低渗透油藏复合活性剂体系

1、低渗透油藏复合活性剂体系降压增注研究汇报内容二、表面活性剂降压增注作用机理一、表面活性剂降压增注的理论依据三、复合活性剂体系及性能评价四、施工工艺优化研究五、现场应用及效果六、结论与认识胜利油田东辛采油厂注入压力与水的有效渗透率Kw成反比，通过提高地层对注入水的有效渗透率，可以降低注入压差。平面径向流产量公式平面径向流产量公式（裘比公式）（裘比公式）一、表面活性剂降压增注的理论依据Q：产量；：产量；：流体粘度；：流体粘度；h：油层厚度；：油层厚度；pe：油藏压力；：油藏压力；pwf：井底压力；：井底压力；re：供液半径；：供液半径；rw：井筒半径；：井筒半径；P：压力差；：压力差；K：地层绝对

2、渗透率：地层绝对渗透率；Kw：地层对注入水的有效渗透率；：地层对注入水的有效渗透率； Krw：地层对注入水的相对渗透率：地层对注入水的相对渗透率汇报内容二、表面活性剂降压增注作用机理一、表面活性剂降压增注的理论依据三、复合活性剂体系及性能评价四、施工工艺优化研究五、现场应用及效果六、结论与认识胜利油田东辛采油厂1、降低油水界面张力洗油效率随毛细管准数的增加而增加，界面张力越小，毛细管数越大，驱油效率越高。W粘附粘附=油水油水(1+cos)式中，式中，W粘附粘附粘附功；粘附功； 油水油水 油水界面张力；油水界面张力； 油对岩石表面的润湿角油对岩石表面的润湿角式中，式中， Nc 毛管数值；毛管数值

3、； V 驱替相的渗流速度；驱替相的渗流速度； w水相粘度水相粘度 ； 油水油水 油水界面张力油水界面张力Nc=Vw油水油水残余油变成可流动油通过孔喉示意图残余油变成可流动油通过孔喉示意图二、表面活性剂降压增注作用机理通过表面活性剂降低油水界面张力通过表面活性剂降低油水界面张力, , 降低剥降低剥离原油所需的粘附功，使滞留在孔隙中的剩余离原油所需的粘附功，使滞留在孔隙中的剩余油流动，油流动，降低残余油饱和度降低残余油饱和度，增加有效微孔数，增加有效微孔数，降低渗流阻力。降低渗流阻力。弱水湿润湿弱水湿润湿v壁0毛管力 v壁=0砂岩强水湿储层砂岩强水湿储层近井地带，横断面上的流速分布呈圆锥曲线，近井

4、地带，横断面上的流速分布呈圆锥曲线，V V壁壁=0=0，液固间出现很强的，液固间出现很强的粘滞阻力。亲水性越强，粘滞阻力就越大；而变为弱水湿时，粘滞阻力降粘滞阻力。亲水性越强，粘滞阻力就越大；而变为弱水湿时，粘滞阻力降低至零，横断面的流速成切线分布，降低了注水摩阻。低至零，横断面的流速成切线分布，降低了注水摩阻。式中，式中，Pc 毛细管力毛细管力(排替压力排替压力) 界面张力界面张力 润湿角润湿角 r毛细管半径毛细管半径Pc=2 cosr2、改变岩石表面润湿性二、表面活性剂降压增注作用机理使由于长期受注入水冲刷而强亲水的油层岩石表面转为弱亲水，可以降低注水摩阻。增注剂驱除注水水膜后扩大有效渗流

5、通道示意图增注剂驱除注水水膜后扩大有效渗流通道示意图注水冲刷使储层砂岩表面形成水膜，由于增注剂的吸附性较强，使得储注水冲刷使储层砂岩表面形成水膜，由于增注剂的吸附性较强，使得储层表面水膜厚度逐渐减小至破裂消失，最终结果是增注剂吸附于砂岩表面，层表面水膜厚度逐渐减小至破裂消失，最终结果是增注剂吸附于砂岩表面，驱除注水引起的水膜。驱除注水引起的水膜。3、降低边界层厚度二、表面活性剂降压增注作用机理表面活性剂分子吸附在边界层流体表面，可使边界层流体的剥落功减小，从而降低水化膜厚度，增大有效孔喉半径，减小流动阻力。汇报内容二、表面活性剂降压增注作用机理一、表面活性剂降压增注的理论依据三、复合活性剂体系

