桩西潜山高温油藏渗吸吞吐增能增产技术研究与应用

姜 涛，隋清国，滕学伟，李积祥，贾庆乐，林志彬

（中国石化胜利油田分公司桩西采油厂，山东东营 257237）

桩海潜山属于复杂类型的碳酸盐岩常压偏高温-缝洞型油藏，储层高温且连通性差，未采取注水开发，依靠弹性能量开采，地层压力下降较快，产量递减幅度大。目前主要采用重复酸压工艺，投入费用较高，且重复酸压效果越来越差。渗吸采油技术为低渗透油藏的开发提供了一种新手段。其主要原理是改变油藏的润湿性，将油润湿油藏变成弱亲水中性润湿油藏，同时降低油水界面张力，将大油滴分散成小油滴，改善储层流体的流动性，同时利用渗吸作用将低渗孔喉中的原油置换出，从而提高低渗透油藏的采收率。在这一过程中，利用渗吸液复合解堵剂可为碳酸盐岩提供一种新型的解堵增效手段，在提高储层渗透率的同时，提高了原油的置换率。

1 碳酸盐岩渗吸体系研究现状

为满足渗吸采油过程中对较低油水界面张力和较好岩石的润湿性的开发需求，研究学者在单纯地层水体系的基础上，对表面活性剂作用机理进行了深入研究，形成了表面活性剂渗吸采油技术，这有益于在储层孔隙中建立相对稳定的乳化体系，大大提高了低渗透油藏的采出程度。

李洪等[1-2]通过渗吸实验、旋滴法等方法，利用不同表面活性剂及其复配剂系统研究了表面活性剂对油水界面张力、水湿表面润湿性、毛细管压力以及渗吸采收率的影响，发现界面张力的降低和润湿性改善有利于提高低渗透油藏的采收率，复配表面活性剂降低界面张力和改善润湿性的效果比单一活性剂好，并且得到了渗吸采收率与油水界面张力和毛细管压力的对数呈线性负相关关系。

曹建军等[3]对于致密油藏渗吸采油技术进行研究并进行了实验，应用优选的两种不同表面活性剂注入天然网状裂缝岩心进行效果评价。实验表明，浓度增加，采油效果越好，增幅递减。表面活性剂A+B 组合渗吸采油效果均高于其中任何单一表面活性剂渗吸采油效果。油藏温度的改变对于表面活性剂的影响不是主导因素，但是油藏含水饱和度的大小左右着渗吸作用的发挥。杨正明等为了更进一步发挥低渗透油藏中裂缝对于渗吸采油的作用，利用大规模高压物理模拟实验和核磁共振技术，对于顺向驱替渗吸和逆向渗吸两种渗吸方式做出了定量分析评价。

许建红等[4-8]研究了渗吸过程渗吸速度变化规律及渗吸影响因素，赵文娜等[9-10]研究了渗吸可利用的交联酸体系，为渗吸液研发提供了理论基础。

目前在渗吸采油方面尽管存在一些进展，但从整体角度来说，无论是生产需要还是开发方向上仍然存在一些问题。（1）低渗透油藏渗吸实验所得参数的现场适应性不足。低渗透油藏一般都具有较低的渗透率及孔隙度，但不同的低渗透油藏储层，其油水分布、岩石成分不同，储层内部的温度、压力也是完全不同的。目前，室内实验优化的渗吸参数数据对于不同低渗透油藏的适应性不强，油藏的环境条件还原度不高。（2）对于双重介质系统渗吸采油效果的定量评价还未实现，对不同发育程度的裂缝-基质低渗透油藏的开发不具有普适性。（3）影响渗吸采收率的主控影响因素不明确。表面活性剂在降低界面张力的同时，也削弱了孔隙的毛细管压力。一味追求过低界面张力，渗吸采收率往往不升反降。因此，影响渗吸采油效果的主控因素还不够明确，其采收率的大小受多重因素影响，包括渗吸液类型、浓度、润湿性、渗透率、含油饱和度等，须进一步量化分析各因素对采收率的影响规律及影响程度，从而确定最优的渗吸参数，高效开发。

2 高温渗吸液体系研制

2.1 主表面活性剂的确定

表面活性剂有多种类型，在不同的储层环境中表现出很大的性能差异，有许多类型的表面活性剂可以具有超低的界面张力，然而，表面活性剂的适用效果与地质条件有很紧密的联系。

使用TX-500C 界面张力仪分别评价了椰油酰胺丙基甜菜碱、十二烷基羟磺基甜菜碱、油酸酰胺丙基甜菜碱、芥酸酰胺丙基甜菜碱的界面张力、耐温、耐盐能力，优选出了界面张力低、耐温耐盐性能好的甜菜碱作为耐高温渗吸剂的主剂。

2.2 耐高温渗吸剂配方确定

利用正交实验优化了耐高温渗吸剂配方，结果见表1。

表1 耐高温渗吸剂配方实验表

通过表1 正交实验可以看出，序号6 配方在170 ℃下界面张力为0.036 mN/m，接近超低界面张力，接触角为63°，处于中性润湿状态，有利于地层原油流出，且渗吸采收率高达25.3%，性能最优异。

