稠油油藏常溫水驅自乳化效果評價
——以準噶爾盆地昌吉油田吉7井區為例

梁成鋼，趙坤，褚艷杰，魏慶婷，王煒龍，甄貴男，趙雪潔，秦嘉敏,張榮

1.中國石油新疆油田分公司吉慶油田作業區，新疆 吉木薩爾 831700 2.長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100

原油黏度是影響水驅效率的主要因素[1]，地層原油黏度大于50mPa·s的稠油多采用熱采方式開發：稠油油藏為淺層(100～600m)時采用注蒸汽開發，不下隔熱管[2]；中深層 (600～1600m)采用下隔熱管注蒸汽開發；深層 (>1600m)采用摻稀或化學降黏開發。國內部分深層稠油油藏水驅采收率低，后期轉熱采開發，成本高難以有效開采[3-5]，使得該類油藏的開發當前幾乎處于停滯的尷尬境地。

準噶爾盆地昌吉油田吉7井區是2011年探明的一個大型稠油油藏，儲集層為二疊系梧桐溝組(P3wt)砂巖，油層平均埋藏深度1680m，油藏溫度53℃，地層壓力17.1MPa，平均孔隙度19.5%，平均滲透率80.8mD，地層條件下平均原油黏度801mPa·s，地面50℃條件原油黏度3204mPa·s[4]。試采過程中發現，該區油水在地層條件下能實現混溶，形成乳化溶液。國內外油藏流體自乳化的相關研究鮮有報道[6-8]。吉7井區油藏原油具有自乳化特征，通過注地面常溫水，能夠在油藏中水驅前緣形成乳化液驅油。目前在吉7井區深層稠油油藏采用常溫注水開發已建成了52萬噸產能，預測采收率可達30.0%，取得了良好的開發效果。

1 原油自乳化機理分析

1.1 乳化能力和穩定性試驗

首先選取吉7井區主力區原油黏度為2110mPa· s的原油，配成10%～90%不同含水率9個樣品，各50mL，倒入攪拌器中以8000r/min的轉速攪拌1min，長期觀察。如圖1(a)當天照片所示，含水率60%以下乳化液與水不分層，水全部與原油乳化，呈乳化液形態存在；含水率60%以上乳化液與水之間部分分層，部分水呈游離態，部分水呈乳化液形態存在。放置7d后如圖1(b)所示,含水率50%以下乳化液與水之間不分層，水全部與原油乳化，呈乳化液形態存在；含水率50%以上乳化液與水之間部分分層，部分水呈游離態，部分水呈乳化液形態存在。對這些不同含水率下油水的乳化程度進行統計，結果表明，當含水率不高于60%時，油水均可完全乳化；當含水率在60%～80%時，乳化程度86%以上；而含水率達到90%時，乳化程度很低，只有36%。隨著含水率的增加，乳化液析水率增加，穩定性變弱。總的來說，含水率40%以下的乳化液穩定性較好，含水率70%以上形成的乳化液穩定性很差。這是因為隨著含水率的增加，油相中的乳化液液滴(水相)越來越多，液滴分散密集，很容易碰撞聚并，沉降析出，導致乳化液穩定性下降。

圖1 吉7井區不同含水率原油乳化液圖片Fig.1 Photos of crude oil emulsion with different water content in Well Block Ji 7

此外，從吉7井區不同原油流體中選取黏度不同的5組樣品，其中原油樣品的含水率從3.0%～94.9%不等，地面50℃時的原油黏度從143～8092mPa· s不等，配成含水率40%的乳化液。倒入攪拌器中以8000r/min的轉速攪拌1min，長期觀察。如圖2所示，放置7d后乳化液與水之間不分層，水全部與原油乳化，呈乳化液形態存在，乳化程度100%。隨著原油黏度的增加，形成乳化液析水率降低，乳化液穩定性增強。這是因為原油作為外相，其黏度的增大將減小液滴的擴散系數，導致碰撞頻率與聚結速率降低，液滴的布朗運動也受到阻礙，減少了液滴間的碰撞頻率和聚結速度，易形成穩定的乳化液。

圖2 吉7井區不同原油黏度原油乳化液第7天照片 Fig.2 Photo of crude oil emulsion with different cruid oil viscosities in Well Block Ji 7 on the 7th day

