紅河油田特低滲油藏微乳降壓增注效果評(píng)價(jià)

蘭 晉，鄧學(xué)峰，方 群，文守成

（1．中國石化華北油氣分公司采油一廠，陜西咸陽 712000；2．中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南鄭州 450006；3．長江大學(xué)，湖北荊州 434023）

紅河油田長9油藏中部深度2 100 m，平均孔隙度13.2%，平均滲透率1.98×10-3μm2，地層原始?jí)毫?1.5 MPa，壓力系數(shù)1.05，地層溫度63 ℃，為典型的低孔特低滲油藏。孔隙類型主要為粒間孔，其次為粒內(nèi)溶孔。孔喉分選中等，最大孔喉半徑2.73 μm、中值孔喉半徑0.14 μm，為小孔微細(xì)喉配置。

紅河油田長9油藏共有注采井組15個(gè)，注水開發(fā)總體上受效井達(dá) 73.9%，受效占比較高。其中注水增油井（日增油量超過50%的油井）占受效井的42.9%，注水增液井（日增水量超過50%的油井）占受效井的 38.2%，另外 18.9%的受效井動(dòng)態(tài)響應(yīng)較弱，日增油或日增水比例低于30%。分別統(tǒng)計(jì)受效增油井和受效增液井兩類主要受效井的儲(chǔ)層物性與注水參數(shù)，結(jié)果如表1和表2所示。

統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，注水受效增油井組儲(chǔ)層物性優(yōu)于受效增液井組，兩類受效井組注水井平均注水壓力基本一致，但注水受效增油井組水驅(qū)油最小壓差明顯小于受效增液井組的值。表明隨儲(chǔ)層物性變差，注水驅(qū)油所需壓差增加，驅(qū)替效果變差。

表1 兩類注水受效井平均儲(chǔ)層物性

表2 兩類注水受效井注水參數(shù)

前人研究表明，通過降低油水界面張力[1-5]、降低含油飽和度和提高水相滲透率[6-10]，能有效降低水驅(qū)阻力，從而達(dá)到降低驅(qū)替壓差的目的。本文針對紅河油田長9油藏基質(zhì)孔隙因物性差導(dǎo)致水驅(qū)壓力高，驅(qū)油難度大的問題，結(jié)合相應(yīng)的儲(chǔ)層工程地質(zhì)特征，開展注水井降壓增注技術(shù)攻關(guān)，通過利用微乳液降低油水界面張力[11-13]、增溶原油降低含油飽和度[14-16]，從而實(shí)現(xiàn)降低原油驅(qū)替壓差，提高驅(qū)油效果的目的。

1 實(shí)驗(yàn)材料與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器

全自動(dòng)表界面張力測試儀 QJZY-1，巖心流動(dòng)裝置（主要由注入系統(tǒng)、巖心夾持器系統(tǒng)、采出計(jì)量系統(tǒng)組成）。

1.2 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)油樣為紅河油田長9油藏脫氣、脫水原油，溫度65 ℃時(shí)黏度為3.32 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)水樣為紅河油田長9油藏地層產(chǎn)出水，具體參數(shù)見表3。

表3 長9油藏地層水參數(shù)

參與評(píng)價(jià)的微乳液體系劑配方為：Gemini（13%）+助表面活性劑1（4%）+助表面活性劑2（4%）+正丁醇（4%）+正辛烷（6%）+10%NaCl溶液（68%）＋OP-25（1%）。微乳體系中用到的表面活性劑、助表面活性劑、短鏈醇、油相和鹽均為工業(yè)品。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

1.3.1 表界面張力測定

用地層水配制不同濃度的微乳溶液，在 65 ℃（模擬地層溫度）利用全自動(dòng)表界面張力測試儀分別測定微乳溶液與原油間的界面張力，以及微乳溶液的表面張力。

1.3.2 增溶原油測定

將30 mL濃度10.0%的微乳液置于60 mL具塞刻度量筒中，向量筒中加入30 mL原油，塞緊并搖勻后放于65 ℃水浴鍋中靜置4 h，分別測量靜置后微乳液的體積和原油的體積，原油體積的減少值即為微乳體系增溶原油的量。

1.3.3 降壓效果評(píng)價(jià)

采用紅河油田長9油藏巖心開展微乳體系降壓效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度65 ℃、圍壓5 MPa、驅(qū)替速度0.05 mL/min，巖心出口端壓力為大氣壓。實(shí)驗(yàn)過程如下：①巖心洗油烘干后測量巖心直徑、長度、干重等，測量空氣滲透率與孔隙度；②將巖心裝入夾持器中，并抽真空4 h，用地層水正向驅(qū)替巖心至壓力穩(wěn)定，記錄進(jìn)出口壓差，稱量濕重并計(jì)算巖心的孔隙體積，通過達(dá)西公式計(jì)算水相滲透率；③原油反向驅(qū)替巖心直到出口端無地層水流出，繼續(xù)用原油驅(qū)替5 PV，關(guān)閉平流泵，靜置24 h；④地層水正向驅(qū)替飽和油的巖心至巖心進(jìn)口端壓力穩(wěn)定，記錄水驅(qū)過程中巖心進(jìn)口端壓力值，最終穩(wěn)定壓力值即為P1；⑤用地層水配置不同濃度的微乳液，并按實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)正向驅(qū)替不同體積或段塞組合的微乳液進(jìn)入巖心，關(guān)閉平流泵，靜置48 h；⑥地層水正向驅(qū)替巖心至巖心進(jìn)口端壓力穩(wěn)定，記錄水驅(qū)過程中巖心進(jìn)口端壓力值，最終穩(wěn)定壓力值即為P2。

