李鵬程，張煜培，章倩倩，張?zhí)礤\

（延長油田股份有限公司，陜西延安 716000）

致密油動態(tài)吞吐滲吸驅油機理研究越來越得到國內(nèi)外專家學者的重視。李國欣等[1]認為隨著非常規(guī)油氣資源占比的增加，勘探開發(fā)逐漸引起關注。楊占玄等[2]發(fā)現(xiàn)鄂爾多斯盆地作為中國重要的能源基地，繼頁巖氣之后已成為該盆地新的開發(fā)熱點。楊兆中等[3]、慕立俊等[4]通過研究發(fā)現(xiàn)鄂爾多斯盆地致密油氣主要采用水平井分段壓裂，水平井注水等方式進行開發(fā)，雖然目前已經(jīng)取得了較好的開發(fā)效果，致密儲層具有孔滲條件差、微裂縫發(fā)育[5-6]，在水平井注水開發(fā)過程中容易產(chǎn)生水淹、水竄，最終導致單井產(chǎn)能低、含水率高、采收率低[7-8]等問題。

1 致密油水平井動態(tài)吞吐滲吸驅油參數(shù)研究

以鄂爾多斯盆地定邊油田長7 油層為研究對象，利用滲吸驅油實驗裝置開展了致密油巖心動態(tài)吞吐滲吸驅油實驗，根據(jù)吞吐自吸驅油效果的影響，篩選出了最合適的動態(tài)吞吐滲吸驅油參數(shù)，并在定邊油田進行了礦場試驗。

1.1 滲吸液優(yōu)選

通過表界面張力測試、接觸角測試、油砂洗油實驗、巖心滲吸洗油實驗、巖心洗油驅替實驗，優(yōu)化出洗油驅油效果最好的表面活性劑及用量，同時找出洗油驅油劑效果最簡單實用的評價方法。

1.1.1 滲吸驅油劑篩選和濃度優(yōu)化 將收集到的油酸鈉、十八胺、月桂酸鈉、椰油胺、硬脂酸鈉、AES、十二烷基硫酸鈉、十二烷基苯磺酸鈉、十二胺9 種表面活性劑，依次對應BHJ1～BHJ9 的樣品用自來水配制不同濃度的溶液進行實驗，結果見圖1，用KRUSS K100C 型全自動界面張力儀測定表面活性劑溶液表/界面張力，優(yōu)化出其最佳使用濃度，結果見圖2。使用前用去離子水對表面張力儀進行了校正，清水表面張力為72.5 mN/m，滿足儀器的技術要求。從圖1 和圖2 可以看出，BHJ2和BHJ4 的表面張力太高，BHJ6、BHJ3 和BHJ9 的界面張力太高，均不適合研究區(qū)，其余樣品的表面活性劑的適宜使用濃度為0.3%～0.4%，其界面張力和表面張力均較低，考慮到成本，確定表面活性劑的最佳濃度為0.3%，能使?jié)B析溶液具有較低的界面張力，使油滴能順利的被驅出。

圖1 濃度與表面張力變化曲線Fig.1 Concentration and surface tension change curve

圖2 濃度與界面張力變化曲線Fig.2 Concentration and interfacial tension change curve

1.1.2 滲吸驅油劑效果 自發(fā)滲吸是致密油藏采油的主要機理，可分為順式滲吸和逆向滲吸兩種。與潤濕性的巖石實驗不同之處是，自發(fā)滲吸實驗需要對滲吸速度、滲吸深度以及滲吸采出程度等影響參數(shù)逐一進行分析和評價。常規(guī)注水開發(fā)很難有效動用致密油藏，只有充分采取措施調(diào)動基質(zhì)巖石的毛管力的滲吸作用，才能最大程度將基質(zhì)巖石中的原油從裂縫中置換出來。

取人造巖心置于105 ℃下烘干，稱其質(zhì)量為m0，抽真空，真空狀態(tài)下分別用所取區(qū)塊原油浸泡20 d，取出巖心并用稱量紙擦去其表面原油，稱其質(zhì)量為m1；將浸泡好的巖心置于Amott cell 瓶中，加入試樣溶液（加入不同表面活性劑的標準鹽水）至略超過Amott cell 瓶的最低刻度處，置于50 ℃烘箱中，觀察并記錄其出油體積v。滲吸驅油劑效果評價結果見圖3，BHJ8 樣品（十二烷基苯磺酸鈉）對人造巖心的洗油效果最好。

圖3 滲吸驅油劑效果評價Fig.3 Evaluation effect of imbibition displacement agent

綜上，優(yōu)選出濃度為0.3%的BHJ8 樣品作為滲吸驅油劑能夠使巖石表面更親水，并且能夠降低界面張力，使黏附在巖石孔隙表面的油更容易被驅替出去，從而提高滲析驅油效率。

1.2 單次最大注入量界定

參考區(qū)塊裂縫數(shù)據(jù)（水平井每段平均裂縫長210 m，寬90 m，方位北東70°垂直井筒）設計注水波及前緣與油井主裂縫相切，即注入水快速水淹油井。

均值條件下圓形地層水驅前緣半徑計算方程：

式中：ri-均值情況下第i 層的水驅半徑，m；Wi-分層累計吸水量，m3；hi-有效動用厚度，m；φi-有效孔隙度，%；Swi-束縛水飽和度；Sor-殘余油飽和度。

