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低渗储层酸液协同表面活性剂降压排驱机理研究

于昭东 ,  刘双喜 ,  唐俊 ,  刘广忠 ,  石秀慧 ,  王刚 ,  贾虎

现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (S2) : 347 -353.

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现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (S2) : 347-353. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.S2.060
科研与开发

低渗储层酸液协同表面活性剂降压排驱机理研究

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Research on collaboration of acid liquid and surfactant for pressure dropping and fluid displacement in low-permeable reservoirs

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摘要

针对临盘田家储层渗透低,注水开发难的实际问题,基于“酸化+表面活性剂”协同作用,利用界面张力仪和高温高压渗吸仪,探索了表面活性剂N-01的最佳适用条件,并结合核磁共振技术从温度和浓度两方面开展了岩心渗吸洗油效率影响因素评价实验,进一步通过岩心驱替实验,明确了酸液协同表面活性剂N-01的降压增注性能以及最佳注入时机。结果表明,当表面活性剂N-01用量为1.0%时,地层水与原油间的界面张力仅为4.09×10-3 mN/m,静态渗吸洗油效率最高可达42.40%。依次注入0.5 PV(孔隙体积)酸液与1.0 PV表面活性剂N-01段塞后,可使岩心的水驱注入压力降低50.58%以上,采收率提高41.7%以上,可有效为现场施工提供理论基础与技术指导。

Abstract

In the light of low-permeability and difficulty in water flooding development in Tianjia reservoir of Linpan block,the optimum applicable conditions for N-01 surfactant are explored by means of an interface tension meter and a high temperature-high pressure percolation meter,based on the synergistic effect of “acidification+surfactant”.Combined with nuclear magnetic resonance (NMR) technology,the evaluation experiments are performed on the factors influencing core percolation oil washing efficiency in terms of temperature and concentration.Furthermore,the pressure-dropping and injection augmenting performance of N-01 surfactant coupled with acid liquid,as well as the optimal injection timing of N-01 are clarified through the core replacement experiments.It is found that the interfacial tension between formation water and crude oil is 4.09×10-3 mN/m,and the static percolation oil washing efficiency can reach 42.40% when the mass fraction of N-01 is 1.0%.After the sequential injection of 0.5 PV (pore volume) acid solution and 1.0 PV N-01,the core’s water flooding injection pressure can be reduced by more than 50.58%,and the oil recovery can be increased by more than 41.7%,which can effectively provide theoretical basis and technical guidance for the field construction.

Graphical abstract

关键词

低渗油藏 / 注水开发 / 提高采收率 / 降压增注 / 界面张力

Key words

low permeable reservoir / water flooding development / enhanced oil recovery / pressure dropping and injection augmenting / interfacial tension

Author summay

于昭东(1986-),男,硕士,教授级高级工程师,研究方向为油水井注采工艺及储层改造、断块油田提高采收率EOR,

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于昭东,刘双喜,唐俊,刘广忠,石秀慧,王刚,贾虎. 低渗储层酸液协同表面活性剂降压排驱机理研究[J]. 现代化工, 2025, 45(S2): 347-353 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.S2.060

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临盘油田田3-侧斜1块沙三上段埋深2 600~3 140 m,区块平均孔隙度约20%,平均渗透率为 13.2×10-3 μm2,属中深埋藏、常温常压、中孔低渗油藏。注水开发过程中易出现注水压力升高快、注水量下降率高以及注不进水等现象[1-4]。酸液和表面活性剂是油田常用化学剂,通过改变储层砂岩孔隙表面性质及其与原油间的界面张力,可有效提高储层水相渗透率,达到增注的效果[4-6]。同时,由于研究储层属弱亲水性,当表面活性剂分子吸附在基质表面后,疏水尾链向外延伸,在孔隙表面形成疏水薄膜,排斥孔隙表面水从而增加孔隙的有效孔径,减小水相流动阻力[7-8]。众多实际应用案例显示,在酸液与表面活性剂的协同作用下能有效缓解低渗透油藏注水难题,以及注入压力的快速上升等现象,现场应用后降压率可达5%~38%[9-11]。雷金华等[12]通过岩屑酸蚀实验,优选出酸化效果较好且酸蚀速率较低的酸液段塞,与SATRO型表面活性剂段塞组合后可将注水压力降低38%。针对延长低渗油藏注水压力高,常规酸化施工差等问题,张刚等[13]研制了一种新型阳离子双子表面活性剂,其界面活性优异并且兼具润湿反转能力,现场应用结果表明,该体系的降压率可达30.9%。
油藏开发逐渐往低渗储层发展,通过注酸可有效提高储层渗透率,增加油气通道,是提高油气采收率的重要方式,对低渗油气藏的稳产增产具有非常重要的现实意义[14-16]。临盘油藏注水层最高温度为102℃,注水水源为高矿化度地层水(矿化度 25 000 mg/L),因此,降压增注体系应具备一定的耐温耐盐性能。本文利用界面张力仪和紫外-可见光分光光度计研究了兼具抗温耐盐的阴-非离子表面活性剂N-01的界面活性以及吸附性能;进一步结合核磁共振技术,通过静态带压渗吸实验和岩心驱替实验,研究了表面活性剂N-01的渗吸提采效果,明确了酸液和表面活性剂N-01的段塞组合方式,最终优选出适合临盘田家储层高效注水开发的注入段塞体系及工艺。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

