深层低渗透油藏化学降压增注技术

一、研究背景

1高深低渗油藏启动压力高(平均在30.2MPa)，注水管网压力条件达不到要求，需通过增压注水方式使油层吸水。

2增压注水后压力逐步抬升，井口压力高（＞35MPa）,安全风险大，系统能耗高，增压注水潜力受限，以冀东高尚堡为例。

3低渗透油藏酸化增注措施量逐年增加，有效期短（2015年平均45d），重复酸化基本无效。

二、注水井降压增注技术

低渗透油藏注水井堵塞因素多样，污染程度深，需要将酸化与消除注水过程中的渗流阻力结合起来，大排量施工，才能提高增注效果，保持平稳注水。

1. 低渗透油藏渗流特征分析

1）孔喉细小、结构复杂是导致储层启动压力高、渗流阻力大的根本问题，如何保持孔喉畅通、消除堵塞是提高渗流能力的关键。

2）基质孔喉条件无法改变的条件下，除了稳定注水水质、设计合理配注量外，还可以通过减小毛管阻力、改变润湿性等途径来降低渗流阻力。

2、注水井降压增注剂减阻增注技术

基质孔喉难以改变的客观条件下，该技术一方面通过改变油、水及岩石间的界面张力，另一方面通过改变岩石表面润湿性，综合改善油、水渗流性，降低注入阻力。

三、注水井降压增注剂配方体系优化：

技术特点1：由阳离子头基-连接基-阳离子头基连接，电荷作用吸附岩石表面形成小分子沉积膜，疏水基朝外，改变润湿性，避免水与岩石表面接触，防膨性能优越，低浓度具备超低（10-2mN/m）界面张力，水驱前缘有效 “分散”孔喉原油，综合降低注水阻力。

①形成低分子膜(分子量：2000-3000) ，驱除水膜，长效防膨，130度下防膨率≥85%

②改变润湿性（强亲水转变为弱亲水），降低固液粘滞阻力。

③降低界面张力，130度能达到10-2mN/m级别，分散喉道残余油。

技术特点2：

由阴离子头基-连接基-阳离子头基连接，与乳化、增溶剂复配形成微乳液，具有优异的增溶性能、130度下界面张力能达到10-3mN/m级别，解除贾敏效应，降低毛管阻力。

注入注水井降压增注剂溶液处理后，驱替压力平均下降0.46MPa，降幅20.6%；水相渗透率平均上升0.45mD，提高20.5%。

不同浓度的增注剂在常温下就有较好的洗油能力，随温度升高洗油效率大幅度提高。在90℃ 条件下5%增注剂洗油效率达到86%以上。

适用范围：1.残余油、油稠及注污水井引起油污堵塞；或孔喉由于油膜造成阻力大的深层低渗透欠注井。

2.强亲水、水敏性强及注污水引起油污堵塞，孔喉内长期注水形成水膜造成阻力大的深层低渗透欠注井。