均值條件下橢圓形地層水驅前緣半徑計算方程：

式中：a-橢圓短軸半長，m；b-橢圓長軸半長，m；n-長短軸比值。

通過實際井組井距與方位關系可知，注水井WP4、WP6、DP7 和DP11 單次最大注入量的水驅波及前緣橢圓半軸不超過200 m。

通過橢圓形水驅前緣計算，界定目的層段注入井單次最大注入量不超過2 500 m3。

1.3 燜井時間的研究

平面徑向流壓力傳播時間與注入量的關系方程：

式中：t-壓力傳播時間，d；r-最大泄油邊緣距人工裂縫邊緣的距離，m；η-導壓系數(shù)，m2/d；h-射孔油層厚度，m；C-綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；λ-基質(zhì)儲層啟動壓力梯度，MPa/m；q-注入量，m3/d。

滲吸驅油速度隨時間延長呈現(xiàn)下降，開始階段滲吸速度較大，滲吸驅油效率高，基于注水壓力傳導時間與滲吸置換時間理論計算出燜井時間為12～20 d，該過程則為重新平衡地層油水飽和度的過程，實驗過程主要參考當注水井停注后注水端壓力基本穩(wěn)定的時候，當壓力沒有明顯降低時，則油水滲吸平衡過程結束，即燜井過程結束[9]。

2 吞吐滲析驅油機理

致密油藏注水吞吐采油是一個蓄能-增壓-滲析-驅替-吞吐的一個過程。驅油機理主要是在注水吞吐的升壓階段注入表面活性劑來改變巖石表面的潤濕性，降低巖石表面張力，擴大注入水的波及體積，使儲層中難以動用的油滴能夠順利的開采出來。

首先關停措施井周圍油井，再對該井進行泡沫洗井，待井筒處理完畢后，選取0.3%的BHJ8 溶液作為滲吸液，待地層壓力恢復后，進行同區(qū)域連片注水吞吐試驗。首先將油井原生產(chǎn)管柱起出，下入沖砂管柱，探砂面沖砂，為了保證目的層提高滲吸效果，提高注入量，采用油套環(huán)空注水，待將油管下至第一個射孔段附近處座好井口，連接水泥車從油管和油套環(huán)空同時開始注表面活性劑混合液，注表面活性劑混合液量合計2 000 m3，注水壓力控制在15 MPa 以內(nèi)，排量1.2 m3/min。待注表面活性劑混合液結束后，視井口油管壓力情況，待壓力擴散1 h 后同工藝注表面活性劑混合液，注表面活性劑混合液量合計1 000 m3，注水壓力控制在15 MPa以內(nèi)，排量1.2 m3/min。注水期間關閉周圍同層油井。注入液順著裂縫延伸，在補充能量同時，改善巖石親水性能，同時對地層完成二次蓄能。

隨著注入液量的增加，地層中流體飽和度重新分布，注入液大量進入地層，注入壓力隨著注入量的增加而增加。當注入壓力高于地層的破裂壓力時，需控制注入量，注入壓力下降后，再均勻注入。待完成注入量后，安裝井口封閉，保證油套環(huán)空封閉處理，以免油套環(huán)空出現(xiàn)液體流出，密切關注注水與壓力情況，完成增壓階段。注入液在裂縫中，在毛細管力的作用下，油水發(fā)生重力分離，注入液吸入小孔隙，原油排到高滲區(qū)，實現(xiàn)基質(zhì)內(nèi)滲吸與驅替的完成。注入完畢后，在井口安裝壓力表，燜井10～15 d。燜井結束后，根據(jù)井口壓力大小來確定是否對井進行開抽。若井口無壓力則燜井結束，下泵抽吸，恢復生產(chǎn)，控制采油速度。抽吸一個月后，復抽該井周圍停抽油井，完成吞吐階段。

3 實施效果

經(jīng)動態(tài)吞吐試驗后，日均產(chǎn)油由試驗前的0.950 t增加到4.170 t，同比增加322%，平均含水率由試驗前的17.5%下降至14.3%，同比下降22.3%，平均累計增油達到了891 t，控水增油效果顯著。試驗結果（表1）表明采用注表面活性劑溶液動態(tài)吞吐滲吸驅油能夠較好地提高致密油藏注水開發(fā)后的采收率，因此具有良好的推廣應用前景。

表1 措施井動態(tài)吞吐滲吸驅油措施效果統(tǒng)計表Tab.1 Statistical table of dynamic penetration and drainage measures in measure wells

4 結論

（1）提出了用濃度為0.3%的十二烷基苯磺酸鈉表面活性劑作為滲吸液時可以顯著提高吞吐滲吸的采收率。

（2）根據(jù)試驗區(qū)水驅前緣距離計算出最大注入量不超過2 500 m3，隨著關井時間的延長，滲吸采收率逐漸增大，根據(jù)平面徑向流壓力傳播時間與注入量計算最佳燜井時間為12～20 d。

（3）定邊油田通過滲吸驅油措施可明顯改善致密油藏注水開發(fā)的采出程度，達到了良好的增產(chǎn)效果。