氯化钠、四水合氯化锰,分析纯,成都市科隆化学品有限公司;去离子水(实验室自制);原油为临盘油田脱水原油;模拟地层水矿化度为25 000 mg/L(氯化钠配制,为掩蔽核磁中水信号,模拟地层水中含6 000 mg/L氯化锰[17]);酸液F1和酸液F2(主要成分分别为盐酸和多氢酸,且均含缓蚀剂)由临盘油田现场提供;石英砂,26~40目,工业级;N-01为阴-非离子表面活性剂,临盘油田现场提供。岩心物性参数如表1所示。
仪器有旋转滴界面张力仪(德国KRÜSS,SDT),紫外-可见光分光光度计(日本岛津,UV1800),高温高压渗吸仪(江苏珂地科研仪器有限公司),岩心驱替装置(江苏珂地科研仪器有限公司)。

1.2 实验方法

(1)油水界面张力测试,按照石油与天然气行业标准SY/T 5370—2018《表面及界面张力测定方法》执行,设定转速为6 000 r/min。
(2)乳化性能测试,在设计的实验温度下,将原油与表面活性剂溶液按油水体积比8∶2混合后,并以600 r/min的转速搅拌10 min制备乳液,通过记录不同时间内乳液的析出水体积,计算乳液析水率。相同时间下乳液的析水率越小,对应乳液的稳定性则越强[18]。析水率按式(1)计算:
f v = ( V 1 / V 2 ) × 100 %
式中:fv为析水率,%;V1为析出水体积,mL;V2为表面活性剂溶液体积,mL。
(3)吸附性能测试
利用紫外-可见光分光光度仪,研究了不同温度下表面活性剂N-01在石英砂表面的静态吸附规律。首先配置一系列浓度梯度的表面活性剂溶液,在220 nm下测量并绘制其吸光度随溶液浓度变化的曲线,获得其相关系数与线性回归方程[19]。随后按固液比为1 g/10 mL,将不同浓度表面活性剂溶液与26~40目的石英砂充分混合,在设定温度下静态吸附48 h,待吸附平衡后,离心,取上清液测量紫外分光光谱,获取其浓度。由吸附前后两者的浓度差计算吸附量,计算式如(2)所示[20]:
Γ = [ ( c 0 - c e ) V ] / m
式中:Γ为每克吸附剂吸附体系的毫克数,mg/g;c0为表面活性剂初始浓度,mg/L;ce为表面活性剂平衡浓度,mg/L;V为表面活性剂体积,mL;m为吸附剂质量,g。
(4)静态渗吸洗油性能评价
首先在岩心饱和装置中,将干燥后的岩心真空4 h,随后吸入模拟地层水,加压至10 MPa饱和 24 h;随后以0.2 mL/min的速率注入原油至注入压力平稳,再提高注入速度至0.5 mL/min进一步饱和岩心,若出口不再出水,则建立束缚水饱和度。取出岩心,在102℃下老化24 h后,称重并测量其核磁T2谱。最后将老化后的岩心放置在高温高压渗吸仪中,分别加入不同浓度的表面活性剂溶液,设置渗吸温度为80℃和102℃,渗吸压力为10 MPa。记录不同时间下的岩心质量以及对应的核磁T2谱。
(5)驱替性能评价
按上述方法将岩心饱和原油并老化后,使用驱替设备在102℃下,注入0.5 PV(孔隙体积)酸液(0.15 PV的20% F1+0.2 PV的20% F2+0.15 PV的20% F1);随后以0.5 mL/min分别注入模拟地层水和表面活性剂驱替,直至出口端含水率至98%以上,记录过程中注入压力和采收率变化,最后测量岩心的核磁T2谱。