降壓率計(jì)算公式為：

式中：PL為降壓率，%；P1為一次水驅(qū)壓力，MPa；P2為二次水驅(qū)壓力，MPa。

2 結(jié)果與討論

2.1 油水界面張力

用地層水配制成濃度為 10.0%的微乳液，測定其與原油間界面張力，具體結(jié)果如表4。實(shí)驗(yàn)表明，微乳體系能降低油水界面張力至10-2mN/m。

表4 微乳液的油水界面張力

2.2 增溶原油

用地層水配制成濃度為10.0%的微乳液30 mL，取30 mL長9油藏原油，測試增溶原油結(jié)果如表5。實(shí)驗(yàn)表明，微乳體系增溶原油能力穩(wěn)定，平均增溶量5.67 mL/30 mL。

表5 微乳液增溶原油測試結(jié)果

2.3 不同濃度微乳液降壓效果

用地層水配制成濃度分別為 10.0%、1.0%和0.5%的微乳液，注入體積為5 PV，分別測試降低巖心水驅(qū)壓力效果，具體實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表 6。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，3塊巖心滲透率變化幅度不大，隨微乳液濃度降低，降壓效果逐漸變差，但使用濃度為0.5%的微乳液時(shí)仍能降壓25.9%，可以滿足生產(chǎn)要求。

表6 不同濃度微乳液降壓效果評(píng)價(jià)

2.4 不同注入體積微乳液降壓效果

用地層水配制成濃度為1.0%的微乳液，注入體積分別為5 PV和2 PV，測試降低巖心水驅(qū)壓力效果如表7。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，2塊巖心滲透率變化幅度不大，隨微乳液用量降低，降壓效果變差，但注入2 PV時(shí)仍能降壓24.7%，可以滿足生產(chǎn)要求。

表7 不同注入體積微乳液降壓效果評(píng)價(jià)

2.5 不同段塞組合微乳液降壓效果

為進(jìn)一步優(yōu)化微乳液用量，開展微乳液注入段塞優(yōu)化，并增加2.0%微乳液濃度段塞。用地層水配制成濃度分別為10.0%，2.0%，1.0%和0.5%的微乳液，分別注入不同濃度微乳液的段塞組合，測試降低巖心水驅(qū)壓力效果如表 8。通過實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，綜合考慮降壓效果和使用成本，同時(shí)對比單段塞時(shí)降壓效果，推薦微乳液注入段塞參數(shù)為 0.2 PV（濃度2.0%）+1.3 PV（濃度0.5%）。

表8 不同段塞組合微乳液降壓效果評(píng)價(jià)

2.6 微乳液降壓機(jī)理實(shí)驗(yàn)結(jié)果

用地層水配制成濃度為 10.0%的微乳液，測試體系表面張力如表 9，其中實(shí)驗(yàn) 5為未添加微乳體系的地層水。實(shí)驗(yàn)表明，微乳體系能大幅降低地層水表面張力。

表9 微乳液表面張力

開展2組巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，注入微乳液體積5 PV，濃度為10.0%，分別測試微乳液降低注水壓力效果。其中，1號(hào)巖心飽和原油，而2號(hào)巖心只飽和地層水未飽和原油，具體結(jié)果如表10。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，1號(hào)巖心降壓率高達(dá)70.0%，而2號(hào)巖心二次水驅(qū)壓力反而有所上升。實(shí)驗(yàn)顯示：1號(hào)巖心飽和原油，微乳液主要通過降低油水界面張力、增溶原油降低含油飽和度，從而實(shí)現(xiàn)降低水驅(qū)壓力；2號(hào)巖心未飽和原油，微乳液通過降低注入水表面張力未能達(dá)到降低水驅(qū)壓力的目的。通過實(shí)驗(yàn)證實(shí)，微乳液降壓的主要機(jī)理為降低油水界面張力和增溶原油。

表10 微乳液降壓機(jī)理實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3 結(jié)論

（1）優(yōu)選的微乳體系能使油水界面張力達(dá)到10-2mN/m，每30 mL微乳液增溶原油可達(dá)到5～7 mL。

（2）微乳液主要通過降低油水界面張力、增溶原油降低含油飽和度，達(dá)到降低水驅(qū)壓力，提高驅(qū)油效果的目的。