沈 文 敏

（ 中國石油遼河油田分公司， 遼寧 盤錦 124109）

自2000年始，曙光油田在杜84塊部署超稠油新井，隨后在杜80興隆臺(tái)、杜813興隆臺(tái)、杜212興隆臺(tái)、曙127 454塊及杜239塊部署超稠油新井并相繼投入開發(fā)，包括6個(gè)開發(fā)單元，動(dòng)用含油面積6.92 km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量5 262×104t，使超稠油開發(fā)規(guī)模逐步擴(kuò)大。油藏儲(chǔ)層為高孔高滲儲(chǔ)層，屬重質(zhì)超稠油。超稠原油物性差，油層單層厚薄，粘土礦物含量高，鉆井過程中存在泥漿污染。開發(fā)過程中主要表面為油井投產(chǎn)初期及低周期注汽壓力高，周期生產(chǎn)時(shí)間短，采注比及油汽比低。針對(duì)上述矛盾，開展低碳有機(jī)酸油層深部解堵技術(shù)研究，通過有機(jī)乳液，溶解有機(jī)重質(zhì)成份，清洗巖石表面，改善地層流體的流動(dòng)性，同時(shí)為后期處理提供前期準(zhǔn)備。開發(fā)有機(jī)緩速酸體系，對(duì)儲(chǔ)層巖石具有較強(qiáng)的溶蝕性，對(duì)瀝青質(zhì)、膠質(zhì)、蠟等有機(jī)物具有較強(qiáng)的溶解（分散）性［1,2］，降低注汽壓力。同時(shí)添加陽離子表面活性劑，對(duì)儲(chǔ)層的粘土膨脹、運(yùn)移具有較強(qiáng)的擬制性。通過集成創(chuàng)新，應(yīng)用多種藥劑的復(fù)合作用，最大限度的發(fā)揮油井產(chǎn)能。

1 技術(shù)原理

低碳有機(jī)酸油層深部解堵技術(shù)，將粘土穩(wěn)定劑，有機(jī)溶劑與有機(jī)酸、表面活性劑以及助劑結(jié)合起來，通過正交試驗(yàn)，確定配方組成，發(fā)揮藥劑相互間的協(xié)同效應(yīng)，形成復(fù)合體系［3］，通過多種藥劑的復(fù)合作用，實(shí)現(xiàn)油層深部解堵與抑制粘土膨脹為一體，綜合解決油井的注采矛盾，最大限度的發(fā)揮油井產(chǎn)能。

有機(jī)乳液溶解有機(jī)重質(zhì)成份，清洗巖石表面，改善地層流體的流動(dòng)性［4,5］，同時(shí)為后期處理提供前期準(zhǔn)備。

2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

2.1 酸液表面張力測(cè)定

將試樣按不同濃度配成水溶液，用JYW-200A全自動(dòng)表、界面張力儀測(cè)定其表面張力，數(shù)據(jù)見圖1。從曲線可以看出：酸液濃度在 40%之后，其水溶液的表面張力隨濃度的增加而變化不大。

圖1 酸液濃度與表面張力曲線Fig.1 The concentration of acid solution and the surface tension curves

2.2 酸液巖心溶失率實(shí)驗(yàn)

將已洗油的巖樣（或碎塊）研磨后過0.175 mm孔徑標(biāo)準(zhǔn)篩，篩出物在 80 ℃下烘至恒重后備用。按固液比為1.5 g巖樣/10 mL酸液，恒溫溫度60 ℃反應(yīng)1h后過濾分離，濾渣在80 ℃下烘干至恒重，計(jì)算出溶失率，數(shù)據(jù)見表1。

表1 酸液巖心溶失率Table 1 The acid liquid core dissolution rate

2.3 酸液對(duì)巖心潤濕性的影響

將碳酸巖地層巖心表面用200 目 細(xì)水砂紙打礳后烘干，用JJC-1潤濕角測(cè)定儀測(cè)定地層巖心表面蒸餾水的潤濕角;將碳酸巖地層巖心表面用200目細(xì)水砂紙打礳 后烘干，用低碳混合有機(jī)酸浸泡 5 min后取出烘干，用JJC-1潤濕角測(cè)定儀測(cè)定地層巖心表面蒸餾水的潤濕角，數(shù)據(jù)見表 2。實(shí)驗(yàn)表明，低碳混合有機(jī)酸油層解堵具有改變巖石潤濕性的作用，即將巖石由油潤濕改變?yōu)樗疂櫇瘛?/p>

