定边地区致密油动态吞吐渗吸驱油技术研究

李鹏程，张煜培，章倩倩，张添锦

（延长油田股份有限公司，陕西延安 716000）

致密油动态吞吐渗吸驱油机理研究越来越得到国内外专家学者的重视。李国欣等[1]认为随着非常规油气资源占比的增加，勘探开发逐渐引起关注。杨占玄等[2]发现鄂尔多斯盆地作为中国重要的能源基地，继页岩气之后已成为该盆地新的开发热点。杨兆中等[3]、慕立俊等[4]通过研究发现鄂尔多斯盆地致密油气主要采用水平井分段压裂，水平井注水等方式进行开发，虽然目前已经取得了较好的开发效果，致密储层具有孔渗条件差、微裂缝发育[5-6]，在水平井注水开发过程中容易产生水淹、水窜，最终导致单井产能低、含水率高、采收率低[7-8]等问题。

1 致密油水平井动态吞吐渗吸驱油参数研究

以鄂尔多斯盆地定边油田长7 油层为研究对象，利用渗吸驱油实验装置开展了致密油岩心动态吞吐渗吸驱油实验，根据吞吐自吸驱油效果的影响，筛选出了最合适的动态吞吐渗吸驱油参数，并在定边油田进行了矿场试验。

1.1 渗吸液优选

通过表界面张力测试、接触角测试、油砂洗油实验、岩心渗吸洗油实验、岩心洗油驱替实验，优化出洗油驱油效果最好的表面活性剂及用量，同时找出洗油驱油剂效果最简单实用的评价方法。

1.1.1 渗吸驱油剂筛选和浓度优化 将收集到的油酸钠、十八胺、月桂酸钠、椰油胺、硬脂酸钠、AES、十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、十二胺9 种表面活性剂，依次对应BHJ1～BHJ9 的样品用自来水配制不同浓度的溶液进行实验，结果见图1，用KRUSS K100C 型全自动界面张力仪测定表面活性剂溶液表/界面张力，优化出其最佳使用浓度，结果见图2。使用前用去离子水对表面张力仪进行了校正，清水表面张力为72.5 mN/m，满足仪器的技术要求。从图1 和图2 可以看出，BHJ2和BHJ4 的表面张力太高，BHJ6、BHJ3 和BHJ9 的界面张力太高，均不适合研究区，其余样品的表面活性剂的适宜使用浓度为0.3%～0.4%，其界面张力和表面张力均较低，考虑到成本，确定表面活性剂的最佳浓度为0.3%，能使渗析溶液具有较低的界面张力，使油滴能顺利的被驱出。

图1 浓度与表面张力变化曲线Fig.1 Concentration and surface tension change curve

图2 浓度与界面张力变化曲线Fig.2 Concentration and interfacial tension change curve

1.1.2 渗吸驱油剂效果 自发渗吸是致密油藏采油的主要机理，可分为顺式渗吸和逆向渗吸两种。与润湿性的岩石实验不同之处是，自发渗吸实验需要对渗吸速度、渗吸深度以及渗吸采出程度等影响参数逐一进行分析和评价。常规注水开发很难有效动用致密油藏，只有充分采取措施调动基质岩石的毛管力的渗吸作用，才能最大程度将基质岩石中的原油从裂缝中置换出来。

取人造岩心置于105 ℃下烘干，称其质量为m0，抽真空，真空状态下分别用所取区块原油浸泡20 d，取出岩心并用称量纸擦去其表面原油，称其质量为m1；将浸泡好的岩心置于Amott cell 瓶中，加入试样溶液（加入不同表面活性剂的标准盐水）至略超过Amott cell 瓶的最低刻度处，置于50 ℃烘箱中，观察并记录其出油体积v。渗吸驱油剂效果评价结果见图3，BHJ8 样品（十二烷基苯磺酸钠）对人造岩心的洗油效果最好。

图3 渗吸驱油剂效果评价Fig.3 Evaluation effect of imbibition displacement agent

综上，优选出浓度为0.3%的BHJ8 样品作为渗吸驱油剂能够使岩石表面更亲水，并且能够降低界面张力，使黏附在岩石孔隙表面的油更容易被驱替出去，从而提高渗析驱油效率。

1.2 单次最大注入量界定

参考区块裂缝数据（水平井每段平均裂缝长210 m，宽90 m，方位北东70°垂直井筒）设计注水波及前缘与油井主裂缝相切，即注入水快速水淹油井。

均值条件下圆形地层水驱前缘半径计算方程：

式中：ri-均值情况下第i 层的水驱半径，m；Wi-分层累计吸水量，m3；hi-有效动用厚度，m；φi-有效孔隙度，%；Swi-束缚水饱和度；Sor-残余油饱和度。

