饶程 周成 陈芳琴 陈佳伟

摘要：低渗透油气藏在国内外分布较广，占有很大的资源量和储量。低渗透储层具有颗粒细、分选差、胶结物含量高，长石和岩屑含量普遍较高，孔隙度、渗透率较低，排驱压力大。研究表明，表面活性剂驱能明显改善低渗透油藏开发效果。

关键词：表面活性剂;低渗透;层间矛盾

引言

一般将渗透率小于 50×10- 3 μm2的砂岩称为低渗透砂岩，将储层渗透率小于 50×10- 3 μm2砂岩中的油气藏称为低渗透砂岩油气藏。低渗透油气藏在国内外分布较广，占有很大的资源量和储量。中国低渗透石油资源量为537×108t，占全国石油远景资源量的 49%。因此对低渗透油藏的开发有着重要意义。xx油田xx块经过多年开发，进入区块开发后期，油井普遍含水较高，采油速度较低，区块面临严峻的形势，对注表面活性剂驱改善区块开发效果可行性进行研究，为同类型油藏开发提供指导性意见。

1 低渗透砂岩油田开发中存在的问题及原因分析

1.1层间矛盾突出、水驱动用程度低

受沉积相类型的控制，区块储层砂体多并且薄，层间物性差异大，导致吸水剖面严重不足，水驱动用程度较低。吸水层集中分布造成油井单层单向受效几率增大，油井含水上升较快。

造成低渗透油藏难注难采的根本原因是低渗透砂岩储层孔喉小。

1.2 注水困难，注水压力高

低渗透油藏注水开发过程中存在油层吸水不均衡、注采对应率低、井间连通性差等问题，经常出现注水压力上升快，导致注水困难。为限制高吸水层段，区块主体部位水井实施分注，但是注水压力升高很快，注水井注水困难，只能增压注水。使用的高压注水又容易引起注水井损坏，造成注采对应率低。并且高压注水为动态调配常规水井措施带来较大困难，导致注水井日常管理难度增大。

1.3注水后采油井受效差

低渗透油藏注水开发采油井见效时间长、增产效果差（ 大部分生产井注水见效后产量只能恢复到初期产量的 50% ～ 60%）。低渗透油藏低液量级别井数占油井比例较大，压力梯度的存在使得注采井间压力损耗大，有效驱替压差小，从而导致采油井产液量低。因此，低渗透砂岩油藏放大生产压差提高液量潛力比较小，大压差生产方式又不可取，不能采取高速开采，只能维持供采平衡保持低速开采。

2表面活性剂驱研究

由于低渗透砂岩油藏的特征是低渗、低孔隙度、微观孔隙结构。这些特征直接对流体产生显著影响，且渗透越低，影响越强。表面活性剂溶液能够降低油水界面张力，减小亲油油层的毛细管阻力，提高驱油性能，降低低渗透油藏的注水压力。所以表面活性剂增注降压提高低渗透油藏的开发效果比较好。

2.1表面活性剂适应性评价

为确定储层对表面活性剂的适应性，通过室内试验，选取多种表面活性剂体系进行了评价。试验研究发现：这几种表面活性剂在考察浓度范围内能有效的降低界面张力，并且在很长时间内保持较好的稳定性界面张力。几种表面活性剂都具有良好的抗盐性能，在xx块地层水条件下能保持较低的界面张力。不同浓度表面活性剂体系试验对比发现，高浓度表面活性剂体系表现出相对而言比较强的乳化能力及界面张力抗吸附能力。从而表明高浓度表面活性剂更具有优势。

2.2表面活性剂驱岩心实验

为确定xx块储层表面活性剂驱油适应性，在室内进行岩心驱替试验，采用多功能岩心驱替装置进行岩心驱替实验。①将岩心烘干后称干重，抽真空饱和水，称湿重，并计算岩心孔隙度;②将饱和水的岩心放入岩心夹持器中，加围压，85 ℃下恒温2 h以上，测定其水相渗透率;③在流速为0.05 mL/min的条件下，用模拟油驱替至岩心末端含水率为 0 时，再以 0.5～1 mL/min 的流速继续驱替至10倍孔隙体积以上，计量模拟油驱替出的水体积，计算束缚水饱和度，老化24 h;④用注入水以0.5 mL/min 的流速驱替岩心至出口端含水率为100%时，注入不同质量分数的表面活性剂溶液，继续水驱至出口端含水率为 100%，记录注入压力变化;⑤将岩心重新洗油、烘干，改变注入速度、表面活性剂溶液的注入量，重复步骤①—④。实验结束后将记录的数据进行处理，分析界面张力、注入量以及注入速度对表面活性剂改善水驱效果的影响。试验结果显示，所选表面活性剂体系在岩心注入观察过程中未发生堵塞，注入性较好。各浓度表面活性剂体系中，随着表面活性剂浓度的增加，含水降低，采出程度增大。表面活性剂浓度为0.3%的时候，含水降低幅度及采收率提高幅度达到最大。说明表面活性剂驱能够明显改善xx区块的开发效果。

2.3表面活性剂现场实验方案

结合岩心躯体试验，初步确定了表面活性剂现场实验方案，表面活性剂为DH-W型。现场试验表面活性剂建议浓度为0.3%，段塞尺寸为0.5倍空隙体积时开发效果达到最佳，由于考虑到地层水的稀释剂吸附滞留，因此需要增加前置保护段塞。段塞设计采用了前置高浓度保护段塞+表面活性剂主段塞的组合方式：前置保护段塞中表面活性剂浓度为0.35%，碱浓度为1.2%，段塞大小为0.1倍空隙体积。主要段塞中表面活性剂浓度为0.3%，碱浓度为1.2%，段塞大小为0.4倍空隙体积。由于地层破裂压力及机采能力因素，注入速度确定为每年0.2倍空隙体积。

3 结论

（1）实验所用的表面活性剂适用于xx块低渗透砂岩油藏，储层表面活性剂可注性比较好，具备表面活性剂驱的基本条件。

（2）xx块低渗透油藏当表面活性剂质量分数为0.3%时，能够有效的降低油水界面张力的能力。岩心驱替实验结果表明，低渗透砂岩油藏注入表面活性剂溶液后，二次水驱注入压力下降，采收率明显提高。表面活性剂溶液与模拟油界面张力越低，二次水驱降压率及采收率提高幅度越大，实验条件相同时，岩心渗透率越低，孔喉越细小，孔隙连通性越差，渗流条件复杂，注入表面活性剂溶液后改善水驱效果越差。

（3）xx块表面活性剂现场试验时应该选择有利于开发层系进行试验，降低储层非均质性对实验效果的影响。同时需要注意加强储层保护，减少碱敏度引起的储层伤害。

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