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1、低渗透油藏增注剂表面活性剂与润湿反转剂性研究1900字 摘要：本文探讨了低渗透油藏开发中体现主要特征是五个方面，针对低渗透砂岩油藏早期油井转注或提前注水，近井地带含油高，导致注水压力高的情况，在对大量耐温耐盐表面活性剂性能、配伍性评价基础上，研发了双聚醚表活剂为主剂、混合醇为助剂的胶束表面活性剂增注体系（YBZ-1），及优选出具有近中性的润湿反转剂。关键词：低渗透；基本特征；表面活性剂；增注剂体系胜利油区低渗透油藏主要分布在透镜状岩性油藏、薄互层油藏、厚层构造油藏、特低渗浊积岩油藏、特低渗透滩坝砂油藏和特低渗砂砾岩油藏，分别以东辛与现河庄油田、滨南与纯化油田、渤南与大芦湖油田、五号桩与牛庄油田
2、、正理庄与小营油田、盐家与利津油田。以近年来先后在纯梁、盐家和利津地区发现以滩坝砂、砂砾岩为主要储集层的典型特低渗透/低渗透油气藏，油藏资源量丰富，现已探明储量规模上亿吨，是胜利油田近几年增储上产的主阵地，但该类油藏因储量品质差、开发难度大。开发中普遍存在产能下降快、注水压力高和解堵效果差的问题，严重影响了储量有效动用。1低渗透油藏基本特征低渗透油藏开发中体现主要特征在以下五个方面：储层沉积类型多样。有三角洲或扇三角洲沉积、滑塌浊流沉积滨浅湖相沉积、滩坝砂、碎屑流沉积的砂砾岩体；油藏埋藏较深，储量丰度较低。埋深在20003000m的占35%以上，埋深3000m的占55%以上，比国内其它油田埋藏
3、更深；天然裂缝以微、细缝为主，储层压敏性较强；储层孔喉细小，油水两相共渗区窄；产量递减快，无稳产期。盐22块，弹性开采阶段，年递减3560%，注水后产量回升，随含水上升，递减率为1020%。2增注剂表面活性剂与润湿反转剂性能评价实验针对低渗透砂岩油藏早期油井转注或提前注水，近井地带含油高，导致注水压力高的情况，在对大量耐温耐盐表面活性剂性能、配伍性评价基础上，研发了双聚醚表活剂为主剂、混合醇为助剂的胶束表面活性剂增注体系（YBZ-1），及优选出具有近中性的润湿反转剂。2.1表面活性剂增溶油能力评价实验用25000mg/L的NaCl溶液配制10%表面活性剂溶液，90条件下测定了非离子型、阴离子型
4、、阳离子型、阴离子-非离子型表面活性剂溶液的增溶油能力，实验结果表明，新研制的YB-1增注体系增溶油能力最强，达到9.07%，其余都在5%以下。2.2增注体系表界面性能测定油水界面张力对注水压力有较大的影响，油水界面张力越低，注水压力也会相应降低。对比测定了YBZ-1增注体系与AES-6及磺酸盐体系的表界面性能，结果见表1。可以看出：较之AES-6和磺酸盐体系，YBZ-1增注体系表面性能一般，但在低浓度下具有超低的界面张力值，能显著降低注水压力。2.3增注剂体系和润湿反转剂的耐温耐盐性能分别用40000mg/L标准盐水和37000mg/L矿化度地层水，配制10%增注剂（YBZ-1）和1%润湿反
5、转剂FZJ-1、2溶液，在130密闭容器中平衡24小时，没有发生沉淀分层现象，性能稳定。2.4增注剂体系和润湿反转剂的降压性能模拟评价2.4.1实脸程序将洗油处理后砂岩岩心测量计算、并测量70下驱替压力P1水渗透率K1；饱和模拟油计算含油饱和度，老化12小时；水驱油，记录水驱至压力稳定不出油后压力P2和水相渗透率K2；替入表面活性剂体系，平衡后续水驱，记录驱替压力P3和水相渗透率K3；替入润湿反转剂，平衡后续水驱，记录驱替压力P4和水相渗透率K4。2.4.2表面活性剂增注体系和润湿反转剂的降压效果向束缚油下岩心驱替表面活性剂体系中，驱替压力逐步下降，排出液黄褐色并携带油，说明溶解束缚油，随后盐水驱替过程会携带少量油流出，排出液变淡直至无色；在驱替入润湿反转剂时，因粘度高压力会上升，平衡后继续盐水驱替压力明显下降，排出液颜色变化不明显。岩心动态模拟实验结果表明，向束缚油下岩心驱替5倍孔隙体积YBZ-1增注体系和3倍孔隙体积FZJ-1润湿反转剂复合处理后，降压增注效果显著，降压幅度在35%以上。3结论与建议胜利油田低渗透特低渗透砂岩油藏类型岩性物性复杂，储层岩石本身滲流特征是影响注水的内因，注入水质不合格是外因。低渗透油层注水开发过程中，由于残余油饱和度对水的有效渗透率影响严重，储层中残余油的存在是造成低渗透油藏欠注的重要原因。
