低碳有机酸油层深部解堵技术

沈 文 敏

（ 中国石油辽河油田分公司， 辽宁 盘锦 124109）

自2000年始，曙光油田在杜84块部署超稠油新井，随后在杜80兴隆台、杜813兴隆台、杜212兴隆台、曙127 454块及杜239块部署超稠油新井并相继投入开发，包括6个开发单元，动用含油面积6.92 km2，动用地质储量5 262×104t，使超稠油开发规模逐步扩大。油藏储层为高孔高渗储层，属重质超稠油。超稠原油物性差，油层单层厚薄，粘土矿物含量高，钻井过程中存在泥浆污染。开发过程中主要表面为油井投产初期及低周期注汽压力高，周期生产时间短，采注比及油汽比低。针对上述矛盾，开展低碳有机酸油层深部解堵技术研究，通过有机乳液，溶解有机重质成份，清洗岩石表面，改善地层流体的流动性，同时为后期处理提供前期准备。开发有机缓速酸体系，对储层岩石具有较强的溶蚀性，对沥青质、胶质、蜡等有机物具有较强的溶解（分散）性［1,2］，降低注汽压力。同时添加阳离子表面活性剂，对储层的粘土膨胀、运移具有较强的拟制性。通过集成创新，应用多种药剂的复合作用，最大限度的发挥油井产能。

1 技术原理

低碳有机酸油层深部解堵技术，将粘土稳定剂，有机溶剂与有机酸、表面活性剂以及助剂结合起来，通过正交试验，确定配方组成，发挥药剂相互间的协同效应，形成复合体系［3］，通过多种药剂的复合作用，实现油层深部解堵与抑制粘土膨胀为一体，综合解决油井的注采矛盾，最大限度的发挥油井产能。

有机乳液溶解有机重质成份，清洗岩石表面，改善地层流体的流动性［4,5］，同时为后期处理提供前期准备。

2 室内实验

2.1 酸液表面张力测定

将试样按不同浓度配成水溶液，用JYW-200A全自动表、界面张力仪测定其表面张力，数据见图1。从曲线可以看出：酸液浓度在 40%之后，其水溶液的表面张力随浓度的增加而变化不大。

图1 酸液浓度与表面张力曲线Fig.1 The concentration of acid solution and the surface tension curves

2.2 酸液岩心溶失率实验

将已洗油的岩样（或碎块）研磨后过0.175 mm孔径标准筛，筛出物在 80 ℃下烘至恒重后备用。按固液比为1.5 g岩样/10 mL酸液，恒温温度60 ℃反应1h后过滤分离，滤渣在80 ℃下烘干至恒重，计算出溶失率，数据见表1。

表1 酸液岩心溶失率Table 1 The acid liquid core dissolution rate

2.3 酸液对岩心润湿性的影响

将碳酸岩地层岩心表面用200 目 细水砂纸打礳后烘干，用JJC-1润湿角测定仪测定地层岩心表面蒸馏水的润湿角;将碳酸岩地层岩心表面用200目细水砂纸打礳 后烘干，用低碳混合有机酸浸泡 5 min后取出烘干，用JJC-1润湿角测定仪测定地层岩心表面蒸馏水的润湿角，数据见表 2。实验表明，低碳混合有机酸油层解堵具有改变岩石润湿性的作用，即将岩石由油润湿改变为水润湿。

表2 岩心润湿性实验Table 2 Core wettability test

2.4 酸渣实验

取25 mL试验区块无水原油与25 mL酸液一起加入100 mL刻度的比色管中充分摇动，在70 ℃条件下静放12 h后，观察有无乳化现象，并用孔径0.11 mm标准筛过筛，再用石油醚清洗观察有无酸渣形成。实验表明：无乳化现象，无酸渣形成。

2.5 粘土稳定剂优选

将试样配成10%（w/w）浓度的水溶液500 mL，再放入高温高压陈化釜中进行48 h，300 ℃耐温实验，冷却后备用。称取0.5 g膨润土放入离心管中，加上述水溶液10 mL。在室温下静置2 h。将离心管放入离心机中，用1 500 r/min，离心15 min。读取膨润土在离心管中的膨胀体积。用煤油和蒸馏水同等条件下做试验。实验数据见图2，数据表明 300℃恒温48 h后，试样加量2%时膨胀率达到86%。

图2 耐温后试样不同浓度的防膨率Fig.2 The temperature of samples after different concentration rate of anti-swelling

2.6 有机溶剂的筛选

利用稠油区块的原油，按Q/SY LH 0168-2004标准进行测定药剂的洗油性能，当浓度大于70%时洗油率达到92%。

3 现场应用

3.1 选井条件

超稠油油藏，油层粘土含量相对较高，大于3%~5%，注汽质量有待提高，周期吞吐效果较差的油井。

3.2 实施工艺

采用注汽管柱，在注汽前将药剂挤入油层，措施对管柱没有特殊要求。

3.3 效果分析

2012年现场实施6井次，开井6口，阶段措施增油1 525 t，平均单井增油254 t。阶段创效186万元，阶段投入产出比1︰2.31。

1）措施后注汽压力降低，表明油层伤害得到解除。注汽已结束的6井次，平均注汽压力由措施前的14.35 MPa降低到措施后的13.38 MPa,前后对比降低0.97 MPa，注汽质量得到改善，为后期提高生产效果打下前提基础。

2）措施后油汽比及采注比提高，表明生产效果得到明显改善。通过对6井次进行同期对比，阶段油汽比提高0.019、采注比提高0.070。

4 结 论

（1）该技术适用于兴隆台超稠油，改善注汽质量及提高吞吐效果。

（2）该技术能够解除油层伤害，保证油井注汽质量，为油井后续有效开发的奠定了基础。

（3）该技术可提周期油汽比及采注比，为提高蒸汽吞吐效果的技术保障。

（4）该技术对同类油藏具有借鉴意义，具有推广前景。

［1］ 于杰刚,曹红英,孙伟栋．稠油油藏胶质沥青质分散技术[J].油气田地面工程，2009(10)：32-33．

［2］ 梅玉芬．胶质沥青质分散剂的研制与应用[J].内蒙古石油化工，2009(20)：37-38．

［3］ 刘菊梅,王宏图,廖久明,等．一种多功能解堵酸液的试验方法[J].重庆大学学报(自然科学版)，2006,29（2）：120-123．

［4］ 张玉涛，李友富，何川,等. 混合低碳有机酸酸化液研究[J]. 油田化学，1995(1)：26-29.

［5］ 廖久明 刘菊梅．新型多功能解堵酸液的室内研究[J]. 石油与天然气化工，2004(3)：200-203．