生物表面活性剂降压增注技术

技术原理：当油层的油气进行渗透时，在岩石—原油—水系统的界面现象起着在液体和固体直接接触时，在固体的表面上选择性地吸附液体的某些组分，使液体的某些成份在这里浓缩，形成一个其物理化学性质有别于液体体相性质的薄液体层，称之为边界层。在边界层内原油的组分呈现出有规律的变化，在越靠近固体表面的地方，胶质和沥青质的含量越大，在远离固体表面的地方，边界层内原油的组分逐渐过渡到原油体相的组分。这表明，在离固体表面不同的地方，原油边界层有不同的结构力学性质。

不同的压力梯度只能驱动具有相应结构力学性质的原油，不同结构力学性质的原油有各自相应的极限剪切应力。当剪切应力等于或小于这个极限剪切应力时，该原油是不能流动的。这就是低渗或特低渗油层中渗流时呈现某种启动压力梯度的根本原因。

微生物制剂中有有机酸、有机溶剂、表面活性剂和活菌体组成，这些有机代谢产物对于清除岩石表面的原油边界层、降低毛管力、改善油水渗特征具有良好的效果。微生物制剂中含有的大量的活菌体，它们能以岩石表面吸附层的原油为营养源而生长繁殖，因此将会对原油边界起到直接破坏作用。边界原油的清除，将大大降低启动压力，改变油水渗流规律，起到降压增注效果。

微生物制剂中的生物表面活性剂和保护段塞中的表面活性剂能够吸附到岩石表面，改变岩石表面的润湿性，使岩石表面呈现强亲水特性。对于具有亲水特性的孔隙介质表面，当油水两相渗流时，原油

与岩石表面的粘附力会大大减弱，宏观上表现为油水流动阻力降低，注入压力下降，表面活性剂的存在，降低了油水界面张力，使水井井底附近的原油可能克服由第三毛管力所形成的贾敏效应而通过喉道，达到了疏通的目的。

性能指标：（1）矿场试验有效率80%以上；（2）矿场试验有效期6个月以上；（3）矿场试验工艺成功率90%；（4）注水量、注入压力下降1-2Mpa以上，或注入压力不变，注水量超过原子核注水量25%以止；（5）投入产出比利1：2以上；

创造性和先进性：该技术首次将生物与化学技术创造性有机结合在一起、并将微生物技术首次应用在油田注水井的降压增注领域、属国内首创。它的先进性在于该技术在应用过程中施工、工艺简单、对环境及地层无二次污染。

生物表面活性剂降压增注技术

生物表面活性剂降压增注技术技术原理：当油层的油气进行渗透时，在岩石—原油—水系统的界面现象起着在液体和固体直接接触时，在固体的表面上选择性地吸附液体的某些组分，使液体的某些成份在这里浓缩，形成一个其物理化学性质有别于液体体相性质的薄液体层，称之为边界层。在边界层内原油的组分呈现出有规律的变化，在越靠近固体表面的地方，胶质和沥青质的含量越大，在远离固体表面的地方，边界层内原油的组分逐渐过渡到原油体相的组分。这表明，在离固体表面不同的地方，原油边界层有不同的结构力学性质。不同的压力梯度只能驱动具有相应结构力学性质的原油，不同结构力学性质的原油有各自相应的极限剪切应力。当剪切应力等于或小于这个极限剪切应力时，该原油是不能流动的。这就是低渗或特低渗油层中渗流时呈现某种启动压力梯度的根本原因。微生物制剂中有有机酸、有机溶剂、表面活性剂和活菌体组成，这些有机代谢产物对于清除岩石表面的原油边界层、降低毛管力、改善油水渗特征具有良好的效果。微生物制剂中含有的大量的活菌体，它们能以岩石表面吸附层的原油为营养源而生长繁殖，因此将会对原油边界起到直接破坏作用。边界原油的清除，将大大降低启动压力，改变油水渗流规律，起到降压增注效果。微生物制剂中的生物表面活性剂和保护段塞中的表面活性剂能够吸附到岩石表面，改变岩石表面的润湿性，使岩石表面呈现强亲水特性。对于具有亲水特性的孔隙介质表面，当油水两相渗流时，原油

