詹立堅(jiān)

（中石油大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶 163513）

扶楊油層在沉積過(guò)程中受北部物源控制，物源供給不足。巖性主要為含泥長(zhǎng)石巖屑細(xì)砂、粉砂巖，膠結(jié)類型以孔隙式、再生孔隙式、薄膜孔隙式膠結(jié)為主，填隙物以泥質(zhì)和方解石為主，其明顯的特征為低孔、低滲、低流度、低可動(dòng)油飽和度。巖心核磁共振可動(dòng)油飽和度測(cè)試結(jié)果表明，扶楊油層可動(dòng)油飽和度平均為21.8%，說(shuō)明扶楊油層流體流動(dòng)性差，扶楊油層流度只有0.16mD／（mPa·s），開(kāi)發(fā)難度很大。試驗(yàn)區(qū)井投產(chǎn)后，初期單井產(chǎn)量較高，開(kāi)發(fā)過(guò)程中油井產(chǎn)量大幅下降，有效開(kāi)發(fā)難度大。

生物酶是現(xiàn)代生物工程技術(shù)產(chǎn)品，是生物活性蛋白，具有獨(dú)特的生化性能［1－2］。最初生物酶是作為破膠劑而應(yīng)用于油田［3］，使用了幾種酶的混合物可以非專一的水解聚合物。生物環(huán)保酶是由生物酶＋生物表面活性劑A＋生物表面活性劑B＋穩(wěn)定劑等組成的新型解堵體系，是一種以蛋白質(zhì)為基質(zhì)的非活性催化劑。生物表面活性劑是一類由微生物代謝產(chǎn)生的兩性化合物，具有化學(xué)合成表面活性劑所無(wú)法比擬的環(huán)境兼容性。生物環(huán)保酶具有明顯的表面活性，能大幅度降低表面張力、改變巖石潤(rùn)濕性、洗油能力強(qiáng)、吸附滯留量小、穩(wěn)定性高、耐鹽以及穩(wěn)定乳化液和發(fā)泡功能，還有一般化學(xué)表面活性劑所不具備的無(wú)毒、無(wú)污染、無(wú)腐蝕、生物降解等特性。

低滲透油田儲(chǔ)層物性差，地層壓力傳導(dǎo)慢，憋壓嚴(yán)重，水井注水狀況差，油井產(chǎn)液量低，嚴(yán)重制約著油田的經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)［4］。由于油層孔隙度低，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，原油顆粒吸附在巖石顆粒表面和黏土顆粒膨脹運(yùn)移，導(dǎo)致油層堵塞，滲透率降低，油井產(chǎn)量降低。為了解除油層污染，改善油田開(kāi)發(fā)效果，需要對(duì)油層進(jìn)行解堵。

1 生物環(huán)保酶作用機(jī)理

油田注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，注入水的洗油效率取決于原油在巖石表面的粘附功［5］，粘附功越低，洗油效率越高，因此提高采收率通常從降低界面張力和潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)2個(gè)方面來(lái)考慮。油的粘附功與油水界面張力、接觸角的關(guān)系［6］為:

式中，W 為水 －油 －巖石體系中油在巖石表面的粘附功，J／m2；σow為油水界面張力，mN／m；θ為水 －油 －巖石體系中水在巖石表面的接觸角，（°）。

在驅(qū)油過(guò)程中，洗油相當(dāng)于將油從巖石表面拉開(kāi)，因此粘附功越小，對(duì)洗油越有利。從式 （1）看出，油水界面張力越小，粘附功越小，洗油效率越高；接觸角越小，即巖石越親水，粘附功越小，油越易被洗掉。因此提高采收率有2個(gè)方法，一是降低界面張力，二是降低水的接觸角。

1）降低原油黏度及界面張力 生物環(huán)保酶的解堵過(guò)程包括形成毛管膠束、增容、乳化、互溶4個(gè)階段，協(xié)同洗油，大大提高了洗油效率。生物環(huán)保酶溶液達(dá)到臨界膠束濃度后，其活性分子會(huì)自發(fā)遷移到油相界面，使油相界面自由能降低，親油基團(tuán)插入油相，親水基團(tuán)留在水相，形成圓柱膠束，提供了增容空間，發(fā)生油相聚集溶合；同時(shí)親油基與油結(jié)合形成乳狀液，使黏度降低。在驅(qū)替壓力、油水自由能降低以及微毛管束的拉伸作用下，蜂窩狀的油層孔隙使得溶液膠束受毛管力作用沿著巖石孔道推進(jìn)，膠束經(jīng)過(guò)巖心孔道時(shí)受到油滴間表面張力的作用使殘余油進(jìn)入膠束形成油帶，使采出油含水率降低。當(dāng)油與生物環(huán)保酶分子結(jié)合經(jīng)過(guò)巖心孔道發(fā)生乳化，使黏度進(jìn)一步降低。增容乳化的膠束受驅(qū)動(dòng)力推進(jìn)，遇到不動(dòng)的殘余油則發(fā)生互溶。此時(shí)的油相與水相界面張力及自由能達(dá)到最低值。

