姜 濤,隋清國(guó),滕學(xué)偉,李積祥,賈慶樂(lè),林志彬
(中國(guó)石化勝利油田分公司樁西采油廠,山東東營(yíng) 257237)
樁海潛山屬于復(fù)雜類型的碳酸鹽巖常壓偏高溫-縫洞型油藏,儲(chǔ)層高溫且連通性差,未采取注水開(kāi)發(fā),依靠彈性能量開(kāi)采,地層壓力下降較快,產(chǎn)量遞減幅度大。目前主要采用重復(fù)酸壓工藝,投入費(fèi)用較高,且重復(fù)酸壓效果越來(lái)越差。滲吸采油技術(shù)為低滲透油藏的開(kāi)發(fā)提供了一種新手段。其主要原理是改變油藏的潤(rùn)濕性,將油潤(rùn)濕油藏變成弱親水中性潤(rùn)濕油藏,同時(shí)降低油水界面張力,將大油滴分散成小油滴,改善儲(chǔ)層流體的流動(dòng)性,同時(shí)利用滲吸作用將低滲孔喉中的原油置換出,從而提高低滲透油藏的采收率。在這一過(guò)程中,利用滲吸液復(fù)合解堵劑可為碳酸鹽巖提供一種新型的解堵增效手段,在提高儲(chǔ)層滲透率的同時(shí),提高了原油的置換率。
為滿足滲吸采油過(guò)程中對(duì)較低油水界面張力和較好巖石的潤(rùn)濕性的開(kāi)發(fā)需求,研究學(xué)者在單純地層水體系的基礎(chǔ)上,對(duì)表面活性劑作用機(jī)理進(jìn)行了深入研究,形成了表面活性劑滲吸采油技術(shù),這有益于在儲(chǔ)層孔隙中建立相對(duì)穩(wěn)定的乳化體系,大大提高了低滲透油藏的采出程度。
李洪等[1-2]通過(guò)滲吸實(shí)驗(yàn)、旋滴法等方法,利用不同表面活性劑及其復(fù)配劑系統(tǒng)研究了表面活性劑對(duì)油水界面張力、水濕表面潤(rùn)濕性、毛細(xì)管壓力以及滲吸采收率的影響,發(fā)現(xiàn)界面張力的降低和潤(rùn)濕性改善有利于提高低滲透油藏的采收率,復(fù)配表面活性劑降低界面張力和改善潤(rùn)濕性的效果比單一活性劑好,并且得到了滲吸采收率與油水界面張力和毛細(xì)管壓力的對(duì)數(shù)呈線性負(fù)相關(guān)關(guān)系。
曹建軍等[3]對(duì)于致密油藏滲吸采油技術(shù)進(jìn)行研究并進(jìn)行了實(shí)驗(yàn),應(yīng)用優(yōu)選的兩種不同表面活性劑注入天然網(wǎng)狀裂縫巖心進(jìn)行效果評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)表明,濃度增加,采油效果越好,增幅遞減。表面活性劑A+B 組合滲吸采油效果均高于其中任何單一表面活性劑滲吸采油效果。油藏溫度的改變對(duì)于表面活性劑的影響不是主導(dǎo)因素,但是油藏含水飽和度的大小左右著滲吸作用的發(fā)揮。楊正明等為了更進(jìn)一步發(fā)揮低滲透油藏中裂縫對(duì)于滲吸采油的作用,利用大規(guī)模高壓物理模擬實(shí)驗(yàn)和核磁共振技術(shù),對(duì)于順向驅(qū)替滲吸和逆向滲吸兩種滲吸方式做出了定量分析評(píng)價(jià)。
許建紅等[4-8]研究了滲吸過(guò)程滲吸速度變化規(guī)律及滲吸影響因素,趙文娜等[9-10]研究了滲吸可利用的交聯(lián)酸體系,為滲吸液研發(fā)提供了理論基礎(chǔ)。