与岩石表面的粘附力会大大减弱，宏观上表现为油水流动阻力降低，注入压力下降，表面活性剂的存在，降低了油水界面张力，使水井井底附近的原油可能克服由第三毛管力所形成的贾敏效应而通过喉道，达到了疏通的目的。性能指标：（1）矿场试验有效率80%以上；（2）矿场试验有效期6个月以上；（3）矿场试验工艺成功率90%；（4）注水量、注入压力下降1-2Mpa以上，或注入压力不变，注水量超过原子核注水量25%以止；（5）投入产出比利1：2以上；创造性和先进性：该技术首次将生物与化学技术创造性有机结合在一起、并将微生物技术首次应用在油田注水井的降压增注领域、属国内首创。它的先进性在于该技术在应用过程中施工、工艺简单、对环境及地层无二次污染。

表面活性剂在低渗透油藏降压增注机理

表面活性剂在低渗透油藏降压增注机理表面活性剂溶液对低渗透油藏的降压增注效果也非常突出。表面活性剂对超低渗透降压增注的机理并不只是大幅降低油/水界面张力。表面活性剂具有较好地改变岩石表面润湿性的作用。因此，本文将继降压增注实验之后开展降压增注机理分析。标签：表面活性剂；低渗透油藏；降压增注 1引言表面活性剂具有降低表面张力、起泡、乳化、分散、润湿、增溶、渗透和抗静电等性能，在油田上最早用于提高采收率，目前广泛应用在油气井增产和水井增注，通过吸附在岩石矿物表面，改变岩石润湿性，从而降低毛管力、减弱储层损害表面活性剂驱油机理，可概括为降低界面张力、降低注入压力、聚并形成油带、形成分子膜、降低边界层厚度、改变岩石润湿性、改变岩石流变性等。特性，在较低的使用浓度条件下，表面活性剂溶液就能够很快地降低界面张力，根据极性基团的区别，将表面活性剂划分以下几大类：阴离子型、两性型、阳离子型、和非离子型表面活性剂等。其降压增注机理体现为：降低油水界面张力、改变岩石润湿性、降低注入压力、改变原油流变性、提高洗油能力。 2表面活性剂降压增注机理由于组成表面活性剂分子的两部分为具有极性的“头基”和具有非极性的“链尾”，因此表面活性剂显示两亲性的。 2.1 降低油水界面张力。由于低渗储层具有孔吼半径细小的特征，连续油流在通过狭小孔隙吼道时，毛管力急剧地增加，会引起贾敏效应，在储层孔隙中油柱会变成断断续续的油滴，从而引起流体渗流阻力的增加。在注入表面活性剂段塞后，在油水界面上吸附着活性剂，引起油水界面张力的降低，引起油滴变形从而更容易通过孔隙吼道，有效地解除了含油堵塞，从而达到了降低注水压力的目的。关于降低油/水界面张力以降压增注的研究已经很多，且形成了较为一致的看法，在这里做简述。由于表面活性剂都具有一定的表面活性，能够降低界面张力，驱替液（水相）与被驱替液（油相）接触时，表面活性剂快速地达到油/水界面，起到降低界面张力的作用，减小相间相互作用，同时乳化原油、降低原油粘度，阳离子表面活性剂压缩双电层、使边界层变得更薄，从而改善油、水渗流性，提高水相渗透率，降低注入压力。界面张力动态实验表明，双子表面活性剂能快速达到油/水界面，在较短的时间内，使界面张力降低到10-2mN/m，降低了3-4个数量级，故起到了显著的降压增注效果。而表面活性剂降低界面张为能力

