致密砂巖油藏高溫高壓動(dòng)態(tài)滲吸特征及影響因素

劉繼梓，鞏聯(lián)浩，卜廣平，武 興

(中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司，陜西 榆林 718606)

0 引 言

鄂爾多斯盆地致密油氣資源豐富，具有廣闊的開發(fā)前景。但是由于致密儲(chǔ)層滲透率低、非均質(zhì)性嚴(yán)重、納/微米級(jí)孔隙占比高等特征，導(dǎo)致常規(guī)水驅(qū)開發(fā)效率低下[1-3]。雖然水平井和體積壓裂技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用有效改善了注水開發(fā)效果，但大量的井間裂縫又會(huì)引發(fā)油井快速見水、無(wú)效水循環(huán)嚴(yán)重等問題[4-8]。如何提高裂縫與基質(zhì)間的滲吸驅(qū)油作用、提高基質(zhì)原油動(dòng)用程度是目前致密油藏注水開發(fā)的關(guān)鍵。中國(guó)許多學(xué)者針對(duì)致密儲(chǔ)層開展了大量的自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)研究[9]，對(duì)滲吸驅(qū)油機(jī)理、滲吸影響因素進(jìn)行了全面分析。韋青等[10]研究發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層品質(zhì)越好、最大連通孔喉半徑越大、比表面積越小、相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)越大以及界面張力越小，滲吸驅(qū)油效率越高。黨海龍等[11]認(rèn)為巖石表面潤(rùn)濕性、原油黏度、界面張力以及滲透率是影響致密砂巖油藏滲吸驅(qū)油的主要因素。然而在實(shí)際油藏注水開發(fā)中，水是不斷流動(dòng)的，動(dòng)態(tài)滲吸現(xiàn)象較為普遍，通過靜態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)得到的結(jié)論顯然具有較大局限性[12]。目前，受實(shí)驗(yàn)方法和實(shí)驗(yàn)技術(shù)的限制，針對(duì)動(dòng)態(tài)滲吸的研究相對(duì)較少，諸多影響因素對(duì)動(dòng)態(tài)滲吸的影響機(jī)理也尚不明確。因此，以鄂爾多斯盆地新安邊油田長(zhǎng)7儲(chǔ)層為研究對(duì)象，在測(cè)定4種典型表面活性劑界面張力和潤(rùn)濕接觸角的基礎(chǔ)上，開展了巖心注水吞吐動(dòng)態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)，研究了4類表面活性劑作用下的動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效果，并從開發(fā)因素(表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)、驅(qū)替速度、注入量、悶井時(shí)間)和地質(zhì)因素(滲透率、裂縫)對(duì)動(dòng)態(tài)滲吸效果的影響進(jìn)行評(píng)價(jià)，優(yōu)選出最佳表面活性劑注入?yún)?shù)。以礦場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)為依托，驗(yàn)證了動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油方法對(duì)致密砂巖油藏注水開發(fā)的顯著作用。

1 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)巖心來(lái)自鄂爾多斯盆地新安邊油田延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段儲(chǔ)層，取樣深度為2 135 m。取出的整段巖心經(jīng)過鉆取和切割后，獲得若干直徑和長(zhǎng)度相等的短巖心柱樣品。經(jīng)過甲苯、石油醚和乙醇反復(fù)清洗后，測(cè)量每個(gè)巖心柱樣品的滲透率和孔隙度，并從中選出12塊滲透率和孔隙度相近的巖心(表1)進(jìn)行后續(xù)實(shí)驗(yàn)。為模擬裂縫對(duì)動(dòng)態(tài)滲吸的影響，再選取1塊巖心(表1)橫向切割成等體積兩部分，放入熱縮套管中，加熱套管至400 ℃，使巖心封存于套管中，制備人造裂縫。另外，選取2塊滲透率相差較大的巖心(表1)，用以模擬滲透率對(duì)動(dòng)態(tài)滲吸的影響。

實(shí)驗(yàn)所用原油為目標(biāo)儲(chǔ)層地面脫氣原油。根據(jù)原油PVT相態(tài)結(jié)果，地層原油泡點(diǎn)壓力為4.5 MPa，溶解氣油比為37 m3/m3，脫氣原油物性與地層原油相差很小，地層條件下(22.0 MPa、68 ℃)含氣原油密度為0.804×103kg/m3，黏度為2.28 mPa·s；脫氣原油密度為0.811×103kg/m3，黏度為3.76 mPa·s。因此，可以采用脫氣原油代替地層原油進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究。

