致密儲層解堵增能劑體系性能評價與應用
——以大慶外圍油田致密油A 區塊為例

管公帥，劉向斌，黃海龍，李金禹，孫文平，高 超

（1.中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院，黑龍 江大慶 163453；2.黑龍江省油氣藏增產增注重點實驗室，黑龍江大慶 163453）

進入21 世紀，全球非常規油氣發現進入活躍期，致密油產量快速增長[1-3]，我國致密油資源十分豐富，據美國能源信息署（EIA）預測，我國致密油技術可采資源量達44.8×108t，位居世界第3 位，致密油已成為接替常規油的重要資源[4]。由于儲層致密，滲透率低、導壓系數小、壓力傳遞慢、地層能量不足、油井產量遞減快，致密油開發穩產難度大[5]。以大慶外圍油田致密油A 區塊為例，該區塊儲層平均孔隙度為12%，平均滲透率為1.42×10-3μm2，屬于低孔特低滲透油藏；地層原油含膠量平均為29.3%、含蠟量平均為10.3%，蠟質、膠質含量高；由于儲層致密，流體壓力傳遞慢，在開發過程中近井地層流壓逐漸降低，產量隨之下降，當近井地層流動壓力低于地層原油飽和壓力時，原油脫氣，出現有機質沉積，導致儲層滲透率進一步降低，原油流動阻力增加，產量進一步下降。因此，為確保致密儲層的有效開發，需有針對性地研究能量補充技術，根據大慶外圍致密儲層地質條件及原油物性等參數特征，依據致密儲層滲吸采油機理[6-12]，制備了由引發劑與生熱劑組成的解堵劑以及由表面活性劑與調節劑組成的增能劑復合體系，評價了該復合體系生熱解堵的性能指標以及對致密儲層天然巖心的滲吸采油效果，并開展了現場試驗，該復合體系具有解除近井有機質堵塞、補充地層能量及滲吸采油的作用，措施井見到較好的增油效果。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

引發劑：工業級（大慶油田采油工程研究院）；生熱劑：工業級（方圓化工有限公司）；表面活性劑LS-1、表面活性劑LS-2：工業級（大慶油田采油工程研究院）；調節劑：工業級（華啟化工有限公司）；大慶油田外圍致密油區塊巖心：巖心幾何尺寸φ2.5 cm×5.0 cm，滲透率1.35×10-3μm2。

TX-500C 旋滴界面張力儀（美國彪維工業公司）、OCA20 視頻光學接觸角測量儀（德國Dataphysics 公司）、5550 型高溫高壓流變儀（成都千德樂科技有限公司）。

1.2 實驗方法

1.2.1 解堵劑和增能劑體系配制

分別配制不同質量分數的引發劑溶液和質量分數10%的生熱劑溶液組成的解堵劑溶液，分別配制由質量分數為0.3%的調節劑和不同質量分數表面活性劑組成的增能劑溶液。

1.2.2 解堵劑性能測定

先測定溶液的初始溫度，將配制好的引發劑溶液與生熱劑溶液按照體積比1∶1 進行混合，然后測定完全反應后的溶液溫度，計算溶液溫度升高值及生熱量。

1.2.3 增能劑性能測定

界面張力測定：依據中國石油天然氣行業標準SY/T 5370-2018《表面及界面張力測定方法》中旋轉滴法，在地層溫度（80 ℃）條件下，測定增能劑溶液與試驗區塊原油間的界面張力。

潤濕性測定：依據中國石油天然氣行業標準SY/T 5153-2017《油藏巖石潤濕性測定方法》中接觸角法，測定增能劑溶液的潤濕性。

滲吸采收率測定：將試驗區塊的天然巖心柱洗油、抽真空，并用標準鹽水飽和；在地層溫度（80 ℃）下利用巖心驅替裝置驅替試驗區塊原油，當巖心夾持器出口端無水出現時，記錄出水量，即為飽和油體積；將飽和油后的巖心柱取出，浸沒于試驗區塊原油中、密封，放置于試驗區塊地層溫度（80 ℃）下的電熱鼓風干燥箱中10 d，確保原油充分老化；將巖心柱取出，用濾紙拭去表面附著的原油，然后放置于滲吸瓶中，加入增能劑溶液，整體置于地層溫度（80 ℃）下的恒溫烘箱中，每隔1 h，觀察滲吸管頂部出油量，計算滲吸采收率。