目前在滲吸采油方面盡管存在一些進(jìn)展,但從整體角度來(lái)說(shuō),無(wú)論是生產(chǎn)需要還是開(kāi)發(fā)方向上仍然存在一些問(wèn)題。(1)低滲透油藏滲吸實(shí)驗(yàn)所得參數(shù)的現(xiàn)場(chǎng)適應(yīng)性不足。低滲透油藏一般都具有較低的滲透率及孔隙度,但不同的低滲透油藏儲(chǔ)層,其油水分布、巖石成分不同,儲(chǔ)層內(nèi)部的溫度、壓力也是完全不同的。目前,室內(nèi)實(shí)驗(yàn)優(yōu)化的滲吸參數(shù)數(shù)據(jù)對(duì)于不同低滲透油藏的適應(yīng)性不強(qiáng),油藏的環(huán)境條件還原度不高。(2)對(duì)于雙重介質(zhì)系統(tǒng)滲吸采油效果的定量評(píng)價(jià)還未實(shí)現(xiàn),對(duì)不同發(fā)育程度的裂縫-基質(zhì)低滲透油藏的開(kāi)發(fā)不具有普適性。(3)影響滲吸采收率的主控影響因素不明確。表面活性劑在降低界面張力的同時(shí),也削弱了孔隙的毛細(xì)管壓力。一味追求過(guò)低界面張力,滲吸采收率往往不升反降。因此,影響滲吸采油效果的主控因素還不夠明確,其采收率的大小受多重因素影響,包括滲吸液類型、濃度、潤(rùn)濕性、滲透率、含油飽和度等,須進(jìn)一步量化分析各因素對(duì)采收率的影響規(guī)律及影響程度,從而確定最優(yōu)的滲吸參數(shù),高效開(kāi)發(fā)。
表面活性劑有多種類型,在不同的儲(chǔ)層環(huán)境中表現(xiàn)出很大的性能差異,有許多類型的表面活性劑可以具有超低的界面張力,然而,表面活性劑的適用效果與地質(zhì)條件有很緊密的聯(lián)系。
使用TX-500C 界面張力儀分別評(píng)價(jià)了椰油酰胺丙基甜菜堿、十二烷基羥磺基甜菜堿、油酸酰胺丙基甜菜堿、芥酸酰胺丙基甜菜堿的界面張力、耐溫、耐鹽能力,優(yōu)選出了界面張力低、耐溫耐鹽性能好的甜菜堿作為耐高溫滲吸劑的主劑。
利用正交實(shí)驗(yàn)優(yōu)化了耐高溫滲吸劑配方,結(jié)果見(jiàn)表1。
表1 耐高溫滲吸劑配方實(shí)驗(yàn)表
通過(guò)表1 正交實(shí)驗(yàn)可以看出,序號(hào)6 配方在170 ℃下界面張力為0.036 mN/m,接近超低界面張力,接觸角為63°,處于中性潤(rùn)濕狀態(tài),有利于地層原油流出,且滲吸采收率高達(dá)25.3%,性能最優(yōu)異。
2.3.1 表、界面張力評(píng)價(jià) 根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖1)可知,耐高溫滲吸劑表、界面張力隨濃度的升高而降低,當(dāng)濃度增加至0.4%時(shí),耐高溫滲吸劑的表面張力降至30 mN/m 以下,界面張力下降至3.6×10-2mN/m,此時(shí)界面張力接近超低界面張力,有利于提高原油剝離效率,提高滲吸油效果。
圖1 表、界面張力隨耐高溫滲吸劑濃度變化曲線
2.3.2 潤(rùn)濕性能評(píng)價(jià) 隨著耐高溫滲吸劑濃度的增加,接觸角逐漸增大,但當(dāng)耐高溫滲吸劑的濃度超過(guò)0.3%之后,接觸角變化不明顯(圖2)。
圖2 接觸角隨耐高溫滲吸劑濃度變化曲線
2.3.3 耐溫性能評(píng)價(jià) 耐高溫滲吸劑的表面張力隨著溫度的升高而略有降低,最終耐高溫滲吸劑的表面張力穩(wěn)定在27 mN/m 左右。界面張力隨溫度的升高基本保持不變(圖3),表明耐高溫滲吸劑具有較好的耐溫能力,可滿足180 ℃以下儲(chǔ)層現(xiàn)場(chǎng)施工的需求。
圖3 耐高溫滲吸劑的界面張力隨溫度變化曲線
2.3.4 抗模擬地層水性能評(píng)價(jià) 耐高溫滲吸劑具有較好的抗鹽能力,其在80 000 mg/L 以下的地層水中界面張力基本保持不變,之后隨著礦化度的升高,界面張力逐漸升高(圖4),樁西潛山油藏地層水的礦化度普遍低于80 000 mg/L,因此,耐高溫滲吸劑可滿足樁西潛山油藏的要求。
圖4 耐高溫滲吸劑的界面張力隨礦化度變化曲線
2.3.5 提高采油率評(píng)價(jià) 使用Amott 滲吸瓶法評(píng)價(jià)了不同濃度耐高溫滲吸劑對(duì)低滲透巖心滲吸采收率的影響。結(jié)果見(jiàn)圖5。
圖5 滲吸采收率隨耐高溫滲吸劑的濃度變化曲線