實(shí)驗(yàn)所用滲吸液為表面活性劑溶液，表面活性劑類型分為陰離子表面活性劑(ABS)、陽(yáng)離子表面活性劑(CPAM)、非離子表面活性劑(AEO-2)和雙子表面活性劑(CTAB)。

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置

為測(cè)定表面活性劑的基本性質(zhì)，采用TX-500C型全量程旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測(cè)定表面活性劑與原油之間的界面張力，采用JC2000D型全自動(dòng)接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)定表面活性劑—原油—巖石間的接觸角。此外，動(dòng)態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)中采用的實(shí)驗(yàn)裝置包括ISCO雙缸泵(精度為0.001 mL/min，最大壓力為200.00 MPa)、手搖泵(精度為0.01 mL/min，最大壓力為120.00 MPa)、恒溫箱、加熱套、溫控器(最大溫度為180.00 ℃，精度為0.01 ℃)、高壓無(wú)磁巖心夾持器(最大承壓為35.00 MPa，最高承溫為80 ℃)。此外，還包括中間容器(體積為1 000 mL，最大承壓為120.00 MPa)、壓力傳感器(最大壓力為200.00 MPa，精度為0.01 MPa)、油水分離器(體積為10.0 mL，精度為0.1 mL)、回壓閥、閥門、管線等。

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

1.3.1 界面張力測(cè)定實(shí)驗(yàn)

依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5370—2018《表面及界面張力測(cè)定方法》[13]進(jìn)行實(shí)驗(yàn)操作，實(shí)驗(yàn)中先采用復(fù)配的模擬地層水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.00%的表面活性劑溶液，包括ABS溶液、CPAM溶液、AEO-2溶液和CTAB溶液。然后向界面張力儀中注入表面活性劑溶液和實(shí)驗(yàn)用油，在室溫25 ℃下測(cè)定不同類型表面活性劑溶液與原油之間的界面張力。

1.3.2 接觸角測(cè)定實(shí)驗(yàn)

測(cè)量開始前，將取樣巖心切片、清洗、烘干后放置在不同類型表面活性劑溶液里浸泡24 h，然后向溶液中滴入一滴油，并保持油滴在巖心切片下部，采用JC2000D型全自動(dòng)接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)定表面活性劑溶液—油—巖石的接觸角。測(cè)量過程參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5153—2017《油藏巖石潤(rùn)濕性測(cè)定方法》[14]，實(shí)驗(yàn)在室溫條件下進(jìn)行。

1.3.3 動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

(1) 將實(shí)驗(yàn)巖心清洗烘干后放入巖心夾持器，圍壓加至2.00～3.00 MPa后抽真空48 h，然后向巖心中注入地層水，使之充分飽和。

(2) 將恒溫箱升溫至地層溫度68 ℃后，采用ISCO泵以0.050 mL/min恒速向巖心中注入原油驅(qū)替地層水。當(dāng)出口端不再產(chǎn)水時(shí)，關(guān)閉出口閥門，并繼續(xù)注入原油，待巖心壓力升高至地層壓力22.00 MPa，關(guān)閉巖心兩端閥門，老化24 h。

(3) 將地層水以0.100 mL/min恒速注入巖心，模擬水驅(qū)過程，當(dāng)出口端不再產(chǎn)油時(shí)，關(guān)閉巖心兩端閥門，記錄巖心壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和累計(jì)注水量。

(4) 水驅(qū)結(jié)束后，分別進(jìn)行7組巖心動(dòng)態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)(表1)，用以對(duì)比分析表面活性劑類型、開發(fā)因素和地質(zhì)因素對(duì)滲吸效果的影響。表面活性劑注入后關(guān)閉巖心兩端閥門，進(jìn)入悶井階段。①保持驅(qū)替速度為0.100 mL/min，注入量為0.7倍孔隙體積及悶井時(shí)間為18 h不變，向巖心中注入4種質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.00%的表面活性劑溶液；②保持驅(qū)替速度為0.100 mL/min，注入量為0.7倍孔隙體積，悶井時(shí)間為18 h不變，向巖心注入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)AEO-2溶液；③保持AEO-2注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%，注入量為1.2倍孔隙體積及悶井時(shí)間18 h不變，以5種驅(qū)替速度向巖心中注入AEO-2溶液；④保持AEO-2注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%，驅(qū)替速度為0.100 mL/min，悶井時(shí)間18 h不變，向巖心注入4種不同體積的AEO-2溶液；⑤保持AEO-2注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%，驅(qū)替速度為0.100 mL/min，注入量為1.2倍孔隙體積不變，開展4種不同悶井時(shí)間下的滲吸實(shí)驗(yàn)；⑥保持AEO-2注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%，驅(qū)替速度為0.100 mL/min，注入量為1.2倍孔隙體積，悶井時(shí)間18 h不變，在3種不同滲透率巖心中進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)；⑦保持AEO-2注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%，驅(qū)替速度為0.100 mL/min，注入量為1.2倍孔隙體積，悶井時(shí)間18 h不變，分別在基質(zhì)巖心和裂縫巖心中進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)。

