DM300復合增注技術在雙河油田的研究與應用

李廣志，劉慶云，張 薇， 王春梅， 潘二亮，夏銘輝

(1.中國石化河南油田分公司第一采油廠，河南桐柏 474780；2.中國石化河南石油勘探局雙河社區服務中心)

DM300復合增注技術在雙河油田的研究與應用

李廣志1，劉慶云2，張 薇1， 王春梅1， 潘二亮1，夏銘輝1

(1.中國石化河南油田分公司第一采油廠，河南桐柏 474780；2.中國石化河南石油勘探局雙河社區服務中心)

針對雙河油田江河區低滲透欠注層酸化增注困難的問題，開展了復合增注機理研究和礦場適應性評價。實驗研究表明，DM300增注劑具有改變儲層巖石表面潤濕性和降低含油飽和度的復合降壓增注能力，低滲透巖心水相滲透率經其驅替后提高49.4%。通過工藝優化形成了適合江河區低滲透油藏特點的DM300復合增注技術，現場實施后使江河區低滲透欠注層的酸化增注效果和有效注入能力得到進一步提高。

雙河油田;復合增注技術；含油飽和度；低滲透儲層

雙河油田進入開發后期特高含水自然遞減階段，隨著油藏邊部、上傾尖滅區域非主力油層的開發動用，酸化改造增注難度逐年加大。目前江河區因物性差不吸水和吸水差的注水井有120口200個層段，日配注5 970 m3，實注694 m3，欠注5 276 m3，分別占雙河油田欠注總井數的58.3%、總層數的65.8%、總欠注量的63.2%，主要分布在江河區Ⅶ下、ⅧⅨ油組及上傾尖滅區低滲透儲層。雖經多次酸化改造，欠注情況并未明顯改善，嚴重制約著低滲透儲層的有效動用。為此根據雙河油田江河區相滲特征開展了DM300復合增注技術研究。

1 DM300增注性能評價

1.1 復合增注機理[1-2]

低滲透欠注井層酸化增注效果差，除生產中地層污染堵塞外，主要是受基質低滲透本質特征影響。一方面在基質滲透率低和殘余油共同作用下，儲層水相滲流能力低；另一方面儲層巖石表面表現為強親水，固-液界面分子力使巖石表面親水性增強，水化膜厚度增大，孔隙中有效流通通道變小，使水相滲透率降低。

DM300增注劑可改變巖石表面的潤濕性，使地層巖石表面由強親水向弱親水轉變，在降低水化膜厚度的同時，使固-液界面分子力的作用減弱；溶解清洗重質有機物，改善油水低界面張力性能，清除地層堵塞，促進殘余油流動，從而更好增加低滲透儲層水相滲透率，降低注入壓力，提高注水量。

1.2 潤濕性能改變評價[3-4]

雙河油田江河區地層水屬碳酸氫鈉水型，總礦化度7 512 mg/L，氯離子含量3 176 mg/L，陽離子主要以鉀、鈉離子為主，鈣、鎂離子較少。

用動態接觸角測量儀測定未浸泡和DM300溶液浸泡24 h的水潤濕載玻片潤濕接觸角；用潤濕角測量儀測定未浸泡和用模擬地層水配置后的DM300溶液浸泡24 h的江河區天然巖心巖石表面潤濕角，結果見表1。由表1看出，DM300增注劑可使水潤濕石英載玻片和巖石表面由強水濕轉為弱水濕，具有改變潤濕性性能，且隨著濃度提高，改變能力略有提高，但差別很小。初步確定增注劑濃度為30 000～50 000 mg/L。

1.3 地層清洗性能評價

1.3.1 溶解瀝青、石蠟的能力

江河區原油平均含蠟26.3%，膠質含量8.25%。配制不同濃度的DM300增注劑溶液，分散均勻放入螺口試劑瓶中。用天平定量稱取實驗用瀝青、#60～#72標準蠟片，放入不同濃度的DM300增注劑溶液中，分別在40℃、50℃、60℃條件下恒溫靜態浸泡，然后測定完全溶解2 000 mg瀝青和2 000 mg石蠟的能力，結果見表2。由表2看出，無論升高溫度還是提高DM300增注劑濃度，都有利于提高瀝青的溶解速度，但濃度高于30 000 mg/L時，度隨濃度的增加而趨于變緩；另外，DM300還能較好地溶解石蠟。

表1 潤濕性改變能力測定結果

表2 溶解瀝青和石蠟能力評價結果

1.3.2 界面性質改變評價

用江河區模擬地層水配制不同濃度的DM300溶液，在不同濃度溶液中加入江河區原油樣品，用界面張力儀測量不同濃度增注劑的原油與模擬地層水體系的界面張力。從圖1可看出，加入少量DM300可使界面張力發生較大變化并具有表面活性劑特征，DM300在20 000～40 000 mg/L濃度下，可較好降低油水界面張力，但當濃度大于30 000 mg/L時，改變界面張力的幅度逐漸變小。

