致密储层解堵增能剂体系性能评价与应用——以大庆外围油田致密油A 区块为例

管公帅，刘向斌，黄海龙，李金禹，孙文平，高 超

（1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙 江大庆 163453；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室，黑龙江大庆 163453）

进入21 世纪，全球非常规油气发现进入活跃期，致密油产量快速增长[1-3]，我国致密油资源十分丰富，据美国能源信息署（EIA）预测，我国致密油技术可采资源量达44.8×108t，位居世界第3 位，致密油已成为接替常规油的重要资源[4]。由于储层致密，渗透率低、导压系数小、压力传递慢、地层能量不足、油井产量递减快，致密油开发稳产难度大[5]。以大庆外围油田致密油A 区块为例，该区块储层平均孔隙度为12%，平均渗透率为1.42×10-3μm2，属于低孔特低渗透油藏；地层原油含胶量平均为29.3%、含蜡量平均为10.3%，蜡质、胶质含量高；由于储层致密，流体压力传递慢，在开发过程中近井地层流压逐渐降低，产量随之下降，当近井地层流动压力低于地层原油饱和压力时，原油脱气，出现有机质沉积，导致储层渗透率进一步降低，原油流动阻力增加，产量进一步下降。因此，为确保致密储层的有效开发，需有针对性地研究能量补充技术，根据大庆外围致密储层地质条件及原油物性等参数特征，依据致密储层渗吸采油机理[6-12]，制备了由引发剂与生热剂组成的解堵剂以及由表面活性剂与调节剂组成的增能剂复合体系，评价了该复合体系生热解堵的性能指标以及对致密储层天然岩心的渗吸采油效果，并开展了现场试验，该复合体系具有解除近井有机质堵塞、补充地层能量及渗吸采油的作用，措施井见到较好的增油效果。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

引发剂：工业级（大庆油田采油工程研究院）；生热剂：工业级（方圆化工有限公司）；表面活性剂LS-1、表面活性剂LS-2：工业级（大庆油田采油工程研究院）；调节剂：工业级（华启化工有限公司）；大庆油田外围致密油区块岩心：岩心几何尺寸φ2.5 cm×5.0 cm，渗透率1.35×10-3μm2。

TX-500C 旋滴界面张力仪（美国彪维工业公司）、OCA20 视频光学接触角测量仪（德国Dataphysics 公司）、5550 型高温高压流变仪（成都千德乐科技有限公司）。

1.2 实验方法

1.2.1 解堵剂和增能剂体系配制

分别配制不同质量分数的引发剂溶液和质量分数10%的生热剂溶液组成的解堵剂溶液，分别配制由质量分数为0.3%的调节剂和不同质量分数表面活性剂组成的增能剂溶液。

1.2.2 解堵剂性能测定

先测定溶液的初始温度，将配制好的引发剂溶液与生热剂溶液按照体积比1∶1 进行混合，然后测定完全反应后的溶液温度，计算溶液温度升高值及生热量。

1.2.3 增能剂性能测定

界面张力测定：依据中国石油天然气行业标准SY/T 5370-2018《表面及界面张力测定方法》中旋转滴法，在地层温度（80 ℃）条件下，测定增能剂溶液与试验区块原油间的界面张力。

润湿性测定：依据中国石油天然气行业标准SY/T 5153-2017《油藏岩石润湿性测定方法》中接触角法，测定增能剂溶液的润湿性。

渗吸采收率测定：将试验区块的天然岩心柱洗油、抽真空，并用标准盐水饱和；在地层温度（80 ℃）下利用岩心驱替装置驱替试验区块原油，当岩心夹持器出口端无水出现时，记录出水量，即为饱和油体积；将饱和油后的岩心柱取出，浸没于试验区块原油中、密封，放置于试验区块地层温度（80 ℃）下的电热鼓风干燥箱中10 d，确保原油充分老化；将岩心柱取出，用滤纸拭去表面附着的原油，然后放置于渗吸瓶中，加入增能剂溶液，整体置于地层温度（80 ℃）下的恒温烘箱中，每隔1 h，观察渗吸管顶部出油量，计算渗吸采收率。