2.3 主要性能评价

2.3.1 表、界面张力评价 根据实验结果（图1）可知，耐高温渗吸剂表、界面张力随浓度的升高而降低，当浓度增加至0.4%时，耐高温渗吸剂的表面张力降至30 mN/m 以下，界面张力下降至3.6×10-2mN/m，此时界面张力接近超低界面张力，有利于提高原油剥离效率，提高渗吸油效果。

图1 表、界面张力随耐高温渗吸剂浓度变化曲线

2.3.2 润湿性能评价 随着耐高温渗吸剂浓度的增加，接触角逐渐增大，但当耐高温渗吸剂的浓度超过0.3%之后，接触角变化不明显（图2）。

图2 接触角随耐高温渗吸剂浓度变化曲线

2.3.3 耐温性能评价 耐高温渗吸剂的表面张力随着温度的升高而略有降低，最终耐高温渗吸剂的表面张力稳定在27 mN/m 左右。界面张力随温度的升高基本保持不变（图3），表明耐高温渗吸剂具有较好的耐温能力，可满足180 ℃以下储层现场施工的需求。

图3 耐高温渗吸剂的界面张力随温度变化曲线

2.3.4 抗模拟地层水性能评价 耐高温渗吸剂具有较好的抗盐能力，其在80 000 mg/L 以下的地层水中界面张力基本保持不变，之后随着矿化度的升高，界面张力逐渐升高（图4），桩西潜山油藏地层水的矿化度普遍低于80 000 mg/L，因此，耐高温渗吸剂可满足桩西潜山油藏的要求。

图4 耐高温渗吸剂的界面张力随矿化度变化曲线

2.3.5 提高采油率评价 使用Amott 渗吸瓶法评价了不同浓度耐高温渗吸剂对低渗透岩心渗吸采收率的影响。结果见图5。

图5 渗吸采收率随耐高温渗吸剂的浓度变化曲线

当耐高温渗吸剂的浓度升高，渗吸采收率整体呈现逐渐升高的趋势。耐高温渗吸剂浓度为0.5%时，渗吸采收率达18.98%。当耐高温渗吸剂浓度增加至1.0%之后，渗吸采收率增加趋势放缓，这主要是由于当耐高温渗吸剂浓度增加到一定程度后，耐高温渗吸剂的界面张力、对岩石的润湿性改变能力以及对原油的剥离分散能力均达到了较高的水平，进一步增加耐高温渗吸剂的浓度，并不会对渗吸采收率造成太大的提升。

3 主体解堵剂配方的确定

对主体酸液体系进行了配方优化，结果见表2，溶蚀率、溶蚀速率、钙离子螯合能力分别见图6～图8。

图6 溶蚀率柱状图

图7 溶蚀速率柱状图

图8 钙离子螯合能力柱状图

表2 复合解堵剂酸液配方优化

由表2、图6～图8 实验数据可以看出，随着酸液中盐酸浓度的增加，酸液的溶蚀能力增加，但酸液的溶蚀速率也会相应增加，综合考虑酸液的溶蚀能力和溶蚀速率，优选配方6 为复合解堵剂酸液配方，该配方对钙离子的螯合能力可达271 mg/mL，螯合能力强，可有效防止酸化形成的钙镁等金属离子在储层结垢、沉淀造成二次伤害。

4 解堵剂对渗吸液提高采收率评价

使用驱替装置评价了解堵剂解堵前后对耐高温渗吸剂采收率的影响，结果见图9。

图9 解堵剂+耐高温渗吸剂采收率曲线

耐高温渗吸剂可提高水驱采收率16.32%，渗透率相近的岩心经复合解堵剂解堵后再进行耐高温渗吸剂驱油可提高采收率24.09%，表明二者相互使用可进一步提高采收率。这主要是因为复合解堵剂具有一定溶蚀能力，可一定程度上提高岩心的渗透率，进而提高了岩心中原油的流动性，最终达到了提高原油采收率的目的。

5 现场施工情况

截至目前已在ZXH169-X1 等3 口井实施渗吸吞吐增能增产技术，平均单井日增油34.3 t，累增油5 660 t。

典型井例：ZXH169-X2，生产层位为奥陶系八陡组+马家沟组，井段4 919.4～5 134.0 m，总厚度172.04 m。该井于2022 年8 月12 日进行渗吸增能试验，累计注入渗吸体系段塞和水3.129 6×104m3，措施实施后，日增油47.0 t。目前已生产201 d，累增油3 125 t，液面回升1 260 m，取得良好效果。

6 结论

（1）耐高温渗吸剂可将油水界面张力降至0.1 mN/m以下，且耐温能力可达180 ℃，耐盐80 000 mg/L 以上，可将储层岩心改变为中性弱亲水润湿，对低渗储层岩心的渗吸采收率可达20.00%以上，满足桩西潜山碳酸盐岩油藏的需求。

（2）复合解堵剂具有优良的缓速性能，腐蚀速率仅为盐酸的47%，缓速性能优异，且与耐高温渗吸剂配伍性好，适合180 ℃以下储层的深部酸化。

（3）注入速度、注入量和采油速度均会影响耐高温渗吸剂的采油程度，当注入速度为1.5 mL/min 的情况下，注水所需时间较短，采出程度较高。

（4）确定复合解堵剂与耐高温渗吸剂复配使用时的最佳焖井时间为24 h 以上。

（5）现场实践表明渗吸吞吐增能增产技术初步解决了桩西潜山高温油藏面临的问题，效果较好。