论文导读：低渗透岩心水驱残余油阶段（残余油饱和度为24%）的水的相渗透率仅为0.18。以上研究结果表明。降压增注流动试验的采收率变化曲线见图3。试验，低渗透油藏降压注水技术研究。
关键词：低渗透，降压注水，研究，试验
目前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，储层吸水能力低;为提高水驱效率，必须增强注水，目前增注工艺上主要采取压裂、酸化、补孔、分层注水等常规措施方法。论文检测，试验。通过改变油、水及岩石间的界面张力，从而改善油水渗流特性，提高水相渗透率，是降低油层注入压力的新方法，国内一些低渗透油田相继开展了表面活性剂为主的增注体系研究并进行了先导试验，取得了一定的效果。论文检测，试验。
1、残余油饱和度对低渗透油藏注水的影响
注入压力的理论公式为（达西公式变形）：
 
其中， 式中：ΔP—压力梯度；Q—流量；μ—流体粘度；L—两相渗流截面间的距离；A—渗流截面积；K—地层绝对渗透率；Kw—地层对注入水的有效渗透率；Krw—地层对注入水的相对渗透率。由上式可知，注入压力与水的相渗透率Kw、渗流截面积A成反比，与距离L成正比。因此，若要降低注入压力ΔP，可通过增大Kw、A，减小L实现。见图1为渗透率为10×10-3μm2和10μm2岩心的相对渗透率曲线，从图1可以看出，低渗透岩心水驱残余油阶段（残余油饱和度为24%）的水的相渗透率仅为0.18，也就是说占孔隙体积24%的原油使注入水的有效渗透率下降了82%。
少量原油即可造成水相渗透率的大幅降低，主要原因是分散的油滴产生贾敏效应阻力作用。假设孔喉完全是水湿的（θ=0）；毛管数很小，界面成球型；油水之间界面张力为18.lmN/m；喉道半径2×10-5m，孔隙半径2×10-4m；油滴的长度为4×10-4m。则油滴流动所需的压力降为：
若油水井距250m、油水井需压差20MPa，计算实际油藏的平均驱替压差为：
即油滴产生的压差是油藏平均驱替压差的55.9倍。因此，少量原油即可造成水的有效渗透率大幅降低。
以上研究结果表明，低渗岩心残余油阶段水的相对渗透率低于0.20。若将残余油降低至0%，水的有效渗透率将提高5倍。
根据提高原油采收率的基本原理，具有高增溶作用的微乳体系可大幅度降低残余油饱和度，因此以增溶油量为指标研究了表面活性剂增注体系。论文检测，试验。
2、降压增注机理
降压增注体现主要通过两个机理起到降压增注增注作用。
1.1 降低岩心残余油饱和度
降压增注流动试验的采收率变化曲线见图3。见图2说明注入7PV 活性剂增注体系后岩心含油饱和度由水驱后的28.84降至4.16，含油饱和度降低有效减小了残余油因贾敏效应产生的阻力，增加了驱替水的有效渗流通道，从而在相同注水量下降低了注水压力。
1.2 将亲水岩心的润湿性向亲油转变
对比水驱油和10%增注体系驱油的相对渗透率曲线（见图3）可以看出，10%增注体系驱油后岩心润湿性向亲油转变，相同含水饱和度下的水的相对渗透率提高。残余油阶段10%增注体系驱替水的相对渗透率为0.83，而水驱残余油阶段水的相对渗透率为0.19，水的相对渗透率提高显著降低了驱替压力，从而实现降压增注。
3、表面活性剂增注体系研究
3.1表面活性剂溶液增溶油能力评价
用25000mg/L的NaCl溶液配制10%表面活性剂盐水溶液，90℃条件下测定表面活性剂溶液的增溶油能力，结果见表1。从表1可以看出：含聚氧丙烯基的两性表面活性剂增溶油的能力较强；长碳链双亲水基两性表面活性剂增溶油的能力最强。
3.2优化体系评价
3.2.1使用的盐含量范围评价
用相态变化法评价了活性剂增注体系适应的盐含量范围，如图4所示。图4说明，增注体系可以应用的盐含量范围是0mg/L~103000mg/L，最佳盐含量范围是0mg/L~30000mg/L。
3.2.2使用浓度范围评价
研究了活性剂增注体系不同用量时，体系增溶油能力，试验结果见图5。图5说明，随活性体系用量的增加，体系增溶油量提高；当用量低于10%时增溶油量较少，因此现场应用时建议使用浓度为大于等于10%。论文检测，试验。
3.2.3降压增注岩心驱替试验
试验用滨665岩心，水测渗透率42.47×10-3μm2含油岩心水驱后稳定注水压力为0.455MPa，注入7Vp 10%增注体系，继续转注水11Vp，注水压力稳定在0.167MPa，相同注入量条件下注水压力下降63.3%。
4降压增注体系现场试验
滨649块位于滨南油田一区的西南部，是被断层复杂化的单斜构造，含油层系为沙三下、沙四上，原始地层压力31.5MPa，油层温度125℃，含油面积2.8Km2，地质储量330万吨，可采储量66万吨。孔隙度13％，渗透率12.7×10-3μm2，泥质含量25％。目前共有油井17口，开井12口，井口日产液51.8t/d，日产油31t/d，综合含水40.2%，平均动液面1268.4m。水井10口，开井4口，日注水150m3/d，采油速度0.34%，采出程度9.18% ，处于低采油速度、低采出程度、中含水的开发阶段。
BNB649-20共对应4口油井，为652、649-12、649-19、640-21，其中640-21为停产井，649-20因套损于2007年6月停注后，对应3口油井产量均有明显的下降。B649XN20为B644-20更新井，其射开小层与644-20一致，2008年12月转注，转注前未排液，含油饱和度较高。转注初期日注水量55m3/d，后注水量逐渐下降，试验前注不进水。论文检测，试验。
4.1、降压增注剂用量及段塞设计
（1）、用量设计
BNB649XN20厚度86.6m，吸水量层厚度为65.6m，平均孔隙度13.43%，处理半径一般按3m设计，降压增注剂用量为：
 （m3）
（2）、段塞设计
降压增注体系采用三段塞设计（见以上表2）。论文检测，试验。
4.2、现场试验效果
该试验在滨南油田BNB649XN20井实施，施工前该井泵压、油压、套压均为28MPa，注不进水，施工后初期注水量提高到59m3/d，目前25m3/d，泵压28MPa、油压27.2MPa、套压27.8MPa，累计注水1068m3。施工前后注水量曲线如图7所示：
图6 BNB649XN20井施工前后注水量曲线
由图6可以看出，在增注体系在BNB649XN20井现场试验后取得了一定的效果，具有一定的推广价值。
5、认识及结论
5.1 研究形成了适合滨南油田的降压增注体系；
5.2对形成的增注体系进行了室内评价，结果表明增注体系可以应用的盐含量范围是0mg/L-103000mg/L，最佳使用浓度10%，室内实验最大可以使注水压力降低63%。
5.3该增注体系主要通过降低残余油饱和度和使岩心反转为亲油两个作用机理实现降压增注。
5.4该增注体系在滨南油田BNB649XN20井现场试验后取得了一定的效果，具有一定的推广价值。
参考文献：
徐燕莉.表面活性剂的功能.北京:化学工业出版社,2000
赵福麟.采油用剂.北京:石油大学出版社,1997
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