圖1 不同濃度增注劑與原油間的界面活性

1.3.3 洗油能力評價

將江河區塊原油和實驗砂樣按1∶10的質量比例混合成油砂，在60 ℃條件下，恒溫密封老化7天以上。用模擬地層水配制不同濃度的DM300增注劑溶液，分散均勻放入螺口試劑瓶中，用天平定量稱取老化油砂，放入2倍油砂的DM300溶液中，分別在20℃、40℃、60℃條件下靜態浸泡24 h，測定洗油能力，結果如表3。由表3看出，DM300增注劑洗油能力較好，在60 ℃條件下，30 000 mg/L濃度溶液洗油效率可達到83%。

表3 不同溫度條件下的洗油效率

1.4 增注性能流動實驗評價

利用儲層敏感性評價裝置、江河區低滲透天然巖心和模擬地層水，在實驗溫度60 ℃、DM300注入倍數為8倍巖心孔隙體積、濃度為30 000 mg/L條件下，開展DM300增注性能評價實驗。

從圖2可看出，驅油過程壓力逐漸上升，當注入倍數達到19 PV后，壓力達到峰值3.89 MPa；隨后開始下降；當注入倍數達到32 PV時，壓力下降到3.01 MPa，模型出口不再出油。建立殘余油飽和度，繼續水驅，測定注入壓力和水相滲透率變化情況。當壓力下降到2.96 MPa平穩值時，水相滲透率為1.76×10-3μm2。接著注入DM300增注劑8 PV，保壓48 h，繼續水驅，水驅注入11 PV；當壓力下降到2.14 MPa最低值時，水相滲透率為2.63×10-3μm2。經DM300驅替后，江河低滲透巖心水相滲透率可提高49.4%，相同注入排量下注入壓力下降27.7%。

圖2 DM300驅替實驗結果

1.5 靜態吸附時間對滲透率的影響

采用江河區塊同一個低滲透天然巖心分段驅替濃度為30 000 mg/L的DM300增注劑溶液后，對比滲透率的變化情況，結果如圖3。從圖3看出，DM300增注劑與巖心巖石表面接觸時間48 h后，對巖心滲透率的作用已不再明顯。

圖3 DM300不同停留時間巖心滲透率的變化情況

2 DM300復合增注工藝優化研究

根據上述DM300增注機理和增注性能評價實驗，確定DM300在江河區低滲透儲層注入濃度為30 000 mg/L。

2.1 關井反映時間的優化

江河區平均儲層溫度為85 ℃左右，結合30 g/L濃度下DM300在60 ℃時地層清洗評價結果，及巖石表面靜態吸附與停留時間關系，確定施工關井反應時間為48 h，對改善巖心滲漏率作用最為明顯。

2.2 DM300增注處理半徑的確定

根據江河不同滲透率儲層情況、每米砂厚注水10 m3/d強度下所需注水壓力在半徑方向上的分布曲線，3 m以內是壓降敏感區，也是改造效果最明顯區域，確定DM300增注處理半徑為3～4 m。

2.3 施工工藝優化研究

低滲透儲層注水啟動壓力高、水相流動阻力大。除改善界面性質、提高水相滲透率外，還需近井酸化改造進一步降低注水啟動壓力。為評價疑難井層復合降壓增注工藝的可行性，選取江河區塊低滲透天然巖心，先酸化改造預處理，再擠注DM300增注劑的施工工藝流動實驗。結果表明，采用先酸化改造預處理地層，再擠注DM300增注劑的施工工藝，可使江河區塊低滲透天然巖心水相滲透率提高4倍。具體注入程序：先酸化預處理地層→關井反應→再擠注DM300→關井反應→開井注水。

3 現場應用效果

選取江河區低滲透疑難欠注井現場實施9口15個注水層段進行增注試驗，其中，有效8口12個注水層段，措施有效率80%，日實注水量由增注前的61 m3提高到352 m3，階段增注4.89×104m3，增注效果明顯變好。

4 結論及認識

(1)DM300增注劑可使江河區低滲透巖石表面的潤濕性由強水濕轉變為弱水濕。

(2)DM300增注劑可較好地溶解瀝青、石蠟，對江河區塊原油樣品洗油能力及降低油水界面張力性能較強，能更好清除地層原油堵塞，改善近井地帶地層滲透性，提高地層清洗效果。

(3)DM300增注劑能更好提高低滲透儲層水相滲透率，對低滲透儲層有明顯的復合降壓增注作用。

(4)以DM300增注劑為主體、輔以酸化預處理為手段的DM300復合增注工藝技術，可進一步提高江河區低滲透疑難欠注井層的酸化增注效果和有效注入能力。

[1] 黃延章．低滲透油層滲流機理[M]．北京：石油工業出版社，1998：30-100.

[2] 王啟蒙，汪強，諸葛鎮．低滲儲層滲流規律及水驅油機理的試驗研究[J]．江漢石油學院學報，2003(S2)：32-35.

[3] 鄂捷年．油藏巖石潤濕性對注水過程中驅油效率的影響[J]．石油大學學報(自然科學版)，1998，7(3)：53-57.

[4] 吳景春，賈振岐，孫連榮，等．降低特低滲透油層啟動壓力機理分析[J]．大慶石油學院學報，2003，2(27)：26-30.

編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)02-0137-03

2014-11-12

李廣志，工程師，1973年生， 2009年畢業于中國石油大學(華東)石油工程專業，現從事采油工程工作。

TE357.43

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