低渗透油藏增注剂表面活性剂与润湿反转剂性研究
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。
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、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；②油藏埋藏较深，储量丰度较低。埋深在2000～3000m的占35%以上，埋深3000m的占55%以上，比国内其它油田埋藏更深；③天然裂缝以微、细缝为主，储层压敏性较强；④储层孔喉细小，油水两相共渗区窄；⑤产量递减快，无稳产期。盐22块，弹性开采阶段，年递减35～60%，注水后产量回升，随含水上升，递减率为10～20%。
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。
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、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。
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。
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。
2.4.1实脸程序。
①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；②饱和模拟油计算含油饱和度，老化12小时；③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；④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；⑤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。
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。
①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。
②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。
作者：孙建。
参考文献：