红河长9油藏微乳降压驱油体系性能评价及现场应用_方群.pdf

ISSN 1008-9446CN13-1265/TE承 德 石 油 高 等 专 科 学 校 学 报Journal of Chengde Petroleum College第 25 卷第 1 期，2023 年 2 月Vol 25，No 1，Feb 2023红河长 9 油藏微乳降压驱油体系性能评价及现场应用方群(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州450000)摘要:为解决红河长 9 低孔特低渗储层基质区注水井注入压力高，已接近 80%地层破裂压力的问题，通过降低界面张力及增溶原油来实现基质区的降压增油，结合室内评价，优选微乳液体系配方，可降低界面张力至102mN/m，每 30 mL 微乳液增溶原油达到 3 7 mL，同时优化微乳注入参数，质量分数为 1%，驱替体积为2 PV，现场试验 1 井次，降压率达 17 8%，对应油井含水降低 4 6 个百分点，日增油 47 6%。关键词:特低渗储层;微乳体系;降压驱油中图分类号:TE357文献标志码:B文章编号:1008-9446(2023)01-0017-04Performance Evaluation and Field Application of Micro-emulsionDepressurization and Oil Displacement in Chang 9eservoir of Honghe OilfieldFANG Qun(esearch Institute of Petroleum Engineering，Sinopec North China Oil Gas Branch，Zhengzhou 450000，Henan，China)Abstract:Due to poor physical features of low porosity and super-low permeability in Chang 9 es-ervoir of Honghe Oilfield，formation fracturing pressure has reached nearly 80%with increased waterinjection pressure By reducing interfacial tension and solubilizing crude oil，the pressure reductionand oil increase in the matrix area can be realized Micro-emulsion system is selected according toindoor evaluation，the system can reduce interfacial tension to 102mN/m，and every 30 mL of mi-cro-emulsion solubilizes crude oil to 3 7 mL，the micro-emulsion injection parameter is optimizedThe mass fraction is 1%and the displacement volume is 2 PV The field test shows that the reduc-tion of injection pressure is 17 8%and water content of corresponding well is decreased by 4 6points of percentage，daily oil production is increased by 47 6%Key words:super-low permeability reservoir;micro-emulsion;depressurization and oil displace-ment基金项目:中国石化科技部项目(鄂尔多斯盆地中生界“断缝体”油藏高效开发关键技术):P21026收稿日期:2021-12-07第一作者简介:方群(1988-)，女，山东东营人，助理研究员，硕士，主要从事提高采收率工艺研究工作，E-mail:fan-gqun0319126 com。红河油田长 9 储层平均孔隙度 13 2%，平均渗透率 1 98 103m2，孔隙类型以粒间孔为主，其次为粒内溶孔。长 9 油藏孔喉细小，中值孔喉半径 0 14 m，为典型的低孔特低渗油藏。长 9 储层可分为裂缝发育区及基质区，主要开发方式为注水开发，裂缝发育区内注采井组油井见效率达 73 9%，室内实验分析认为以裂缝驱油见效为主，而基质区内由于物性较差，平均渗透率0 8 103m2，注水井注入压力高，平均注入压力达到 19 6 MPa，接近地层破裂压力的 80%(地层破裂压力约为 25 MPa)，且对应油井无响应，分析认为这是由于油井基质驱平均最小压力远高于见效时注水压力，基质未得到有效动用。DOI:10.13377/ki.jcpc.2023.01.018承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 1 期为解决红河油田长 9 储层基质区未有效动用的问题，开展微乳降压驱替技术攻关。通过微乳液体系降低油水界面张力、增溶原油的特点1-3，达到降低低渗储层驱替压差的目的。1实验材料及方法1 1实验材料实验仪器:QJZY-1 全自动表界面张力测试仪，上海平轩;岩心驱替装置。实验油样:红河长 9 储层油样，室温下黏度为 23 4 mPas，地层温度下黏度为 3 32 mPas。实验水样:红河长 9 储层地层水及洛河组注入水，离子组成及质量浓度见表 1、表 2。