2 结果与讨论

2.1 解堵剂性能测定

不同质量分数引发剂溶液与生热剂溶液反应后温度的变化情况见表1。由表1 可见，在生热剂质量分数一定的条件下，引发剂质量分数越大，反应后溶液升温幅度越大，生热量也越多，但是当引发剂质量分数超过8%后，升温幅度变小。

表1 不同质量分数引发剂与生热剂反应后生热量测定结果

为研究温度上升对原油流动性的影响，室内开展了试验区块原油在不同温度下黏度的测定实验，结果表明：当温度由80 ℃上升至125 ℃过程中，原油黏度大幅下降，由18.9 mPa·s 降至3.8 mPa·s，降幅达79.9%，见图1。因此，该解堵剂反应过程中释放的热量可以解决因原油脱气、黏度增加、流动阻力增大而导致的油井产液能力下降。

图1 原油黏度随温度变化曲线

2.2 增能剂性能测定

2.2.1 界面张力测定不同增能剂界面张力随表面活性剂质量分数变化情况见图2。随着表面活性剂质量分数的增加，体系的界面张力均逐渐变小，其中，由表面活性剂LS-1 和调节剂组成的增能剂体系在LS-1 质量分数为0.5%时，可形成低至0.007 9 mN/m 的超低界面张力；由表面活性剂LS-2 和调节剂组成的增能剂体系在LS-2 质量分数为0.4%时，界面张力为0.092 2 mN/m，但随着LS-2 质量分数的增大，界面张力有上升趋势。

图2 增能剂界面张力随表面活性剂质量分数变化曲线

2.2.2 润湿性测定

不同增能剂润湿性随表面活性剂质量分数变化情况见图3。随着表面活性剂质量分数的增加，体系的接触角均逐渐变小，其中，由表面活性剂LS-1 和调节剂组成的增能剂体系在LS-1 质量分数为0.5%时，接触角低至31.3°，可使岩心由弱亲水变为强亲水；由表面活性剂LS-2 和调节剂组成的增能剂体系在LS-2 质量分数由0.1%增加至0.5%时，接触角由61.1°下降至49.3°，降幅相对较小。

图3 增能剂接触角随表面活性剂质量分数变化曲线

2.2.3 渗吸采收率测定

不同增能剂渗吸采收率随表面活性剂质量分数变化情况见图4。随着表面活性剂质量分数的增加，增能剂体系的渗吸采收率均逐渐增大，其中，由表面活性剂LS-1 和调节剂组成的增能剂体系在LS-1 质量分数为0.3%时，渗吸采收率为26.3%，LS-1加量至0.5%时，渗吸采收率达28.6%；由表面活性剂LS-2 和调节剂组成的增能剂体系在LS-2 质量分数为0.5%时，渗吸采收率仅23.6%。

图4 增能剂渗吸采收率随表面活性剂质量分数变化曲线

2.3 解堵增能剂的现场应用效果

大庆油田致密油A 区块P8-2 井2017 年1 月日产油4.3 t、近井地层流压5.8 MPa，经过持续的弹性开采，近井地层流压和产量均大幅下降，措施前（2018 年2 月）日产油1.3 t、近井地层流压3.3 MPa。因此，针对该井开展了解堵增能现场试验，现场依次注入解堵剂300 m3，增能剂3 100 m3，地层能量得到有效补充，措施后初期（2018 年6 月）日产油上升至4.0 t，近井地层流压上升至13.9 MPa，累计增油1 089 t，见到较好的增油效果（图5）。

图5 P8-2 井措施前后产油和流压变化曲线

3 结论

由引发剂和生热剂组成的解堵剂能够解除致密储层油井近井地带有机质堵塞，提高地层流体的渗流能力，后续注入由调节剂和表面活性剂组成的增能剂，在补充地层能量的过程中既可形成超低界面张力，提高洗油率，又可增强岩石的亲水性，提高致密储层原油渗吸置换效率，先期试验井累计增油1 089 t，该体系解决了致密储层油井产量递减快、采出程度低的问题。