2 结果与讨论

2.1 界面张力测定结果

在40、60、75、90℃下,研究了表面活性剂质量分数对油水界面张力的影响,结果如图1所示。
随表面活性剂质量分数的增大,原油与地层水间的界面张力呈先快速降低后缓慢趋于平衡之势。当表面活性剂加量为1%和2%时,相同温度下的油水界面张力相近,在温度为90℃时,最低可降至4.09×10-3 mN/m和3.41×10-3 mN/m;而当表面活性剂加量低于1%时,油水界面张力相对较高。这可能与表面活性剂在溶液的扩散移动有关。在表面活性剂质量分数较低的情况下,单位界面面积上吸附的表面活性剂分子减少,导致界面张力的降低效果不明显;而随着表面活性剂质量分数的提升,分子能更迅速且有效地在油水界面吸附排列,进而显著降低油水界面的张力[21]。当体系质量分数提升至1%时,进一步增加浓度对界面张力的影响较小。这是因为此时界面上单位面积的表面活性剂分子已接近饱和状态,因此在实验所涉及的浓度范围内,继续提升表面活性剂质量分数对界面张力的作用不再显著。这表明在1%的质量分数下,表面活性剂已能有效地降低油水界面张力,从而显著提升洗油效率。
由图1可知,界面张力随着温度的升高,刚开始显著降低而随后变缓,且随着温度升高达到平衡界面张力的时间越短。这一现象可能归因于温度上升导致原油粘度显著下降,同时增加了表面活性剂分子的动能。此外,温度的升高还促进了表面活性剂与原油中界面活性成分的溶解度,有利于界面膜上的分子排列得更加紧密。同时,表面活性剂分子在油水界面上的迁移速度也得到了显著提升。因此,随着温度的升高,界面张力逐渐降低,达到平衡状态所需的时间也相应缩短。

2.2 乳化性能评价

在不同实验温度下观察其析水率,明确表面活性剂的乳化性能。不同温度及表面活性剂质量分数下乳液的析水率随时间变化曲线如图2所示。
乳液属热力学不稳定系统,温度变化会引起乳液一些性质和状态的变化。随着温度升高,相同含水率乳液的析水率呈现先降低后升高的趋势。而随着表面活性剂质量分数升高,相同温度下的析水率也越低。随着时间的增加,油水两相不断分离,实验开始时析水率不断增加,后期维持不变。当温度为60℃时,表面活性剂质量分数为2.0%时,析水率最低为5%,此时乳液最为稳定。这是因为随着温度的升高,原油粘度降低且提高了表面活性剂和原油中的界面活性物质的溶解度,使得由表面活性剂组成的界面膜更为紧密,增加油水界面膜的刚性,抑制乳状液的聚并。随着温度进一步升高布朗运动加剧,乳液液滴的碰撞速率加快,从而导致聚结,降低了体系的稳定性。

2.3 吸附性能测试

在室温下利用紫外-可见光光度计测定200~600 nm波长范围内不同质量分数的表面活性剂的紫外-可见光谱并选取260 nm处绘制其质量分数-吸光度标准曲线,如图3所示。表面活性剂在岩石表面的吸附性能是控制表面活性剂在地层中运移能力和运移速度的重要参数[22]。吸附量高的表面活性剂难以向地层深部运移。不同质量分数的表面活性剂溶液在不同温度下吸附48 h后的吸附量如图4和表2所示。
由表2可知,随着温度升高,表面活性剂的吸附量逐渐减少,在研究范围内其48 h内的吸附量均小于4 mg/g。当温度小于75℃时,表面活性剂的吸附量受温度影响较大;当温度大于75℃时,吸附量逐渐趋于平缓。这是由于温度较高时,表面活性剂分子因布朗运动而导致其更易达到吸附平衡,从而使得吸附量下降[23-24]。此外,随着温度上升,在热运动下表面活性剂分子不易在固液界面形成双分子层吸附,进一步导致了吸附量的降低。同时,表面活性剂的吸附量随其质量分数的增加而增大。这是因为随着表面活性剂质量分数升高,吸附剂(石英砂)单位面积上的表面活性剂分子增多,更易与石英砂上的吸附位点结合。