6、及性能评价四、施工工艺优化研究五、现场应用及效果六、结论与认识胜利油田东辛采油厂复合活性剂体系组成复合活性剂体系组成组分组分溶剂油溶剂油主剂：主剂：乳化剂：乳化剂：增溶剂增溶剂比例比例72%28%（7：9：12）（一）复合活性剂体系组成三、复合活性剂体系及性能评价增注剂体系主剂为阴阳两性离子型增注剂体系主剂为阴阳两性离子型C C2020氨基化合物类表面活性剂，另外两种表面氨基化合物类表面活性剂，另外两种表面活性剂分别是乳化剂活性剂分别是乳化剂OPOP和增溶剂，乳化剂和增溶剂，乳化剂是烷基酚和环氧乙烷缩合物，增溶剂是醇是烷基酚和环氧乙烷缩合物，增溶剂是醇醚类化合物。醚类化合物。通过正交试验调整主

7、剂和其他表面活性剂配比，与溶剂油复配后组成体系配方。增注剂在不同温度条件下的洗油效率增注剂在不同温度条件下的洗油效率不同浓度的增注剂在常温下就有较好的洗油能力，不同浓度的增注剂在常温下就有较好的洗油能力，随温度升高洗油效率大幅度提高。在随温度升高洗油效率大幅度提高。在60 条件下条件下5%增增注剂洗油效率达到注剂洗油效率达到96%以上以上。增注剂增注剂浓度浓度洗油洗油效率效率(%)（常温）（常温）洗油洗油效率效率(%)（40）洗油洗油效率效率(%)（60）2.0%38.3655.4078.413.0%43.4962.7783.684.0%48.9367.5887.075.0%57.7475.5

8、396.20洗油能力实验图片洗油能力实验图片 增注剂具有良好的地层清洗能力。（二）复合活性剂体系性能评价三、复合活性剂体系及性能评价1、洗油能力评价实验不同浓度增注剂与原油间的界面活性不同浓度增注剂与原油间的界面活性用界面张力测定仪测定加入不用界面张力测定仪测定加入不同浓度增注剂的原油与注入水体系同浓度增注剂的原油与注入水体系的界面张力，从测定结果可以看出，的界面张力，从测定结果可以看出，都表现出良好的界面活性。都表现出良好的界面活性。增注剂浓度（增注剂浓度（%）界面张力界面张力(mN/m)024.621.03.672.09.6810-13.06.5210-14.04.2310-15.03.8

9、510-1 增注剂浓度大于2.0%时，界面张力达10-1mN/m数量级。三、复合活性剂体系及性能评价2、对油水界面活性评价天然岩心处理前天然岩心处理前(0)3%增注剂处理后增注剂处理后(55.6)永永1 1区块天然岩心为强水湿，处理后均表现为弱水湿，且随着增注剂溶液浓度区块天然岩心为强水湿，处理后均表现为弱水湿，且随着增注剂溶液浓度的提高，润湿性改变能力提高；但随浓度由的提高，润湿性改变能力提高；但随浓度由3%3%增加至增加至5%5%，提升幅度差别很小。，提升幅度差别很小。4%增注剂处理后增注剂处理后(56.8)5%增注剂处理后增注剂处理后(61.5)测定不同浓度增注剂处理天然岩心岩石表面润湿