(5) 當(dāng)悶井階段結(jié)束后，繼續(xù)向巖心中注入地層水，模擬后續(xù)水驅(qū)過程，直至巖心出口端不再產(chǎn)油為止，記錄巖心壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量以及累計(jì)注水量。

2 表面活性劑類型對(duì)動(dòng)態(tài)滲吸的影響

2.1 表面活性劑界面張力和接觸角

根據(jù)4種質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.00%的不同類型表面活性劑條件下的表面張力、界面張力和接觸角(表2)可知，在沒有表面活性劑作用時(shí)，純地層水的表面張力為71.43 mN/m，油水間界面張力為23.72 mN/m，油、水、巖石之間的接觸角為75.8 °，巖石表面潤(rùn)濕性屬于弱親水偏中性潤(rùn)濕。當(dāng)?shù)貙铀屑尤氡砻婊钚詣┖?，表面張力、界面張力和接觸角均明顯降低，巖石表面潤(rùn)濕性也轉(zhuǎn)向親水。其中，AEO-2型非離子表面活性劑的效果最為明顯，其溶液的表面張力下降至38.42 mN/m，油水界面張力下降至0.43 mN/m，巖石表面潤(rùn)濕性由中性潤(rùn)濕轉(zhuǎn)為強(qiáng)親水性潤(rùn)濕(28.6 °)?？梢钥闯?，地層水中加入表面活性劑能夠有效降低油水界面張力，改變巖石表面潤(rùn)濕性，增大滲吸作用，改善滲吸驅(qū)油效果。

表2 不同類型表面活性劑條件下的表面張力、界面張力和接觸角

2.2 表面活性劑類型對(duì)動(dòng)態(tài)滲吸的影響

根據(jù)不同類型表面活性劑作用下的動(dòng)態(tài)滲吸效果(表3)可知，在水驅(qū)階段，當(dāng)注水體積達(dá)到2.5倍孔隙體積時(shí)，水驅(qū)油平均效率為16.81%。如果不加入表面活性劑，繼續(xù)注水驅(qū)替，最終驅(qū)油效率為17.10%，驅(qū)油效率提高幅度僅為0.29個(gè)百分點(diǎn)。當(dāng)向注入水中加入表面活性劑后，驅(qū)油效率大幅提升，說(shuō)明在表面活性劑的作用下，水相開始大量滲吸進(jìn)入基質(zhì)孔隙中，在逆向滲吸和順向滲吸雙重作用下，將之前未被水波及到的孔隙中的原油排出，滲吸驅(qū)油效率明顯提高。4種表面活性劑中AEO-2型陰離子表面活性劑提高滲吸驅(qū)油效率幅度最為明顯。當(dāng)水驅(qū)結(jié)束后注入AEO-2型表面活性劑，滲吸驅(qū)油效率提高了8.77個(gè)百分點(diǎn)；當(dāng)悶井結(jié)束繼續(xù)水驅(qū)，驅(qū)油效率仍能提高3.29個(gè)百分點(diǎn)。這主要是由于AEO-2型表面活性劑不但能夠大幅降低油水間的界面張力，減緩水驅(qū)過程中由于油水流度差異而造成的指進(jìn)現(xiàn)象，使水驅(qū)從“非活塞”驅(qū)替轉(zhuǎn)向“活塞”驅(qū)替，還能使巖石表面潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)為強(qiáng)親水，水相在毛管壓力的作用下更容易進(jìn)入孔隙，在增大滲吸作用的同時(shí)還提高了驅(qū)油效率[15-16]。因此，選取AEO-2型非離子表面活性劑作為后續(xù)實(shí)驗(yàn)的滲吸液。

表3 不同類型表面活性劑作用下的驅(qū)油效率對(duì)比

3 動(dòng)態(tài)滲吸效率影響因素分析

3.1 表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)