均值条件下椭圆形地层水驱前缘半径计算方程：

式中：a-椭圆短轴半长，m；b-椭圆长轴半长，m；n-长短轴比值。

通过实际井组井距与方位关系可知，注水井WP4、WP6、DP7 和DP11 单次最大注入量的水驱波及前缘椭圆半轴不超过200 m。

通过椭圆形水驱前缘计算，界定目的层段注入井单次最大注入量不超过2 500 m3。

1.3 焖井时间的研究

平面径向流压力传播时间与注入量的关系方程：

式中：t-压力传播时间，d；r-最大泄油边缘距人工裂缝边缘的距离，m；η-导压系数，m2/d；h-射孔油层厚度，m；C-综合压缩系数，1/MPa；λ-基质储层启动压力梯度，MPa/m；q-注入量，m3/d。

渗吸驱油速度随时间延长呈现下降，开始阶段渗吸速度较大，渗吸驱油效率高，基于注水压力传导时间与渗吸置换时间理论计算出焖井时间为12～20 d，该过程则为重新平衡地层油水饱和度的过程，实验过程主要参考当注水井停注后注水端压力基本稳定的时候，当压力没有明显降低时，则油水渗吸平衡过程结束，即焖井过程结束[9]。

2 吞吐渗析驱油机理

致密油藏注水吞吐采油是一个蓄能-增压-渗析-驱替-吞吐的一个过程。驱油机理主要是在注水吞吐的升压阶段注入表面活性剂来改变岩石表面的润湿性，降低岩石表面张力，扩大注入水的波及体积，使储层中难以动用的油滴能够顺利的开采出来。

首先关停措施井周围油井，再对该井进行泡沫洗井，待井筒处理完毕后，选取0.3%的BHJ8 溶液作为渗吸液，待地层压力恢复后，进行同区域连片注水吞吐试验。首先将油井原生产管柱起出，下入冲砂管柱，探砂面冲砂，为了保证目的层提高渗吸效果，提高注入量，采用油套环空注水，待将油管下至第一个射孔段附近处座好井口，连接水泥车从油管和油套环空同时开始注表面活性剂混合液，注表面活性剂混合液量合计2 000 m3，注水压力控制在15 MPa 以内，排量1.2 m3/min。待注表面活性剂混合液结束后，视井口油管压力情况，待压力扩散1 h 后同工艺注表面活性剂混合液，注表面活性剂混合液量合计1 000 m3，注水压力控制在15 MPa以内，排量1.2 m3/min。注水期间关闭周围同层油井。注入液顺着裂缝延伸，在补充能量同时，改善岩石亲水性能，同时对地层完成二次蓄能。

随着注入液量的增加，地层中流体饱和度重新分布，注入液大量进入地层，注入压力随着注入量的增加而增加。当注入压力高于地层的破裂压力时，需控制注入量，注入压力下降后，再均匀注入。待完成注入量后，安装井口封闭，保证油套环空封闭处理，以免油套环空出现液体流出，密切关注注水与压力情况，完成增压阶段。注入液在裂缝中，在毛细管力的作用下，油水发生重力分离，注入液吸入小孔隙，原油排到高渗区，实现基质内渗吸与驱替的完成。注入完毕后，在井口安装压力表，焖井10～15 d。焖井结束后，根据井口压力大小来确定是否对井进行开抽。若井口无压力则焖井结束，下泵抽吸，恢复生产，控制采油速度。抽吸一个月后，复抽该井周围停抽油井，完成吞吐阶段。

3 实施效果

经动态吞吐试验后，日均产油由试验前的0.950 t增加到4.170 t，同比增加322%，平均含水率由试验前的17.5%下降至14.3%，同比下降22.3%，平均累计增油达到了891 t，控水增油效果显著。试验结果（表1）表明采用注表面活性剂溶液动态吞吐渗吸驱油能够较好地提高致密油藏注水开发后的采收率，因此具有良好的推广应用前景。

表1 措施井动态吞吐渗吸驱油措施效果统计表Tab.1 Statistical table of dynamic penetration and drainage measures in measure wells

4 结论

（1）提出了用浓度为0.3%的十二烷基苯磺酸钠表面活性剂作为渗吸液时可以显著提高吞吐渗吸的采收率。

（2）根据试验区水驱前缘距离计算出最大注入量不超过2 500 m3，随着关井时间的延长，渗吸采收率逐渐增大，根据平面径向流压力传播时间与注入量计算最佳焖井时间为12～20 d。

（3）定边油田通过渗吸驱油措施可明显改善致密油藏注水开发的采出程度，达到了良好的增产效果。