10、角的变化：测定不同浓度增注剂处理天然岩心岩石表面润湿角的变化： 增注剂能使永1天然岩心由强水湿变为弱水湿，说明其具有改变润湿性能力。三、复合活性剂体系及性能评价3、改变润湿性能力评价增注剂增注剂(3%)处理后相对渗透率曲线处理后相对渗透率曲线与水驱相渗曲线相比，复合降压增注体系驱相渗曲线发生了以下变化：与水驱相渗曲线相比，复合降压增注体系驱相渗曲线发生了以下变化：a.a.束缚水饱和度点左移，且束缚水饱和度点左移，且等渗点左移，等渗点左移，岩心表面岩心表面亲水性减弱亲水性减弱，亲油性增强。，亲油性增强。b.b.当岩石亲水程度减弱时，当岩石亲水程度减弱时，水的相对渗透率增加水的相对渗透率增加，油的

11、相对渗透率减小。，油的相对渗透率减小。c.c.在高含水期，水相渗透率增加明显，曲线出现上翘，在高含水期，水相渗透率增加明显，曲线出现上翘，水相渗透率显著提高水相渗透率显著提高，水相流动得以改善。水相流动得以改善。d.d.增注剂浓度提高，润湿性改变能力增强。增注剂浓度提高，润湿性改变能力增强。 增注剂使岩心润湿性转变为弱亲水，水相渗透率提高。增注剂增注剂(4%)处理后相对渗透率曲线处理后相对渗透率曲线增注剂增注剂(5%)处理后相对渗透率曲线处理后相对渗透率曲线三、复合活性剂体系及性能评价4、对相对渗透率影响实验永永1 1块驱替实验用天然岩心块驱替实验用天然岩心油田油田胜利油田胜利油田样品号（井号

12、）样品号（井号）永永1X63孔隙体积，孔隙体积，cm33.72气测渗透率，气测渗透率，10-3m253.5孔隙度，孔隙度，%13.70克氏渗透率，克氏渗透率，10-3m2岩样长度，岩样长度，cm5.77初始渗透率，初始渗透率，10-3m25.27岩样直径，岩样直径，cm2.45流量，流量，cm3/min/实验温度，实验温度，60.0岩性描述岩性描述三、复合活性剂体系及性能评价5、增注性能物模流动实验分别对不同浓度增注剂进行物模流动实验，实验表明增注剂浓度在3.0%-5.0%均具有较好的降压增注效果。浓度浓度水相渗透率提高水相渗透率提高注入压力下降注入压力下降3%49.4%27.7%4%50.7

13、%28.1%5%51.8%28.3%驱替实验岩芯样品基础数据驱替实验岩芯样品基础数据增注性能物模流动实验数据增注性能物模流动实验数据增注剂（浓度增注剂（浓度5%）驱替试验曲线）驱替试验曲线驱替前后对比，水相渗透率提高驱替前后对比，水相渗透率提高51.8%，相同注入排量下注入压力下降，相同注入排量下注入压力下降28.3%；水驱注入；水驱注入70PV后，出现压力上升，渗透率下降，水驱注入后，出现压力上升，渗透率下降，水驱注入95PV后，后，驱替压力和渗透率仍明显好于增注剂处理前，说明增注剂抗冲刷能力较强。驱替压力和渗透率仍明显好于增注剂处理前，说明增注剂抗冲刷能力较强。三、复合活性剂体系及性能评价

14、5、增注性能物模流动实验汇报内容二、表面活性剂降压增注作用机理一、表面活性剂降压增注的理论依据三、复合活性剂体系及性能评价四、施工工艺优化研究五、现场应用及效果六、结论与认识胜利油田东辛采油厂浸泡不同时间对渗透率的影响浸泡不同时间对渗透率的影响通过评价增注体系停留时间对渗透率的影响，确定合理关井时间。序号序号浸泡浸泡时间时间(h)渗透率渗透率(10-3m2)102.252122.673243.384363.865484.156604.207724.23增注剂不同停留时间岩心渗透率的变化增注剂不同停留时间岩心渗透率的变化 确定现场施工关井反应时间为48小时。实验结论：由实验结果可以看出，增注剂与