根據(jù)不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)AEO-2型表面活性劑對(duì)驅(qū)油效率的影響(表4)可知，在水驅(qū)開采階段水驅(qū)油效率基本穩(wěn)定在16.50%左右。隨著注入水中AEO-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率都在不斷增大。但從驅(qū)油效率提高幅度來(lái)看，隨著表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，滲吸驅(qū)油效率的增加幅度卻在不斷降低。結(jié)合圖1可知，隨著AEO-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，油水間界面張力和接觸角呈現(xiàn)出先快速下降后緩慢上升的趨勢(shì)，當(dāng)AEO-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%時(shí)，油水界面張力降至最低0.35 mN/m，接觸角為37.6 °，巖石表面潤(rùn)濕性屬于強(qiáng)親水。當(dāng)?shù)貙铀蠥EO-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)繼續(xù)增大至0.50%時(shí)，界面張力和接觸角均有所增加，雖然最終驅(qū)油效率會(huì)略微增加，但提高幅度相對(duì)較小，且表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加也意味著成本增加。因此，表面活性劑AEO-2最佳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%。

表4 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)AEO-2型表面活性劑作用下的驅(qū)油效率對(duì)比

圖1 AEO-2型表面活性劑作用下界面張力、接觸角與質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系

3.2 驅(qū)替速度

由表5可知，隨著驅(qū)替速度的不斷增大，滲吸驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率的變化呈現(xiàn)出先增大后降低的趨勢(shì)。當(dāng)驅(qū)替速度為0.100 mL/min時(shí)，滲吸驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率達(dá)到最大，分別為18.58%和38.28%，說(shuō)明驅(qū)替速度過慢或過快都不利于提高動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效果。這是因?yàn)闈B吸作用主要受毛管力和黏性力共同控制，當(dāng)驅(qū)替速度小于0.100 mL/min時(shí)，滲吸作用更多受毛管力的控制，黏性力的作用較弱；當(dāng)驅(qū)替速度逐漸增大時(shí)，毛管力的作用減弱，黏性力的作用不斷增加，當(dāng)驅(qū)替速度大于0.100 mL/min時(shí)，此時(shí)滲吸作用主要受黏性力的控制，毛管力的作用較弱。只有當(dāng)毛管力和黏性力的作用共同達(dá)到最大時(shí)，才能形成最強(qiáng)的滲吸作用[17-22]。因此，最佳驅(qū)替速度為0.100 mL/min。

表5 不同驅(qū)替速度的AEO-2表面活性劑驅(qū)油效率對(duì)比

3.3 表面活性劑注入量

由表6可知，滲吸驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率均隨注入量的增加而增大，但滲吸驅(qū)油效率提高幅度卻隨注入量的增加而降低。注入量為1.2倍孔隙體積時(shí)，滲吸驅(qū)油效率為17.54%，最終驅(qū)油效率為35.18%。當(dāng)注入量繼續(xù)增大至1.8倍孔隙體積時(shí)，滲吸驅(qū)油效率僅提高了0.68個(gè)百分點(diǎn)，最終驅(qū)油效率也僅提高了0.49個(gè)百分點(diǎn)。因此，最佳注入量應(yīng)選擇1.2倍孔隙體積，確保最大幅度提高采收率的同時(shí)還能有效降低成本。

表6 不同注入量的AEO-2表面活性劑驅(qū)油效率對(duì)比

3.4 悶井時(shí)間

由表7可知，隨著悶井時(shí)間的增加，AEO-2表面活性劑動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率均在不斷增大，但滲吸驅(qū)油效率提高幅度卻隨悶井時(shí)間的增加而不斷降低。這說(shuō)明當(dāng)AEO-2型溶液注入巖心后，增加悶井時(shí)間有助于滲吸作用的充分發(fā)生，增大水相在基質(zhì)中的滲吸距離，擴(kuò)大水驅(qū)波及面積，進(jìn)而提高滲吸驅(qū)油效率。但當(dāng)悶井時(shí)間達(dá)到18 h后，繼續(xù)增加悶井時(shí)間至24 h，滲吸驅(qū)油效率僅提高了0.79個(gè)百分點(diǎn)。因此，從現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)實(shí)際需求考慮，最佳悶井時(shí)間應(yīng)控制在18 h左右，在確保獲得最大滲吸驅(qū)油效率的同時(shí)盡量提高采油速度，滿足現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)需要。

表7 不同悶井時(shí)間的AEO-2表面活性劑驅(qū)油效率對(duì)比

3.5 滲透率

根據(jù)不同滲透率巖心的動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效果(表8)可知，隨著巖心滲透率的增加，AEO-2表面活性劑水驅(qū)效率、滲吸驅(qū)油效率和最終水驅(qū)效率均不斷增大。這主要是由于巖心滲透率越大，平均孔隙半徑越大，孔喉之間連通性也越好。當(dāng)孔隙半徑增大時(shí)，雖然毛管力降低，但孔隙中原油的啟動(dòng)壓力和油水兩相滲流阻力減小，原油更容易被排出，滲吸速度更快。

