提升ZJ85区活性水清洗增油效果思路探讨

李彬阳 陈珉 赵世虎 李赓 曹彦荣

摘要：活性水地层清洁措施，成为生产基层单位短期内上产的有效手段，在推广过程中，因井特性不一，增油效果也各有差异，ZJ85区尝试在活性水中加酸、破乳剂、阻垢剂，一定程度的提升了见效率。

关键词：活性水清洗 增油效果 见效率

在长庆油田“二次加快发展”的背景下，在措施工作“三个转变”的要求下，安塞油田ZJ85区自2017年起摸索使用活性水清洗，实现短期内提升单井产能的挖潜方式。随着该项工作不断推广，采油井见效率、增油效果也各有差异，并且整体呈现出逐年递减态势，该区通过对采油井井筒生产状况跟踪，建立单井“病例”，在施工过程中，将入地药剂调整为复合活性水，提升了整体见效率。

一、活性水清洗引入背景

采油井措施挖潜一直是潜力井挖潜的主要手段，2013年以前，ZJ85区主要以单井堵塞、裂缝闭合特征明显的前期高产井开展酸化解堵、重复压裂措施，同时为提升水驱储量控制程度，也开展区域性补充新层措施，年度实施工作量30口左右，年度增油贡献0.4万吨左右;自2014年起，调整为规模化挖潜，尝试开展射流酸化、体积压裂、暂堵压裂、堵水压裂等低工艺类型，为确保年度增油在1万吨以上，逐步扩大选井范围，通过扩大实施井数来保证整体增油量，2016年进攻性措施井数达94口，占全区开井数的27.6%，大规模改造措施后，形成了区块综合含水继续抬升的新矛盾。

在“质量效益型转变”的指导思路下，该区逐步尝试施工简便、见效快、投入产出比高、不破坏地层、不造成措施后含水居高不降的“短平快”增产方式。

二、活性水清洗增產机理

表面张力是使液体表面尽量缩小的力，即液体分子间的一种凝聚力。要使液相表面伸展，就必须抵抗这种使表面缩小的力。由此可见，表面张力愈小，液相的表面就愈易伸展。

1.降低油水界面张力

可使油水界面张力降低，在低界面张力条件下，油滴容易变形，从而降低了流经孔隙喉道排出所做的功。一般油水间的界面张力为20～30mN/m，当油水之间界面张力降低至10-3mN/m时，就能大幅度提高原油采收率。

2.改变岩石的润湿性

可使润湿接触角变小，即增强水对岩石的润湿作用，润湿角变小与界面张力降低都能导致岩石对原油的束缚能大大减小，原油在岩石表面的粘附力可以用Young氏方程来计算：Wo=γlo（1-cosθ），式中：Wo为粘附功，J;γlo为原油一水界面张力，N;θ为接触角，弧度。

3.增加原油的分散能力

增强对油膜的乳化剥离作用，使粘附在岩石表面的原油乳化分散、变形剥离，同时，吸附在油水界面上的表面活性剂又能排除界面上吸附的原油活性组分，从而促使地层毛细管中弯月面发生变形，相当于增大了毛细管数，油滴聚并和在固体表面上的粘附几率降低。

三、实施情况及效果

2017-2019年ZJ85区共实施活性剂地层清洗92口，至当年底总累增油0.62万吨，从分年度实施效果看，随着逐年实施井数的增加，年度累增油从0.1万吨↑0.3万吨，但有效率由87.5%↓79.3%，平均单井年度累增油由134t↓52t，生产天数内平均单井日增油由1.24t↓0.38t，初步呈现出随着该项增产工作量化开展以来，呈现出“以数量提升换区整体增油量提升”的表现。

通过对实施井及取得效果综合分析，该区3年内活性剂地层清洁存在三方面差异：一是选井条件，二是处理液浓度，三是配方选型。

1.选井条件

横向对比来看，2017与2018年实施井，在配方上均使用8606表面活性剂，配液浓度均为4%～5%，施工过程为循环井筒、套管挤入、套管顶替。因此对比这2年选井条件差异性对增油效果影响更具客观性。

2017实施8口，有效率87.5%，当年累增油1074吨，生产天数内平均单井日增油1.26吨。该阶实施井选井条件为：①地层能量充足，保持水平110%以上;②初期产能高，日产油能力大于3吨以上;③日产液呈现出明显的阶梯状变化，④整体见水特征不明显。

2018年实施26口，有效率80.8%，当年累增油2176吨，生产天数内平均单井日增油0.33吨。该阶实施井选井条件为：①地层能量保持水平90%以上;②前期存在高产期，日产油水平高于2吨以上;③日产液呈现下降，或长期逐步下降，或短期突降，④尝试对2年内含水超过80%井实施。

考虑到采油井所属区块、生产区域不同造成的影响，选择同区块、同区域的杏68-41、杏69-42两口单井，在配方选型、施工参数一致的条件下，仅进行对比措施前单井开发态势特征，认为措施前堵塞特征明显这一因素，是影响实施后增油效果的主导因素。

但区块内生产的采油井，特别是在进攻性措施规模化挖潜以来，具备初期产能高、日产液呈现阶梯状下降、前期无见水特征的井数越来越少，类似杏69-42动态开发特征井，实施活性剂地层清洁措施依然能取得平均0.3t/d增油效果，当年实施井平均投入产出比达到1200%。

2.配方选型与浓度

2017-2018年ZJ85区活性剂配置浓度为4%～5%，对比同特征类型井，增油效果差异不大，并且通过2018年该项增产措施在安塞油田推广实施以来，通过多区块、多井数综合评价，配液浓度3%，能使经济效益最大化，本文不详细阐述。

根据活性剂地层清洁增产机理，以及施工设计参数不难看出，该项工作思路是对井筒周边油层2-2.5m油层渗流情况进行清洗，改善近井地带原油渗流效果，而进入2019年后，可选井再次减少，ZJ85区为保障原油生产，在前期选井的条件下，将地层能量保持水平下限调至90%，同时根据单井生产情况，产能下降随即对其开展活性剂地层清洁工作，虽然有效期内单井增油保持在0.3t/d，但有效期缩短，措施后当年平均单井累增油也下降至52吨。

挖潜工作开展过程中，对堵塞特征明显，具备良好措施挖潜的杏70-29井，实施2次活性剂地层清洁后，未取得预期增油效果，尝试对其实施土酸酸化的进攻性，施工过程仅挤入前置酸就出现井涌，并且在完井后产能恢复至前期高产水平持续生产。

杏70-29井为ZJ85区长6油藏南部一口2层合采井，2016年11月液量呈现阶梯状突降，对应注水正常，地层能量充足，表现出明显地层堵塞特征，2018年2月、2019年3月先后2次对其实施活性水地层清洁，有增产但未达到预期，认为该井具备挖潜改造潜力，实施土酸酸化后日增油5t。

四、总结与认识

1.活性剂地层清洁具备“易组织、低成本、排液快、投入产出比高”的现场优势，并且实施后不破坏地层、不主动沟通水线，适合大规模、集中式对产能下降井短期挖潜增产。

2.工艺地质一体化互相融合，地质选井、工艺选型，针对井筒状况，确定对应混合型药剂，能提升实施后的见效比及增油效果。

3.此类自主型措施，整体增油有效期短，依据单井实际动态变化，可缩短施工间隔周期，通过一年度多轮次的方式，保障单井长期稳产。

4.活性剂地层清洁的低成本优势，可作为先导性措施，依据效果分析，更易选井选型、确定参数，提升进攻性措施挖潜成功率，延长有效期，在“向质量效益型转变”工作推进中意义深远。