當(dāng)耐高溫滲吸劑的濃度升高,滲吸采收率整體呈現(xiàn)逐漸升高的趨勢(shì)。耐高溫滲吸劑濃度為0.5%時(shí),滲吸采收率達(dá)18.98%。當(dāng)耐高溫滲吸劑濃度增加至1.0%之后,滲吸采收率增加趨勢(shì)放緩,這主要是由于當(dāng)耐高溫滲吸劑濃度增加到一定程度后,耐高溫滲吸劑的界面張力、對(duì)巖石的潤(rùn)濕性改變能力以及對(duì)原油的剝離分散能力均達(dá)到了較高的水平,進(jìn)一步增加耐高溫滲吸劑的濃度,并不會(huì)對(duì)滲吸采收率造成太大的提升。
對(duì)主體酸液體系進(jìn)行了配方優(yōu)化,結(jié)果見(jiàn)表2,溶蝕率、溶蝕速率、鈣離子螯合能力分別見(jiàn)圖6~圖8。
圖6 溶蝕率柱狀圖
圖7 溶蝕速率柱狀圖
圖8 鈣離子螯合能力柱狀圖
表2 復(fù)合解堵劑酸液配方優(yōu)化
由表2、圖6~圖8 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出,隨著酸液中鹽酸濃度的增加,酸液的溶蝕能力增加,但酸液的溶蝕速率也會(huì)相應(yīng)增加,綜合考慮酸液的溶蝕能力和溶蝕速率,優(yōu)選配方6 為復(fù)合解堵劑酸液配方,該配方對(duì)鈣離子的螯合能力可達(dá)271 mg/mL,螯合能力強(qiáng),可有效防止酸化形成的鈣鎂等金屬離子在儲(chǔ)層結(jié)垢、沉淀造成二次傷害。
使用驅(qū)替裝置評(píng)價(jià)了解堵劑解堵前后對(duì)耐高溫滲吸劑采收率的影響,結(jié)果見(jiàn)圖9。
圖9 解堵劑+耐高溫滲吸劑采收率曲線
耐高溫滲吸劑可提高水驅(qū)采收率16.32%,滲透率相近的巖心經(jīng)復(fù)合解堵劑解堵后再進(jìn)行耐高溫滲吸劑驅(qū)油可提高采收率24.09%,表明二者相互使用可進(jìn)一步提高采收率。這主要是因?yàn)閺?fù)合解堵劑具有一定溶蝕能力,可一定程度上提高巖心的滲透率,進(jìn)而提高了巖心中原油的流動(dòng)性,最終達(dá)到了提高原油采收率的目的。
截至目前已在ZXH169-X1 等3 口井實(shí)施滲吸吞吐增能增產(chǎn)技術(shù),平均單井日增油34.3 t,累增油5 660 t。
典型井例:ZXH169-X2,生產(chǎn)層位為奧陶系八陡組+馬家溝組,井段4 919.4~5 134.0 m,總厚度172.04 m。該井于2022 年8 月12 日進(jìn)行滲吸增能試驗(yàn),累計(jì)注入滲吸體系段塞和水3.129 6×104m3,措施實(shí)施后,日增油47.0 t。目前已生產(chǎn)201 d,累增油3 125 t,液面回升1 260 m,取得良好效果。
(1)耐高溫滲吸劑可將油水界面張力降至0.1 mN/m以下,且耐溫能力可達(dá)180 ℃,耐鹽80 000 mg/L 以上,可將儲(chǔ)層巖心改變?yōu)橹行匀跤H水潤(rùn)濕,對(duì)低滲儲(chǔ)層巖心的滲吸采收率可達(dá)20.00%以上,滿足樁西潛山碳酸鹽巖油藏的需求。
(2)復(fù)合解堵劑具有優(yōu)良的緩速性能,腐蝕速率僅為鹽酸的47%,緩速性能優(yōu)異,且與耐高溫滲吸劑配伍性好,適合180 ℃以下儲(chǔ)層的深部酸化。
(3)注入速度、注入量和采油速度均會(huì)影響耐高溫滲吸劑的采油程度,當(dāng)注入速度為1.5 mL/min 的情況下,注水所需時(shí)間較短,采出程度較高。
(4)確定復(fù)合解堵劑與耐高溫滲吸劑復(fù)配使用時(shí)的最佳燜井時(shí)間為24 h 以上。
(5)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明滲吸吞吐增能增產(chǎn)技術(shù)初步解決了樁西潛山高溫油藏面臨的問(wèn)題,效果較好。