樁西潛山高溫油藏滲吸吞吐增能增產技術研究與應用

姜 濤，隋清國，滕學偉，李積祥，賈慶樂，林志彬

（中國石化勝利油田分公司樁西采油廠，山東東營 257237）

樁海潛山屬于復雜類型的碳酸鹽巖常壓偏高溫-縫洞型油藏，儲層高溫且連通性差，未采取注水開發，依靠彈性能量開采，地層壓力下降較快，產量遞減幅度大。目前主要采用重復酸壓工藝，投入費用較高，且重復酸壓效果越來越差。滲吸采油技術為低滲透油藏的開發提供了一種新手段。其主要原理是改變油藏的潤濕性，將油潤濕油藏變成弱親水中性潤濕油藏，同時降低油水界面張力，將大油滴分散成小油滴，改善儲層流體的流動性，同時利用滲吸作用將低滲孔喉中的原油置換出，從而提高低滲透油藏的采收率。在這一過程中，利用滲吸液復合解堵劑可為碳酸鹽巖提供一種新型的解堵增效手段，在提高儲層滲透率的同時，提高了原油的置換率。

1 碳酸鹽巖滲吸體系研究現狀

為滿足滲吸采油過程中對較低油水界面張力和較好巖石的潤濕性的開發需求，研究學者在單純地層水體系的基礎上，對表面活性劑作用機理進行了深入研究，形成了表面活性劑滲吸采油技術，這有益于在儲層孔隙中建立相對穩定的乳化體系，大大提高了低滲透油藏的采出程度。

李洪等[1-2]通過滲吸實驗、旋滴法等方法，利用不同表面活性劑及其復配劑系統研究了表面活性劑對油水界面張力、水濕表面潤濕性、毛細管壓力以及滲吸采收率的影響，發現界面張力的降低和潤濕性改善有利于提高低滲透油藏的采收率，復配表面活性劑降低界面張力和改善潤濕性的效果比單一活性劑好，并且得到了滲吸采收率與油水界面張力和毛細管壓力的對數呈線性負相關關系。

曹建軍等[3]對于致密油藏滲吸采油技術進行研究并進行了實驗，應用優選的兩種不同表面活性劑注入天然網狀裂縫巖心進行效果評價。實驗表明，濃度增加，采油效果越好，增幅遞減。表面活性劑A+B 組合滲吸采油效果均高于其中任何單一表面活性劑滲吸采油效果。油藏溫度的改變對于表面活性劑的影響不是主導因素，但是油藏含水飽和度的大小左右著滲吸作用的發揮。楊正明等為了更進一步發揮低滲透油藏中裂縫對于滲吸采油的作用，利用大規模高壓物理模擬實驗和核磁共振技術，對于順向驅替滲吸和逆向滲吸兩種滲吸方式做出了定量分析評價。

許建紅等[4-8]研究了滲吸過程滲吸速度變化規律及滲吸影響因素，趙文娜等[9-10]研究了滲吸可利用的交聯酸體系，為滲吸液研發提供了理論基礎。

目前在滲吸采油方面盡管存在一些進展，但從整體角度來說，無論是生產需要還是開發方向上仍然存在一些問題。（1）低滲透油藏滲吸實驗所得參數的現場適應性不足。低滲透油藏一般都具有較低的滲透率及孔隙度，但不同的低滲透油藏儲層，其油水分布、巖石成分不同，儲層內部的溫度、壓力也是完全不同的。目前，室內實驗優化的滲吸參數數據對于不同低滲透油藏的適應性不強，油藏的環境條件還原度不高。（2）對于雙重介質系統滲吸采油效果的定量評價還未實現，對不同發育程度的裂縫-基質低滲透油藏的開發不具有普適性。（3）影響滲吸采收率的主控影響因素不明確。表面活性劑在降低界面張力的同時，也削弱了孔隙的毛細管壓力。一味追求過低界面張力，滲吸采收率往往不升反降。因此，影響滲吸采油效果的主控因素還不夠明確，其采收率的大小受多重因素影響，包括滲吸液類型、濃度、潤濕性、滲透率、含油飽和度等，須進一步量化分析各因素對采收率的影響規律及影響程度，從而確定最優的滲吸參數，高效開發。

2 高溫滲吸液體系研制

2.1 主表面活性劑的確定

表面活性劑有多種類型，在不同的儲層環境中表現出很大的性能差異，有許多類型的表面活性劑可以具有超低的界面張力，然而，表面活性劑的適用效果與地質條件有很緊密的聯系。

使用TX-500C 界面張力儀分別評價了椰油酰胺丙基甜菜堿、十二烷基羥磺基甜菜堿、油酸酰胺丙基甜菜堿、芥酸酰胺丙基甜菜堿的界面張力、耐溫、耐鹽能力，優選出了界面張力低、耐溫耐鹽性能好的甜菜堿作為耐高溫滲吸劑的主劑。

2.2 耐高溫滲吸劑配方確定

利用正交實驗優化了耐高溫滲吸劑配方，結果見表1。

表1 耐高溫滲吸劑配方實驗表

通過表1 正交實驗可以看出，序號6 配方在170 ℃下界面張力為0.036 mN/m，接近超低界面張力，接觸角為63°，處于中性潤濕狀態，有利于地層原油流出，且滲吸采收率高達25.3%，性能最優異。

2.3 主要性能評價

2.3.1 表、界面張力評價 根據實驗結果（圖1）可知，耐高溫滲吸劑表、界面張力隨濃度的升高而降低，當濃度增加至0.4%時，耐高溫滲吸劑的表面張力降至30 mN/m 以下，界面張力下降至3.6×10-2mN/m，此時界面張力接近超低界面張力，有利于提高原油剝離效率，提高滲吸油效果。