表面活性剂驱在改善低渗油藏开发中的作用

表面活性剂驱在改善低渗油藏开发中的作用X 陈　勇 (长江大学工程技术学院) 摘　要:针对低渗透油藏在开发过程中所遇到的注水压力过高、注入水沿裂缝突进等问题,应用表面活性剂驱通过降低油水界面张力、增加毛管数,以达到提高驱油效率的目的。关键词:低渗透油藏;表面活性剂驱;驱油效率中图分类号:T E357.46 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)05—0118—01 低渗透油藏普遍存在着孔喉细小、渗流阻力大,只有较大的驱替压力液体才能流动。为提高注水开发效果而增加注入压力,但注水压力高,易造成微裂缝开启,注入水沿裂缝突进,造成驱油效率低,波及体积小,且套损严重。之所以会产生上述的情况,是因为在低渗透油层中,低渗透油层渗流时表面分子力、毛管力等对渗流起到实质性的影响。低渗透油层的显著特征是低渗、低孔隙度、微观孔隙结构影响增强。这样,孔道细小,孔喉作用增强,微观孔隙结构影响增强,高比表面这些特点就直接对流体产生明显影响,而且渗透率较低,这种影响愈强,使得渗流过程出现了较达西渗流更复杂的、更强烈的一些作用力。由于高比表面,细孔道,表面分子力作用更为强烈,造成了“流动渗透率”的影响程度和影响速度域的加大,甚至微毛细孔道内液体的滞留、孔道结构复杂程度的增强使得孔喉控制作用加大,于是出现了渗透能力随压力梯度改变的非线性流动。低渗透油层液体非达西型渗流特征反映了渗流过程中强烈的固液表面分子力的影响。 1　表面活性剂驱应用于低渗透油藏开发的优势以及国内外研究趋势通过上述分析,可以看出,由于表面活性剂溶液可降低油水界面张力,减小亲油油层的毛细管阻力、能增加毛管数及提高驱油效率性能。因此,表面活性剂降压增注技术研究可以有效地提高低渗透油藏的开发效率。从国外文献看:有关表面活性剂降压增注技术研究方面国外已在一些油田开展了先导性研究及矿场试验,并取得了成功经验。《用于提高注入井吸水性、油层采收率的水溶性高洗油效率表面活性剂复合物》[1]一文主要选择了用于不同地质条件下表面活性剂复合物,这些复合物溶于水中可使油水界面张力降到10-2-10-3mN/m,具有很强的增溶性。在鞑靼石油公司进行了6口注入井的现场试验,试验温度20～40℃、90～100℃,注入水为矿化水(由淡水至170g/L)。化学剂用量28.8～54m3(分散剂在近井地带的波及半径为4～12m)。处理之后注入井的吸水性平均提高1.4倍。吸水指数在指示曲线上平均增加到2倍。在压降曲线上平均增加到1.5倍。有效期可达4～18个月(平均12个月)。在塔林石油管理局处理了5口井,砂岩层射开厚度为14.9～31.7m,注水井在加压注水时吸水量为200～700m3,而在试验初期为70～100m3。为了恢复其吸水性注了3.4～6.6t被稀释成95～150m3水溶液的表面活性剂复合物。处理后所有井吸水性平均提高到1.5倍,有效期平均为一年左右。《马格纳斯油田注水井表面活性剂驱油增产经验》[2]一文介绍了BP公司曾在马格纳斯油田实施了注水井表面活性剂增注先导性试验方案,其机理是通过注表面活性剂,降低残余油饱和度,改善井眼附近水相对渗透率,从而提高注入能力。BP公司最初在实验室内对多种表面活性剂体系进行了筛选,选出两种表面活性剂体系:一种是用于低温试验的聚链烷碳酸盐与烷基酚烷氧基甲醇和C4、C5脂肪族甲醇混合物;另一种是用于高温试验的烷基芳香族烷环基硫酸盐。这些表面活性剂浓度较低(1.4%)。在室内温度下用旋滴界面张力仪测量油水界面张力,其结果是从25左右降至约10-3m N/ m,这样低的界面张力值能使毛管力圈闭的残余油量大大降低。同时,高温岩心驱替试验结果表明,在注入表面活性剂溶液注入不到1个孔隙体积时,残余油饱和度就开始降低,直到注入2.5个孔隙体积停止。随着残余油的大幅度降低,渗透率有很大改善,几乎恢复到绝对渗透率值,渗透率提高了5～6倍。最后在室内研究基础上,BP公司在一口卫星井开展了先导性试验。从注表面活性剂期间的野外监测以及试验数据的解释结果显示:注水井注入表面活性剂后注入能力得到明显改善。国内有关表面活性剂研究方面的大多是用于提高采收率方法研究。表面活性剂是提高采收率幅度较大、适用较广、具有发展潜力的一种化学驱油剂。室内岩心驱油效率试验结果表明:碱/表面活性剂驱不但能较大幅度地提高采收率,而且可以增大油藏中的渗滤速度,降低注入压力,从而减小渗透率较低油藏的高压注水难度,节省开采费用。在长庆油田表面活性剂降压增注试验中,通过研究找到了一种以石油磺酸盐和非离子表面活性剂按一定比例组成的表面活性剂复配体系,在长庆油田所提供的油水条 118内蒙古石油化工 2011年第5期