2 結果與討論

2.1 解堵劑性能測定

不同質量分數引發劑溶液與生熱劑溶液反應后溫度的變化情況見表1。由表1 可見，在生熱劑質量分數一定的條件下，引發劑質量分數越大，反應后溶液升溫幅度越大，生熱量也越多，但是當引發劑質量分數超過8%后，升溫幅度變小。

表1 不同質量分數引發劑與生熱劑反應后生熱量測定結果

為研究溫度上升對原油流動性的影響，室內開展了試驗區塊原油在不同溫度下黏度的測定實驗，結果表明：當溫度由80 ℃上升至125 ℃過程中，原油黏度大幅下降，由18.9 mPa·s 降至3.8 mPa·s，降幅達79.9%，見圖1。因此，該解堵劑反應過程中釋放的熱量可以解決因原油脫氣、黏度增加、流動阻力增大而導致的油井產液能力下降。

圖1 原油黏度隨溫度變化曲線

2.2 增能劑性能測定

2.2.1 界面張力測定不同增能劑界面張力隨表面活性劑質量分數變化情況見圖2。隨著表面活性劑質量分數的增加，體系的界面張力均逐漸變小，其中，由表面活性劑LS-1 和調節劑組成的增能劑體系在LS-1 質量分數為0.5%時，可形成低至0.007 9 mN/m 的超低界面張力；由表面活性劑LS-2 和調節劑組成的增能劑體系在LS-2 質量分數為0.4%時，界面張力為0.092 2 mN/m，但隨著LS-2 質量分數的增大，界面張力有上升趨勢。

圖2 增能劑界面張力隨表面活性劑質量分數變化曲線

2.2.2 潤濕性測定

不同增能劑潤濕性隨表面活性劑質量分數變化情況見圖3。隨著表面活性劑質量分數的增加，體系的接觸角均逐漸變小，其中，由表面活性劑LS-1 和調節劑組成的增能劑體系在LS-1 質量分數為0.5%時，接觸角低至31.3°，可使巖心由弱親水變為強親水；由表面活性劑LS-2 和調節劑組成的增能劑體系在LS-2 質量分數由0.1%增加至0.5%時，接觸角由61.1°下降至49.3°，降幅相對較小。

圖3 增能劑接觸角隨表面活性劑質量分數變化曲線

2.2.3 滲吸采收率測定

不同增能劑滲吸采收率隨表面活性劑質量分數變化情況見圖4。隨著表面活性劑質量分數的增加，增能劑體系的滲吸采收率均逐漸增大，其中，由表面活性劑LS-1 和調節劑組成的增能劑體系在LS-1 質量分數為0.3%時，滲吸采收率為26.3%，LS-1加量至0.5%時，滲吸采收率達28.6%；由表面活性劑LS-2 和調節劑組成的增能劑體系在LS-2 質量分數為0.5%時，滲吸采收率僅23.6%。

圖4 增能劑滲吸采收率隨表面活性劑質量分數變化曲線

2.3 解堵增能劑的現場應用效果

大慶油田致密油A 區塊P8-2 井2017 年1 月日產油4.3 t、近井地層流壓5.8 MPa，經過持續的彈性開采，近井地層流壓和產量均大幅下降，措施前（2018 年2 月）日產油1.3 t、近井地層流壓3.3 MPa。因此，針對該井開展了解堵增能現場試驗，現場依次注入解堵劑300 m3，增能劑3 100 m3，地層能量得到有效補充，措施后初期（2018 年6 月）日產油上升至4.0 t，近井地層流壓上升至13.9 MPa，累計增油1 089 t，見到較好的增油效果（圖5）。

圖5 P8-2 井措施前后產油和流壓變化曲線

3 結論

由引發劑和生熱劑組成的解堵劑能夠解除致密儲層油井近井地帶有機質堵塞，提高地層流體的滲流能力，后續注入由調節劑和表面活性劑組成的增能劑，在補充地層能量的過程中既可形成超低界面張力，提高洗油率，又可增強巖石的親水性，提高致密儲層原油滲吸置換效率，先期試驗井累計增油1 089 t，該體系解決了致密儲層油井產量遞減快、采出程度低的問題。