2）改變巖石潤(rùn)濕性 生物環(huán)保酶將巖石表面的原油、蠟質(zhì)、瀝青質(zhì)剝離后，在巖石表面生成一層保護(hù)膜，可以使巖石表面的潤(rùn)濕性，從油濕向水濕轉(zhuǎn)化。由于水相與巖石孔隙形成表面張力膜，增加了水對(duì)巖石的潤(rùn)濕性，有利于殘余油驅(qū)出。

3）擴(kuò)大波及體積 生物環(huán)保酶溶液既具有較低界面張力，又有較強(qiáng)擴(kuò)大波及體積的驅(qū)油體系。溶液中的生物表面活性劑 （A、B）使體系具有在較寬的范圍內(nèi)具有超低界面張力、較小的接觸角，從而使體系具有較高的洗油效率，將油層中水驅(qū)無(wú)法波及到的剩余油，從原來(lái)呈束縛狀態(tài)通過(guò)乳化、液膜置換等方式轉(zhuǎn)化成為可流動(dòng)狀態(tài)，大幅度提高驅(qū)油效率。

4）恢復(fù)油層滲透率 生物環(huán)保酶溶液注入地層后，可以將近井地帶結(jié)晶、堆積在巖石顆粒上的蠟及瀝青質(zhì)剝落下來(lái)，減少因原油粘附在砂巖表面引起的滲透率下降，恢復(fù)油層滲透率。

2 巖心解堵室內(nèi)試驗(yàn)

以扶楊油層天然巖心、石英砂填充巖心、現(xiàn)場(chǎng)含油污水為試驗(yàn)材料，試驗(yàn)步驟步驟如下:①扶楊油層巖心抽空、飽和水測(cè)滲透率和注入壓力；②扶楊油層巖心中注入現(xiàn)場(chǎng)含油污水 （含油量10%）。扶楊油層天然巖心注入速度0.3ml／min，檢測(cè)原油粘附形成端面堵塞情況；石英砂充填巖心注入速度1.0ml／min，檢測(cè)原油粘附和顆粒運(yùn)移形成端面堵塞情況；③注入濃度為10%的生物環(huán)保酶1PV （孔隙體積）；④在一定溫度下放置48h，以0.3ml／min的速度注水，檢測(cè)注入壓力變化及滲透率變化。

對(duì)于扶楊油層天然巖心，注入現(xiàn)場(chǎng)含油污水速度較低，顆粒運(yùn)移較少，主要是由于注入水中的原油粘附在巖心表面引起的滲透率下降、注入壓力升高，對(duì)于松散的石英砂充填巖心，由于注入速度較快，注入壓力升高主要是由于原油粘附和顆粒運(yùn)移所導(dǎo)致的。扶楊油層天然巖心、石英砂充填巖心解堵試驗(yàn)結(jié)果如表1所示。由表1可以看出，生物環(huán)保酶對(duì)這2種巖心都有較好的解堵效果。

表1 解堵試驗(yàn)結(jié)果

3 生物環(huán)保酶解堵現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

利用生物環(huán)保酶解堵技術(shù)在某油田試驗(yàn)了2口油井及2口水井解堵，施工成功率100%，均見(jiàn)到了較好的效果。

1）油井 2口油井實(shí)施生物環(huán)保酶解堵前，平均單井日產(chǎn)液1.0t，日產(chǎn)油0.25t，含水75%，流壓1.42MPa，解堵后平均單井日產(chǎn)液7.0t，日產(chǎn)油2.6t，含水62.86%，流壓1.32MPa，平均單井日增液6.0t，日增油2.35t，含水下降12.14%，流壓上升1.23MPa。

2）水井 2口水井實(shí)施生物環(huán)保酶解堵前，平均單井注入壓力為17.0MPa，日注水量2.5m3，解堵后平均單井注入壓力為16.6MPa，日注水量17.5m3，注入壓力下降0.45MPa，日增注15.0m3。

以上數(shù)據(jù)說(shuō)明生物環(huán)保酶解堵取得了很好的增產(chǎn)增注效果，為低孔低滲透油層有效開(kāi)發(fā)提供了有利的技術(shù)支撐。

4 結(jié)論

1）生物環(huán)保酶能夠降低原油黏度及表面張力、改變巖石潤(rùn)濕性、擴(kuò)大波及體積的特點(diǎn)。

2）室內(nèi)試驗(yàn)表明，由于原油粘附和顆粒運(yùn)移等因素導(dǎo)致的油層堵塞，應(yīng)用生物環(huán)保酶能夠取得很好的解堵效果。

3）現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，生物環(huán)保酶具有很好的增產(chǎn)增注效果。

4）生物環(huán)保酶的應(yīng)用為低滲透油層解堵措施提供了新的途徑。

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