表8 不同滲透率巖心AEO-2表面活性劑驅(qū)油效率對(duì)比

3.6 裂縫

由表9可知，在水驅(qū)階段，基質(zhì)巖心水驅(qū)效率為15.18%，裂縫巖心水驅(qū)效率為13.89%，基質(zhì)巖心水驅(qū)效率高于裂縫巖心的水驅(qū)效率，這是因?yàn)榱芽p中的滲流阻力小，會(huì)使水形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，當(dāng)巖心出口端見水后，繼續(xù)注入的水會(huì)沿著裂縫流動(dòng)，形成無(wú)效水循環(huán)。當(dāng)向巖心中注入AEO-2溶液時(shí)，裂縫巖心的驅(qū)油效率會(huì)大幅增加，滲吸驅(qū)油效率達(dá)到23.21%，遠(yuǎn)大于基質(zhì)巖心的滲吸驅(qū)油效率。這主要是由于裂縫的存在不僅增大了基質(zhì)與AEO-2溶液接觸的滲吸面積和滲吸前緣，還有效地降低了原油排出時(shí)受到的阻力，擴(kuò)大了水驅(qū)波及面積，進(jìn)而提高了滲吸驅(qū)油效率。因此，開展大規(guī)模體積壓裂改造是提高致密油藏原油采收率的主要因素。

表9 裂縫巖心和基質(zhì)巖心AEO-2表面活性劑驅(qū)油效率對(duì)比

4 礦場(chǎng)試驗(yàn)效果

鄂爾多斯盆地新安邊油田新3區(qū)塊位于陜北斜坡西緣，為典型的低孔特低滲油藏，是該油田最早注水開發(fā)的區(qū)塊之一。但由于該區(qū)儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性嚴(yán)重、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、啟動(dòng)壓力梯度高，導(dǎo)致水驅(qū)開發(fā)效果差。2014年進(jìn)行大規(guī)模水力壓裂后，單井日產(chǎn)量有所回升，但僅僅經(jīng)過2 a時(shí)間的開發(fā)，大部分油井出現(xiàn)了產(chǎn)量急劇降低、含水快速上升的現(xiàn)象。分析原因主要是井間裂縫的存在形成了注入水的優(yōu)勢(shì)滲流通道，造成了無(wú)效水循環(huán)。為了改善水驅(qū)開發(fā)效果，在選取4口典型油井的基礎(chǔ)上，開展了注水吞吐動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果(表10)表明，經(jīng)過注水吞吐動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油后，4口油井平均產(chǎn)油量由措施前的2.8 m3/d提高至7.4 m3/d，提高幅度達(dá)164.3%；而平均含水率由90.5%降至67.1%，下降幅度達(dá)25.8%，增油降水效果顯著。因此，注水吞吐動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油的開發(fā)方式能夠有效改善低孔低滲油藏開發(fā)效果，具有較大的應(yīng)用和推廣前景。

表10 試驗(yàn)井組注入?yún)?shù)及開發(fā)效果對(duì)比

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1) 地層水中加入表面活性劑能夠有效降低油水界面張力，減緩指進(jìn)現(xiàn)象，實(shí)現(xiàn)巖石潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)，增大孔隙吸水能力，擴(kuò)大水驅(qū)波及面積，提高滲吸驅(qū)油效率與作用。其中，AEO-2型陰離子表面活性劑提高動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效率的幅度最大。

(2) 動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效率隨驅(qū)替速度的加快先增大后降低，隨表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)、注入量和悶井時(shí)間的增加而增大，但驅(qū)油效率的增幅卻在不斷降低。儲(chǔ)層滲透率和裂縫發(fā)育程度與動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效率呈正相關(guān)性，開展大規(guī)模體積壓裂和酸化改造是提高動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效果的重要因素。

(3) 為最大程度提高動(dòng)態(tài)滲吸驅(qū)油效率，表面活性劑最佳注入?yún)?shù)為質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.30%、驅(qū)替速度0.100 mL/min、1.2倍孔隙體積注入量和18 h悶井時(shí)間。

(4) 礦場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)結(jié)果顯示，4口油井經(jīng)過注水吞吐動(dòng)態(tài)滲吸式開發(fā)后，平均產(chǎn)油量提高幅度達(dá)166%，平均含水率下降幅度達(dá)25.8%，增油降水效果顯著，具有較大的應(yīng)用和推廣前景。