丁 偉， 王 嬌， 謝建波

(1.東北石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，黑龍江大慶市 163318；2. 東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶市 163318)

新型表面活性劑在大慶油田低滲透儲(chǔ)層的應(yīng)用

丁 偉1， 王 嬌1， 謝建波2

(1.東北石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，黑龍江大慶市 163318；2. 東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶市 163318)

對(duì)大慶低滲透儲(chǔ)層機(jī)構(gòu)特征和綜合損害機(jī)理進(jìn)行研究, 確定水鎖損害是最主要的傷害類型之一。大慶油田龍西地區(qū)水鎖損害在10.41%～14.29%。通過在室內(nèi)對(duì)水鎖損害機(jī)理分析，進(jìn)行了防水鎖劑的優(yōu)選和評(píng)價(jià)，優(yōu)選出的表面活性劑DW-3大大的降低了濾液界面張力，具有良好的防水鎖效果。防水鎖聚合物鉆井液在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，礦場(chǎng)評(píng)價(jià)該鉆井液體系滲透率恢復(fù)值達(dá)到88.14%。形成大慶油田低滲透儲(chǔ)層防水鎖專項(xiàng)技術(shù)，達(dá)到保護(hù)油氣藏的目的。

表面活性劑； 低滲透； 水鎖損害； 優(yōu)選； 油氣層保護(hù)

通過大慶油田龍西地區(qū)儲(chǔ)層物性、黏土礦物組分、地層水礦化度資料的細(xì)致分析，龍西地區(qū)巖石的礦物成份主要由石英、長(zhǎng)石、巖屑組成，儲(chǔ)層巖石膠結(jié)物以灰質(zhì)和泥質(zhì)為主，含少量硅質(zhì)。黏土礦物主要以伊/蒙混層、綠泥石和伊利石形式存在；孔隙度普遍小于10%，為低孔低滲低壓類型，油層孔滲條件差，由于孔道狹窄，毛細(xì)效應(yīng)十分顯著，極易造成水鎖損害。防止地層水鎖是鉆井儲(chǔ)層保護(hù)的關(guān)鍵[1-4]，通過鉆井液中加入兩種表面活性劑DW-3(非離子型)及ABW-6 (兩性離子型)后，可以有效地降低濾液的表面張力;質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%～0.25%的DW-3能夠使得油水界面張力達(dá)到超低界面張力數(shù)量級(jí)(10-3mN/m)。本文主要通過對(duì)水鎖傷害機(jī)理分析，防水鎖劑的優(yōu)選和評(píng)價(jià)，開展了防水鎖技術(shù)攻關(guān)與研究，形成了低滲透油層保護(hù)技術(shù)。

1 龍西地區(qū)的水鎖損害研究

龍西地區(qū)扶楊油層屬于低滲透儲(chǔ)層，由于孔道狹窄，毛細(xì)效應(yīng)顯著，滲流阻力增加致使油相滲透率降低，水鎖損害嚴(yán)重。特別是當(dāng)儲(chǔ)層滲透率很低或原始含水飽和度低于外來液體侵入形成的束縛水飽和度時(shí)，水鎖效應(yīng)會(huì)更加明顯[5]。

以龍西地區(qū)塔284井的儲(chǔ)層巖樣為例，應(yīng)用D. B. Bennion等[6]提出的建立在油藏平均滲透率和初始含水飽和度值之上的水鎖損害定量評(píng)價(jià)方法，計(jì)算方法如下：

(1)

式中，APTi為水鎖指數(shù)，無量綱；Ka為儲(chǔ)層滲透率，μm2；Swi為儲(chǔ)層原始水飽和度，%。

由式(1)可以看出，儲(chǔ)層的滲透率和原始水飽和度是決定水鎖效應(yīng)的主要因素。APTi>1.0表示儲(chǔ)層水鎖效應(yīng)不明顯；APTi為0.8～1.0，表示儲(chǔ)層有潛在的水鎖效應(yīng)；APTi<0.8，表示如果水基流體被驅(qū)替或自吸入儲(chǔ)層，會(huì)出現(xiàn)明顯的水鎖效應(yīng)。對(duì)儲(chǔ)層可能出現(xiàn)的水鎖效應(yīng)進(jìn)行了逐一評(píng)價(jià)[7]，結(jié)果見表1。

表1 大慶油田塔284井巖樣水鎖損害評(píng)價(jià)Table 1 Water locking damage evaluation of rock samples Ta-284 wells in Daqing oilfield

由表1可知，平均水鎖指數(shù)為0.56，這表明如果水基流體被驅(qū)替或自吸入儲(chǔ)層，有可能出現(xiàn)明顯的水鎖效應(yīng)，造成較嚴(yán)重的水鎖傷害。因此，對(duì)于該地區(qū)的水鎖損害要進(jìn)行預(yù)防和解除。

2 表面活性劑優(yōu)選及性能測(cè)定

2.1表面活性劑的表面性能測(cè)定

采用滴重法測(cè)定了常用表面活性劑、聚合物鉆井液處理劑水溶液的表面張力[8-10]。將ABW-6(兩性離子)和DW-3(非離子型)兩種表面活性劑作為首選的鉆井液防水鎖劑。幾種樣品表面張力測(cè)試結(jié)果見表2—3。