表 1红河长 9 储层地层水离子组成(Na+K+)/(mgL1)(Ca2+)/(mgL1)(Mg2+)/(mgL1)(HCO3)/(mgL1)(Cl)/(mgL1)总矿化度/(mgL1)12 143 510 635 6482 287 838 886 962 236 1表 2洛河组注入水离子组成(Na+K+)/(mgL1)(Ca2+)/(mgL1)(Mg2+)/(mgL1)(HCO3)/(mgL1)(Cl)/(mgL1)总矿化度/(mgL1)223 404 6317 981 7627 61 2实验方法1)表界面张力测定:用地层水配制微乳溶液，65 下采用全自动表界面张力仪测定不同浓度的微乳溶液与原油间的界面张力4-5。2)增溶原油测定:在原油中加入不同浓度微乳体系后，原油体积的减少值即为该浓度微乳体系的增溶量6。3)降压驱油效果评价:采用红河油田长 9 储层岩心开展实验，实验温度 65、围压 5 MPa、驱替速度 0 05 mL/min。实验过程为:岩心洗净后烘干、饱和水、饱和油后用地层水进行一次水驱，再用加入不同浓度微乳体系的地层水进行二次水驱，两次水驱压力的差值比第一次水驱压力即为降压率，第二次水驱的采油量比第一次水驱采油量即为增油率。2微乳体系性能评价优选微乳体系配方，质量分数分别为 13%Gemini 表活剂、1%OP-25 表活剂、4%稳定剂、4%互溶剂、4%正丁醇、6%正辛烷、68%NaCl 溶液(质量分数为 10%)。其中各组分均为工业品。从室内实验评价结果(见表 3)看，质量分数 5%以上的微乳体系可降低界面张力至 102mN/m，原油增溶量可达 3 7 mL/30 mL。3微乳液体系注入参数优化3 1配液矿化度对微乳体系效果的影响实验一为用地层水稀释微乳液体系至浓度为 1%，实验二为用注入水稀释微乳液体系至质量分数为 1%，分别测试降压驱油效果，如表 4 所示。从表 4 可以看出，用地层水配液降压驱油效果更好。3 2注入浓度优化分别用地层水配制不同浓度的微乳液，注入体积 5 PV 时分别测试降压驱油效果，具体实验结果见表 5。考虑到现场试验的经济性，拟采用质量分数 1%的微乳体积进行现场试验。81方群:红河长 9 油藏微乳降压驱油体系性能评价及现场应用表 3微乳体系性能评价实验编号微乳体系质量分数/%界面张力/(mN/m)增溶量评价原始原油体积/mL试验后原油体积/mL增溶量/mL12310 3560 2330 1863028229128245630 1050 1590 1383028228227378950 0730 0800 07830273264264101112100 05590 0500 05330255255237表 4不同配液矿化度对微乳液体系降压效果影响评价浓度/%岩芯渗透率/(103m2)一次水驱压力/MPa二次水驱压力/MPa降压率/%增油率/%实验一10 8161 020 5942 212 6实验二10 7622 021 4528 27 1表 5不同浓度微乳液降压效果评价浓度/%岩芯渗透率/(103m2)一次水驱压力/MPa二次水驱压力/MPa降压率/%增油率/%100 8611 210 3670 226 380 7951 290 4168 225 450 8241 100 5351 820 540 8031 160 5354 316 730 7841 090 5846 315 420 8391 070 5944 913 810 8161 050 5943 813 43 3注入体积优化用地层水配制质量分数为 1%的微乳液，分别测试不同注入体积的微乳液体系评价降压驱油效果，具体实验结果如表 6 所示。考虑到现场试验的经济性，推荐注入体积为 2 PV。4现场试验效果优选 HH55P5X 井开展现场试验，该井位于基质区，孔隙度 9 9%、渗透率 0 74 103m2，该井注入性较差，累注 435 m3时注入压力升至 20 MPa，措施前日注量 20 m3/d，注入压力 21 3 MPa，该井地层91承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 1 期破裂压力的80%为21 5 MPa，目前注入压力临近限定压力。设计微乳液体系处理半径为2 m，根据孔隙体积计算微乳液体系用量为 1 000 m3，质量分数为 1%。施工结束后该井注入量不变，油压降至17 5 MPa，降压率达 17 8%。注入微乳体系一个月后，对应油井含水下降 4 6 个百分点，日增油 47 6%(见表 7)。表 6不同注入体积对微乳液体系降压效果影响评价注入体积/PV质量分数/%岩芯渗透率/(103m2)一次水驱压力/MPa二次水驱压力/MPa降压率/%增油率/%510 8161 020 5942 213 1210 7622 021 4528 210 6110 8521 010 8614 58 4表 7现场试验井组油井响应情况油井井号措施前措施后液/(t/d)油/(t/d)含水/%液/(t/d)油/(t/d)含水/%井组日增油/%HH55PX12 51 39013 41 98647 6HH55P4X8 60 8918 11 2855结论1)优选的微乳体系能使油水界面张力达到 102mN/m，每 30 mL 微乳液增溶原油达到 3 7 mL，可实现降低注入水流动阻力的目的。2)配液矿化度对微乳体系降压效果有较大影响，室内实验推荐微乳体系注入质量分数为 1%，注入量为 2 PV，降压率可达 28 2%，可满足红河长 9 油藏降压增注需要。3)现场试验 1 井次，措施后水井注入压力从 21 3 MPa 下降至 17 5 MPa，降压率达 17 8%，对应油井含水降低 4 6 个百分点，井组日增油 47 6%，微乳体系在红河长 9 油藏取得较好的应用效果。参考文献:1 周冰灵 微乳液的制备及其驱油效果评价 D 大庆:东北石油大学，2016 2 殷代印，项俊辉，房雨佳 低渗透油藏微乳液驱微观剩余油驱替机理研究 J 特种油气藏，2017，24(5):136-140 3 殷代印，吕恬 低渗透油藏复配表面活性剂微乳液驱配方优选 J 化学工程师，2017(3):39-42 4 徐耀平，何鹏，刘寒梅 超低界面张力体系驱油技术研究与现场应用J 中国石油和化工标准与质量，2013，