注水井降压增注的研究与应用

注水井降压增注的研究与应用摘要：我国的大部分低渗透油田仍以注水开发为主。由于低渗透油田的渗透率低、孔隙度小等特性，造成低渗透油层吸水能力差，注水压力高。通过对多氢酸复合活性水降压增注工艺的研究达到了降压增注的效果，并在胜利油田的到了广泛的应用。关键词：注水井低渗降压增注一、前言我国的大部分低渗透油田仍以注水开发为主。由于低渗透油田的渗透率低、孔隙度小等特性，低渗透油层一般吸水能力低，加之油层中粘土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害，以及水质的原因，地层极易堵塞，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量迅速递减【1】。目前低渗透油田增注主要采取酸化、补孔、分层注水等常规措施方法【2】。但酸化有效期短，对近井地带渗透率的改善作用有限，作业使近井地带受到二次伤害。通过对低渗透油藏注水井油层改造方面做了大量的工作，开发出多氢酸复合活性水降压增注工艺，并成功应用在胜利油田东辛油田营11、营72区块，东胜河125区，见到了很好的效果。二、多氢酸复合活性水降压增注工艺 1.活性水降压增注技术表面活性剂溶液可降低油水界面张力，减少亲油油层的毛管阻力，能增加毛管数及提高驱油效率。我们研制出一种新型双聚醚类活性剂体系，在较高浓度下以段塞处理的方式，通过降低表面张力和油水界面张力、快速溶解近井带残余油的协同作用，提高后续水驱水相渗透率，实现降压增注的目的。 2.表面活性剂的表界面性能在温度70℃，矿化度11525mg/L条件下测试了主表活剂的界面活性。该表活剂具有优异的降低界面张力作用，使用浓度为0.1%时，油水界面张力达到超低（6.67×10-3 mN/m）。分别用40000 mg/L标准盐水和35467.72mg/L矿化度地层水配制。0.1%复合活性体系溶液，在130℃环境中高温放置24小时后观察有没有发生沉淀分层现象。观察表明溶液在高矿化度溶液经高温放置后，溶液相体均匀，无分层，通过

储层增注高效活性水

高效表活剂评价及活性水注入研究针对储层孔喉细小、毛管阻力大，注水压力高的问题，优选高效的表面活性剂，并配套活性水注入工艺，降低注入压力。与传统表面活性剂不同，双子表面活性剂中含有至少两个亲水基团（离子头基）和两个疏水基团（碳氢链、碳硅链或碳氟链），并在亲水基团处或靠近亲水基团的疏水基团处由连接基团以化学键相连接。其结构示意图如下：双子高效表面活性剂具有改善油、水渗流特性，减小渗流阻力，同时配套算化工艺措施，可以实现降压增注的目的。图10 技术原理 1、高效表面活性剂的优选为了优选高效表面活性剂，对国内几种常用的双子表面活性剂的表面张力、分散配伍性进行了实验。实验方法：将活性剂按不同浓度配制，根据检测标准测定其表界面张力。

实验仪器：K11表界面张力仪表9 助排剂评选结果表由表中结果可知，在同等浓度条件下SZ2的表界面张力明显小于SZ1的表界面张力，因此选用SZ2高效表面活性剂。 2、高效表面活性剂的性能评价通过测试不同温度下和不同矿化度时SZ2表面活性剂的表面张力进行性能评价。实验方法：将活性剂按不同浓度配制，根据检测标准测定其界面张力。实验仪器：K11表界面张力仪图11 温度对界面张力影响

图12 矿化度对界面张力影响由图11和图12的结果可知温度和矿化度对于SZ2的界面张力都影响较小，根据测试结果和成本考虑采用0.2%SZ2作为活性剂。 3、活性水注入研究通过活性水岩心流动模拟实验，确定高效表面活性剂的使用浓度。活性水配方：0.2%SZ2+1%FPJ 实验步骤： ①取抽空饱和地层水后的岩芯，放入岩芯夹持器； ②开泵将岩芯夹持器进液一端管线中气体排出，使管线全部被液体充满； ③用地层水驱岩芯，待流动状态趋于稳定后，以一固定流量通地层水，测基础渗透率和压力P ； ④以相同流量通180PV的活性水，测压力P 1 ；计算出岩心压力降低率：（P 0- P 1 ）/P ·100%