵剂均表现为较好的适应性。表9 加暂堵剂表活剂溶液界面张力试验表时间（min）04080120160200480暂堵剂（g）10109.68.88.57.80界面张力（mN/m）6.210-37.610-37.510-37.610-37.410-36.810-37.210-3(2)岩心降压暂堵试验双层模型由渗透率分别为17510-3m2、46210-3m2的人造岩心组成，胶结物为环氧树脂，砂粒为95%石英砂、5%大理岩，驱替液为7：3活化土酸。图8为双层模型压力变化曲线。图8 溶胀性暂堵剂压力变化曲线从曲线可以看出，当压力下降到5.2MPa时，投加暂堵剂，压力上升到12.6MPa最高点，然后逐渐下降到6.0MPa，暂堵剂起到较好的暂堵转向作用。暂堵剂水溶溶蚀实验结果见表2-2-1-10。表10 水溶溶蚀效果时间（h）011.522.533.58溶蚀率（%）00312152244100由表可见，暂堵剂溶解慢，可供长时间施工需要。最终溶蚀率为100%，无残渣不熔物，对地层无污染，性能良好。一、 3、表活剂增注现场试验效果至2008年6月底，共进行注水井表活剂增注现场试验358口井，措施前平均注入压力14.3MPa，平均单井日配注68.8m3，日实注21.1m3，完成配注的30.7%；措施后平均注入压力12.6MPa，平均单井日实注62.4m3，完成配注的90.7%。初期平均单井日增注48.1m3，降压1.7MPa，效果很好。与之相比，1999-2008年，我厂酸敏严重的高台子欠注井由于酸敏不能上酸化而得不到好的治理，欠注情况严重。几年来，各种防酸敏酸化配方的使用效果并不明显，因此酸敏井酸化井数也较少。统计5口井酸敏井酸化，效果见表11。表11 酸敏井酸化试验效果井号破裂压力(MPa)日配注(m3)施工前施工后目前油压(MPa)日注(m3)油压(MPa)日注(m3)油压(MPa)日注(m3)高160-43414.510014.53514.54114.539高157-43415.06014.43114.45014.447高150-侧斜3314.59014.9314.9514.94高145-47414.54014.51513.82214.510高146-47414.55014.51014.51414.510平均14.66814.51914.42614.522由表8可见，5口井有效1口，高157-434井初期日增注19 m3，有效期有待进一步观察，无效4口。为对比酸化与表活剂在酸敏井上增注效果，绘制了无因次视吸水指数K/K0曲线，见图7。由图可见，酸化解堵有效期最长不到3个月，且初期效果很差。表活剂增注效果远好于酸化解堵，初期效果很好，到目前最长有效期为20个月并继续有效，预计有效期可达22个月。 图7 表活剂