由表2—3可知，鉆井液中加入兩種表面活性劑后，可以有效降低濾液的表面張力，DW-3及ABW-6兩種表面活性劑降低濾液表面張力的程度大致相同。在95 ℃高溫滾動(dòng)爐里加熱16 h，ABW-6降低表面張力的趨勢(shì)有所減弱。

表2 滴重法測(cè)定表面活性劑和鉆井液處理劑的表面張力(20 ℃)Table 2 Surface tension of surfactant and fluid additives using heavy drops (20 ℃)

注：樣品中數(shù)值為質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

表3 加入表面活性劑后鉆井液濾液的表面張力(20 ℃)Table 3 Surface tension of adding surfactant fluid (20 ℃)

注：樣品中數(shù)值為質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

2.2防水鎖劑的界面性能測(cè)定

采用TX-500型旋滴界面張力儀對(duì)非離子型DW-3表面活性劑的油/水界面張力進(jìn)行測(cè)定[11-13]，計(jì)算公式如下:

(2)

式中：γ為界面張力，mN/m；Δρ為油水密度差，g/cm3；D為無因次油滴最大直徑；t為每轉(zhuǎn)所用時(shí)間，ms。

對(duì)DW-3不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的油水界面張力進(jìn)行了測(cè)量，結(jié)果如圖1所示，結(jié)果表明在考察質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%～0.25%的DW-3能夠使得油水界面張力達(dá)到超低界面張力數(shù)量級(jí)(10-3mN/m)，由此可以看出，隨著質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加其界面張力逐漸降低，且在40min內(nèi)就能達(dá)到平衡。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

設(shè)計(jì)龍西地區(qū)塔30井使用加入新型表面活性劑DW-3的聚合物鉆井液施工。鉆進(jìn)過程中，井壁穩(wěn)定，攜巖性強(qiáng)，取心順利，起下鉆各種作業(yè)都很正常，未發(fā)生與鉆井液有關(guān)的復(fù)雜事故。二開平均井徑擴(kuò)大率8.3%，固井質(zhì)量?jī)?yōu)質(zhì)[14-15]，鉆井液性能見表4。

圖1 DW-3動(dòng)態(tài)界面張力

Fig.1DynamicinterfacialtensionofDW-3

表4 塔30井二開鉆井液性能表(20 ℃)Table 4 Two open drilling performance Ta-30 well(20 ℃)

使用己完鉆的塔30井的儲(chǔ)層巖心，進(jìn)行了保護(hù)儲(chǔ)層效果評(píng)價(jià)，具體情況見表5。

表5 保護(hù)儲(chǔ)層鉆井液體系礦場(chǎng)評(píng)價(jià)表Table 5 Mines evaluation to protect the reservoir fluid system

從表5中數(shù)據(jù)可以看出，優(yōu)化配方的滲透率恢復(fù)值可達(dá)88.14%，可以滿足該地區(qū)儲(chǔ)層保護(hù)的要求。

4 結(jié)論

(1) 預(yù)測(cè)和實(shí)測(cè)表明該地區(qū)儲(chǔ)層強(qiáng)水敏，低滲透和特低滲透，防止地層水敏和水鎖是鉆井儲(chǔ)層保護(hù)的關(guān)鍵，同時(shí)防止固相堵塞也是儲(chǔ)層保護(hù)的重要工作。

(2) 鉆井液中加入兩種表面活性劑DW-3(非離子型)及ABW-6 (兩性離子型)后，可以有效降低濾液的表面張力;對(duì)DW-3不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的油水界面張力進(jìn)行了測(cè)量，結(jié)果表明在考察質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%～0.25%的DW-3能夠使得油水界面張力達(dá)到超低界面張力數(shù)量級(jí)(10-3mN/m)。

(3) 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用井徑規(guī)則，施工順利，取得了很好的油保效果。在KCl-聚合物鉆井液中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.2%的DW-3后，明顯的降低水鎖損害，滲透率恢復(fù)值達(dá)到85%以上，對(duì)提高勘探效率起到非常好的作用。

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(編輯 宋官龍)

New Type Surfactant in Low Permeability Reservoirs of Daqing Oilfield

Ding Wei1, Wang Jiao1, Xie Jianbo2

(1.CollegeofChemicalEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318，China；2．CollegeofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318，China)

The low permeability reservoir characteristics and overall damage mechanism in Daqing were studied, water blocking damage is one of the most important type of injury. By reservoir damage mechanism analysis, Daqing oilfield Longxi area water blocking damage between 10.41%～14.29%. Therefore, this paper mainly through water lock damage mechanism indoor, preferred and evaluation of waterproof lock agent. Optimizing and evaluating anti-water lock agent indoors, anti-water lock agent DW-3 greatly reduce the filtrate interfacial tension. Anti-water lock drilling fluid, which was used in field test shows that: Pilot evaluated the permeability recovery value of drilling fluid system reached 88.14%. Formed the special technology of anti-water lock in Daqing oilfield, achieved the purpose of protecting reservoirs.

Surfactant; Low permeability; Damage of water lock; Optimize; Reservoir protection

1006-396X(2014)01-0071-04

2013-04-28

：2013-06-04

中國(guó)石油大慶油田公司 “古龍西地區(qū)儲(chǔ)層損害機(jī)理及保護(hù)措施研究” 資助項(xiàng)目(Dq-1204003 201-js-318)。

丁偉(1964-)，男，博士，教授，從事油田高分子化合物的合成與性能研究；E-mail:dingwei@dqpi.edu.cn。

TE357.43

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.01.014