15、岩石表面接触时间达到实验结论：由实验结果可以看出，增注剂与岩石表面接触时间达到4848小小时后时后对改善岩芯渗透率的作用对改善岩芯渗透率的作用已不再明显已不再明显。四、施工工艺优化研究1、关井反应时间的优化 确定增注处理半径确定为3-4米。K=0.025um2K=0.15 um2K=0.1um2K=0.06um2K=0.03um2K=0.12um2在在10m3/md注水强度下不同渗透率储层压损曲线注水强度下不同渗透率储层压损曲线绘制永绘制永1区块不同渗透率储层，在每米砂厚区块不同渗透率储层，在每米砂厚10m3/d的注水强度下，所需的注水强度下，所需注水压力在半径方向上的分布曲线。注水压力在半径

16、方向上的分布曲线。从曲线上可以看出，在从曲线上可以看出，在3米米以内以内是是压降敏感区压降敏感区，也是改造效，也是改造效果最明显区域，因此可将增注处果最明显区域，因此可将增注处理半径确定为理半径确定为3-4米。米。四、施工工艺优化研究2、增注处理半径的确定直接注增注剂直接注增注剂污染后注增注剂污染后注增注剂污染后预处理再注增注剂污染后预处理再注增注剂通过配套不同施工方式，对比增注剂对岩心渗透率的影响，实验表明预处理技术对增注效果有明显改善。 优选油层预处理与降压增注技术复合配套的施工模式。四、施工工艺优化研究3、配套施工工艺的优化不同施工方式下增注剂处理岩心前后渗透率对比试验不同施工方式下增注

17、剂处理岩心前后渗透率对比试验 酸液岩心物模实验结果酸液岩心物模实验结果选取复合酸作为主体酸开展岩心物模实验（复合酸体系：选取复合酸作为主体酸开展岩心物模实验（复合酸体系：HCL:HF:有机有机土酸土酸:醋酸为醋酸为5:1:1.5:1.5）。）。实验结果表明，实验结果表明，酸化后岩心渗透率酸化后岩心渗透率增增加加1414倍倍以上。以上。段塞段塞Q(ml/min)L(cm)A(cm2)P(Mpa)k(10-3m2)K2/K1酸前酸前0.4165.33.841.420.64314.2酸液体系酸液体系0.55.33.840.1229.145开展酸化预处理后再注增注剂的岩心流动实验。开展酸化预处理后再注

18、增注剂的岩心流动实验。试验结果显示，水相试验结果显示，水相渗透率渗透率提高提高4 4倍倍。四、施工工艺优化研究3、配套施工工艺的优化 优选复合酸体系作为油层预处理配套技术。汇报内容二、表面活性剂降压增注作用机理一、表面活性剂降压增注的理论依据三、复合活性剂体系及性能评价四、施工工艺优化研究五、现场应用及效果六、结论与认识胜利油田东辛采油厂永永安安三三角角洲洲永安镇油田含油面积图永安镇油田含油面积图永永12断块断块永永35断块断块永永3断块断块永永42断块断块永永66断块断块永永63断块断块永永1断块断块永永1沙四段为常温常压、沙四段为常温常压、稀油、低孔低渗的砂砾岩油稀油、低孔低渗的砂砾岩油藏

19、，地质储量藏，地质储量1782104t，平，平均孔隙度均孔隙度11.4%，平均渗透率，平均渗透率1010-3m2，地层温度，地层温度97。目前月注采比仅目前月注采比仅0.40，综合含，综合含水水47.9%，采出程度，采出程度4.8，地，地层总压降层总压降14Mpa。 单元欠注情况严重，能量消耗快； 酸化增水幅度小，措施有效期短； 多轮次酸化效果下降，常规增注措施适应性差。存在问题五、现场应用及效果1、永1试验区基本概况2012年开始在永年开始在永1、莱、莱113等低渗区块试验，截止目前实施等低渗区块试验，截止目前实施6口井，有效口井，有效5口，有效率口，有效率83.3，日增水，日增水163m3