表2 巖心潤濕性實(shí)驗(yàn)Table 2 Core wettability test

2.4 酸渣實(shí)驗(yàn)

取25 mL試驗(yàn)區(qū)塊無水原油與25 mL酸液一起加入100 mL刻度的比色管中充分搖動(dòng)，在70 ℃條件下靜放12 h后，觀察有無乳化現(xiàn)象，并用孔徑0.11 mm標(biāo)準(zhǔn)篩過篩，再用石油醚清洗觀察有無酸渣形成。實(shí)驗(yàn)表明：無乳化現(xiàn)象，無酸渣形成。

2.5 粘土穩(wěn)定劑優(yōu)選

將試樣配成10%（w/w）濃度的水溶液500 mL，再放入高溫高壓陳化釜中進(jìn)行48 h，300 ℃耐溫實(shí)驗(yàn)，冷卻后備用。稱取0.5 g膨潤土放入離心管中，加上述水溶液10 mL。在室溫下靜置2 h。將離心管放入離心機(jī)中，用1 500 r/min，離心15 min。讀取膨潤土在離心管中的膨脹體積。用煤油和蒸餾水同等條件下做試驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見圖2，數(shù)據(jù)表明 300℃恒溫48 h后，試樣加量2%時(shí)膨脹率達(dá)到86%。

圖2 耐溫后試樣不同濃度的防膨率Fig.2 The temperature of samples after different concentration rate of anti-swelling

2.6 有機(jī)溶劑的篩選

利用稠油區(qū)塊的原油，按Q/SY LH 0168-2004標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行測(cè)定藥劑的洗油性能，當(dāng)濃度大于70%時(shí)洗油率達(dá)到92%。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 選井條件

超稠油油藏，油層粘土含量相對(duì)較高，大于3%~5%，注汽質(zhì)量有待提高，周期吞吐效果較差的油井。

3.2 實(shí)施工藝

采用注汽管柱，在注汽前將藥劑擠入油層，措施對(duì)管柱沒有特殊要求。

3.3 效果分析

2012年現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施6井次，開井6口，階段措施增油1 525 t，平均單井增油254 t。階段創(chuàng)效186萬元，階段投入產(chǎn)出比1︰2.31。

1）措施后注汽壓力降低，表明油層傷害得到解除。注汽已結(jié)束的6井次，平均注汽壓力由措施前的14.35 MPa降低到措施后的13.38 MPa,前后對(duì)比降低0.97 MPa，注汽質(zhì)量得到改善，為后期提高生產(chǎn)效果打下前提基礎(chǔ)。

2）措施后油汽比及采注比提高，表明生產(chǎn)效果得到明顯改善。通過對(duì)6井次進(jìn)行同期對(duì)比，階段油汽比提高0.019、采注比提高0.070。

4 結(jié) 論

（1）該技術(shù)適用于興隆臺(tái)超稠油，改善注汽質(zhì)量及提高吞吐效果。

（2）該技術(shù)能夠解除油層傷害，保證油井注汽質(zhì)量，為油井后續(xù)有效開發(fā)的奠定了基礎(chǔ)。

（3）該技術(shù)可提周期油汽比及采注比，為提高蒸汽吞吐效果的技術(shù)保障。

（4）該技術(shù)對(duì)同類油藏具有借鑒意義，具有推廣前景。

［1］ 于杰剛,曹紅英,孫偉棟．稠油油藏膠質(zhì)瀝青質(zhì)分散技術(shù)[J].油氣田地面工程，2009(10)：32-33．

［2］ 梅玉芬．膠質(zhì)瀝青質(zhì)分散劑的研制與應(yīng)用[J].內(nèi)蒙古石油化工，2009(20)：37-38．

［3］ 劉菊梅,王宏圖,廖久明,等．一種多功能解堵酸液的試驗(yàn)方法[J].重慶大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2006,29（2）：120-123．

［4］ 張玉濤，李友富，何川,等. 混合低碳有機(jī)酸酸化液研究[J]. 油田化學(xué)，1995(1)：26-29.

［5］ 廖久明 劉菊梅．新型多功能解堵酸液的室內(nèi)研究[J]. 石油與天然氣化工，2004(3)：200-203．