圖1 表、界面張力隨耐高溫滲吸劑濃度變化曲線

2.3.2 潤濕性能評價 隨著耐高溫滲吸劑濃度的增加，接觸角逐漸增大，但當耐高溫滲吸劑的濃度超過0.3%之后，接觸角變化不明顯（圖2）。

圖2 接觸角隨耐高溫滲吸劑濃度變化曲線

2.3.3 耐溫性能評價 耐高溫滲吸劑的表面張力隨著溫度的升高而略有降低，最終耐高溫滲吸劑的表面張力穩定在27 mN/m 左右。界面張力隨溫度的升高基本保持不變（圖3），表明耐高溫滲吸劑具有較好的耐溫能力，可滿足180 ℃以下儲層現場施工的需求。

圖3 耐高溫滲吸劑的界面張力隨溫度變化曲線

2.3.4 抗模擬地層水性能評價 耐高溫滲吸劑具有較好的抗鹽能力，其在80 000 mg/L 以下的地層水中界面張力基本保持不變，之后隨著礦化度的升高，界面張力逐漸升高（圖4），樁西潛山油藏地層水的礦化度普遍低于80 000 mg/L，因此，耐高溫滲吸劑可滿足樁西潛山油藏的要求。

圖4 耐高溫滲吸劑的界面張力隨礦化度變化曲線

2.3.5 提高采油率評價 使用Amott 滲吸瓶法評價了不同濃度耐高溫滲吸劑對低滲透巖心滲吸采收率的影響。結果見圖5。

圖5 滲吸采收率隨耐高溫滲吸劑的濃度變化曲線

當耐高溫滲吸劑的濃度升高，滲吸采收率整體呈現逐漸升高的趨勢。耐高溫滲吸劑濃度為0.5%時，滲吸采收率達18.98%。當耐高溫滲吸劑濃度增加至1.0%之后，滲吸采收率增加趨勢放緩，這主要是由于當耐高溫滲吸劑濃度增加到一定程度后，耐高溫滲吸劑的界面張力、對巖石的潤濕性改變能力以及對原油的剝離分散能力均達到了較高的水平，進一步增加耐高溫滲吸劑的濃度，并不會對滲吸采收率造成太大的提升。

3 主體解堵劑配方的確定

對主體酸液體系進行了配方優化，結果見表2，溶蝕率、溶蝕速率、鈣離子螯合能力分別見圖6～圖8。

圖6 溶蝕率柱狀圖

圖7 溶蝕速率柱狀圖

圖8 鈣離子螯合能力柱狀圖

表2 復合解堵劑酸液配方優化

由表2、圖6～圖8 實驗數據可以看出，隨著酸液中鹽酸濃度的增加，酸液的溶蝕能力增加，但酸液的溶蝕速率也會相應增加，綜合考慮酸液的溶蝕能力和溶蝕速率，優選配方6 為復合解堵劑酸液配方，該配方對鈣離子的螯合能力可達271 mg/mL，螯合能力強，可有效防止酸化形成的鈣鎂等金屬離子在儲層結垢、沉淀造成二次傷害。

4 解堵劑對滲吸液提高采收率評價

使用驅替裝置評價了解堵劑解堵前后對耐高溫滲吸劑采收率的影響，結果見圖9。

圖9 解堵劑+耐高溫滲吸劑采收率曲線

耐高溫滲吸劑可提高水驅采收率16.32%，滲透率相近的巖心經復合解堵劑解堵后再進行耐高溫滲吸劑驅油可提高采收率24.09%，表明二者相互使用可進一步提高采收率。這主要是因為復合解堵劑具有一定溶蝕能力，可一定程度上提高巖心的滲透率，進而提高了巖心中原油的流動性，最終達到了提高原油采收率的目的。

5 現場施工情況

截至目前已在ZXH169-X1 等3 口井實施滲吸吞吐增能增產技術，平均單井日增油34.3 t，累增油5 660 t。

典型井例：ZXH169-X2，生產層位為奧陶系八陡組+馬家溝組，井段4 919.4～5 134.0 m，總厚度172.04 m。該井于2022 年8 月12 日進行滲吸增能試驗，累計注入滲吸體系段塞和水3.129 6×104m3，措施實施后，日增油47.0 t。目前已生產201 d，累增油3 125 t，液面回升1 260 m，取得良好效果。

6 結論

（1）耐高溫滲吸劑可將油水界面張力降至0.1 mN/m以下，且耐溫能力可達180 ℃，耐鹽80 000 mg/L 以上，可將儲層巖心改變為中性弱親水潤濕，對低滲儲層巖心的滲吸采收率可達20.00%以上，滿足樁西潛山碳酸鹽巖油藏的需求。

（2）復合解堵劑具有優良的緩速性能，腐蝕速率僅為鹽酸的47%，緩速性能優異，且與耐高溫滲吸劑配伍性好，適合180 ℃以下儲層的深部酸化。

（3）注入速度、注入量和采油速度均會影響耐高溫滲吸劑的采油程度，當注入速度為1.5 mL/min 的情況下，注水所需時間較短，采出程度較高。

（4）確定復合解堵劑與耐高溫滲吸劑復配使用時的最佳燜井時間為24 h 以上。

（5）現場實踐表明滲吸吞吐增能增產技術初步解決了樁西潛山高溫油藏面臨的問題，效果較好。