2.4 静态渗吸性能评价

利用高温高压渗吸仪研究了表面活性剂质量分数对岩心渗吸排油性能的影响规律,实验所用表面活性剂质量分数为0.5%、1.0%和2.0%,渗吸压力为10 MPa,渗吸不同时间的核磁T2谱如图5所示。
随着渗吸的进行,原油逐渐被渗吸液从岩心中置换出来,由于渗吸液中含有Mn2+为顺磁离子可以有效缩短水的弛豫时间,而不改变油的弛豫时间,具有屏蔽水信号的作用。由上面岩心核磁T2谱可以看出实验岩心呈现出明显的双峰分布,峰值的大小代表对应岩心孔喉占比的多少,弛豫时间越短则对应的孔喉孔径越小。进一步根据岩心核磁T2谱,可以将基质内的孔隙划分为2类:小孔隙(0.08 ms<T2≤5 ms)和大孔隙(5 ms<T2≤500 ms)。结果表明小孔隙的占比小于大孔隙,流体主要分布在大孔隙中。
在渗吸实验进行之前,饱和油的岩心信号强度最高,随后孔隙内部的核磁信号量不断减小,在18 h以后信号强度基本趋于稳定。随着渗吸进行,可以发现在前2 h大孔喉的信号幅度下降更显著,说明大孔喉中的原油优先被动用。而小孔喉的信号幅度降低主要发生在渗吸2 h后,小孔喉中的原油逐渐被渗吸动用。80℃和102℃下静态渗吸采收率如图6所示。
结果表明,在研究温度范围内,渗吸采收率随温度的升高而升高。从图6中可以看出,80℃和102℃下岩心的静态渗吸采收率最高分别可达41.72%和42.40%。温度通过影响原油粘度和油水界面张力间接作用于渗吸过程。温度升高,原油的粘度降低,流动性增加有助于原油在孔喉中流动,此外温度升高有助于提高原油的界面活性物质和表面活性剂的溶解度,起到降低界面张力的作用,因此渗吸采收率也随温度的升高而升高[25]。

2.5 酸液协同表面活性剂降压

为了进一步明确储层注酸改造后,表面活性剂的降压增注效果,先水驱至出口段含水率大于98%,随后注入0.5 PV酸液,再分别注入模拟地层水和质量分数为1%的表面活性剂,记录模拟地层水和表面活性剂的采收率和注入压力变化,并测量岩心的核磁T2谱。结果如图7、图8和表3所示。
实验结果表明,酸液和表面活性剂协同作用后可大幅降低注入压力,提高采收率。由图8可知,注酸后达到波峰的弛豫时间明显延长,说明岩心的孔隙结构增大。这是由于酸液中含有氢氟酸可以溶解岩心中的石英砂,使岩心的孔隙增大,提高岩心的渗透率[26]。较仅水驱的驱替方式相比,注酸后降压率可达29.85%,采收率提高了10.3%。在此基础上,进一步使用水驱+注酸+表面活性剂的驱替方式。结果表明,表面活性剂协同酸液具有更为显著的降压增注效果,其注入压力较纯水驱模式相比,注入压力由0.356 4 MPa降为了0.176 1 MPa,下降了50.58%,其采收率也由24.5%提升到了66.2%,提高了41.7%。这是因为除了酸液的酸蚀作用外,驱替过程中表面活性剂通过与原油形成低的界面张力,进一步降低了渗流通道中液体的流阻,进而实现了更好的降压增注的效果。

3 结论

针对临盘低渗油藏开发注水压力高的问题,开展了酸液协同表面活性剂降压排驱研究,得出以下结论。
(1)室内实验表明,表面活性剂与原油的油水界面张力随温度升高而降低,当表面活性剂质量分数为1%时,界面张力最低可达4.09×10-3 mN/m,具有较高的界面活性,其原油乳状液在60℃时的析水率最低为5%,乳液稳定性良好。
(2)吸附实验表明,表面活性剂在石英砂表面的吸附量随质量分数升高增高,随温度升高而降低,在研究范围内吸附量均低于4 mg/g,表面活性剂在储层中运移时损失小,可在储层中长时间作用。
(3)带压静态渗吸实验表明,渗吸过程岩心中大孔喉的原油会被优先动用,而小孔喉中的原油动用主要发生在2 h后,在102℃下质量分数为1%的表面活性剂的静态渗吸采收率最高可达42.40%,表明其可有效提高低渗储层的采收率。
(4)驱替实验表明,注酸和表面活性剂段塞通过溶蚀作用和界面作用,增大了基质的渗透率,提高了原油的流动性能,可将注水压力降低50.58%,还能显著使原油采收率提升41.7%。

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