20、/d，增水幅度，增水幅度380%，累计增水，累计增水45807m3，层段合格率层段合格率66.7%，平均有效天数，平均有效天数203天天（6.5个月），取得了明显的降压增个月），取得了明显的降压增注效果。注效果。复合活性体系降压增注效果统计表复合活性体系降压增注效果统计表序序号号井号井号 实施日期实施日期 实施前注水情况实施前注水情况 实施后注水情况实施后注水情况 有效有效天数天数累计累计增水增水油压油压配注配注日注日注油压油压配注配注日注日注合格率合格率Mpa m3 m3 Mpa m3 m3 %dm3 1 YAA63N20 2012/9/1824.539023.834351003511254

21、02 YAA1-30 2012/9/1521.73015204846100322145603 YAA1X60 2012/10/1922301621.86015052684 GLL113X252013/8/82541020.23132100304107255 YAA1-20 2013/4/722.5301218.84028019052506 GLL113X222014/1/1122310174850100482464合计合计 2014326120666.7203 45807五、现场应用及效果2、现场试验及效果开发效果：永永1试验区与实施前对比，日注水量由试验区与实施前对比，日注水量由47方方/天

22、增加到天增加到233方方/天，天，日液水平由日液水平由117方方/天增加到天增加到215方方/天，月注采比由天，月注采比由0.40上升至上升至1.08，增加了，增加了0.68。日油水平增加。日油水平增加60吨吨/天，综合含水下降天，综合含水下降4.1%，平均动液面回升，平均动液面回升111米，米，投入产出比达投入产出比达1：3.75。油藏开发效果统计表油藏开发效果统计表指标指标开水井开水井数（口）数（口）日注水量日注水量（m3/d）开油井开油井数（口）数（口）日液水平日液水平（m3/d）日油水平日油水平（t/d）综合含综合含水（水（%）月注月注采比采比平均动平均动液面（液面（m）实施前实施前6

23、47181176147.9%0.401587实施后实施后82331921512143.7%1.081476差值差值218619860-4.1%0.68-111u 现场试验表明，复合活性体系降压增注技术在低渗透油藏具有较好的降压增注效果。五、现场应用及效果2、现场试验及效果该井油层物性差、启动压力高导致欠注，同时存在后期污染堵塞。针对此情况，设计了先酸化预处理油层，后实施复合降压增注的施工方案。 典型井例：永1-30井YAA1-30YAA1-30井地质基础数据井地质基础数据层位层位井井段段(m)厚度厚度(m)电测解释电测解释孔隙度孔隙度(%)渗透率渗透率(mD)泥质含量泥质含量(%)沙三中沙三中

24、1968.3-19712.7/1油层油层19.61642.6沙四沙四2001.1-2038.116.8/3油水同层油水同层15.340.111.2泵注程序泵注程序液体名称液体名称液量液量(m3)备注备注正替酸液正替酸液盐酸盐酸6投投28mm钢钢球球正挤酸液正挤酸液盐酸盐酸4正挤酸液正挤酸液复合酸复合酸20正挤隔离液正挤隔离液清水清水2.5正挤增注剂正挤增注剂增注剂增注剂4增注剂浓度增注剂浓度3%酸化预处理酸化预处理施工方案设计施工方案设计复合降压增注复合降压增注施工方案设计施工方案设计泵注程序泵注程序液体名称液体名称液量液量(m3)备注备注正挤增注剂正挤增注剂增注剂增注剂56增注剂浓度增注剂浓度3%正挤顶替液正挤顶替液清水清水6关井反应关井反应关井反应关井反应48小时小时五、现场应用及效果实施后，初期油压12.4Mpa日注水46m3/d，增水幅度达306%(措施前日注15m3)，统计该井有效期322天，累计增水14560m3，增水效果明显。复合酸复合酸20m3盐酸盐酸10m3增注剂增注剂60m3酸化酸化施工泵压由施工泵压由25Mpa降至降至16Mpa，关井反应关井反应1h，注增注剂注增注剂压力由压力由20.5Mpa降降至至18Mpa。永永1-301-30井施工压力变化曲线井施工压力变化曲线永永1-301-30井注水生产曲线井注水生产曲线五、现场应用及效果