1.2 乳化液特性

1)“微乳液”W/O特征。若2種或2種以上互不相溶液體經混合乳化后，分散液滴的直徑在5～100nm之間，則該體系稱為微乳液。為了研究該乳化體系的微觀結構及穩定性，采用200倍電子顯微鏡將火燒山油區添加乳化劑形成的乳化液樣品與吉7井區原油自乳化液進行對比觀測，結果如圖3所示。從圖3(a)火燒山油田乳化液可以明顯看到水相顆粒，而圖3(b)吉7井區原油乳化液看不到水相顆粒，吉7井區原油乳化液應為“微乳液”，且穩定性強。

圖3 火燒山油田與吉7井區含水原油鏡下對比圖Fig.3 Microscopic comparison of water-bearing crude oil between Huoshaoshan Oilfield and Well Block Ji 7

吉7井區流體形成的乳化液呈亞微米級結構。隨著含水率的增加，乳化液滴尺寸增加，分布范圍更廣。由于顯微鏡放大倍數的限制，沒有觀察到含水率10%下形成的乳化液液滴。對獲取的顯微圖片進行粒徑統計表明，隨著含水率從20%增加至90%，乳化液液滴主要分布范圍從1～5μm擴大至1～15μm，平均粒徑從2.60μm增加至6.43μm。吉7井區不同含水率情況下乳化液液滴粒徑分布見圖4。

圖4 吉7井區不同含水率情況下乳化液液滴粒徑分布Fig.4 Particle size distribution of emulsion droplet under different moisture content in Well Block Ji 7

2)“高黏度”特征。W/O乳化液黏度高于原油，由于其外相恰好是油相，驅油時外相可以與被驅替的油相混合成連續相而一起運移，由此大大控制了指進和舌進程度，用作驅替液時，近似于活塞驅替，從而提高水驅油微觀驅油效率。

對吉7井區5口油井中原油黏度及形成乳化液的黏度進行測定，測定結果表明乳化液黏度是原油黏度的2.55～3.71倍，并且隨著原油黏度的增加，乳化液黏度增加倍數呈下降趨勢。為了進一步研究乳化液黏度的變化規律，選取了J3426井油樣配制了含水率為10%～90%條件下的W/O乳化液，測定乳化液黏度變化情況。

圖5是J3426井乳化液黏度與含水率實驗數據。測定結果顯示，隨著乳化液含水率的增加，乳化液黏度與不含水原油黏度之比增大。當含水率為70%時，乳化液黏度為5123mPa·s，與初始原油黏度相比增加了近5倍。這是因為含水率越高，更多的水相分散在油相中，乳化液滴越密集，液滴之前的摩擦力使得乳化液黏度增大。而當含水率大于70%后，油水并未完全乳化，含水率80%、90%時形成乳化液的實際含水率分別為68.8%、32.4%，所以黏度相對有所下降。在油井開采的全生命周期里均形成W/O乳化液，這種“高黏度”特征實現了類似活塞驅替模式，對油藏的水驅油提高微觀驅油效率起到了極為關鍵的作用。

1.3 高驅油效率特征

為了進一步研究這種乳化液提高微觀驅油效率程度，開展了吉7井區水驅油室內試驗，初始驅油效率為39.4%～44.4%[4]，同時選用吉7井區J6088井、J1364井的2口井油樣進行乳化后的驅替對比試驗，試驗基本數據及驅替試驗結果見表1。在溫度50℃進行黏度測定試驗，模擬地層溫度條件用同井乳化液在填砂筒內進行驅替試驗，2組樣品乳化液驅油效率分別達到83.8%和93.2%。究其原因，乳化液驅替過程含油飽和度的變化比較均勻，驅替結束后，填砂管內整體含油飽和度較低，而水驅后管內部分區域飽和度較高，變化不均勻。這充分體現出乳化液良好的流度控制能力，類似于“活塞”驅替，使得乳化液驅油效率較高。

1.4 自乳化成因

理論上, 油相和水相在沒有表面活性物質的作用下是不會發生乳化作用的[5-9], 但吉7井區的上述原油相關測定試驗表明,這些原油與水相均發生了乳化作用，而且乳化的穩定性還非常強。研究表明[10-16]，占原油質量 37.56%的膠質(如表2所示)是天然的油水乳化劑，它們吸附于界面形成一層固態膜，使乳化液不易破乳，致使原油與水能夠發生乳化，詳盡原因需要進一步研究。

2 自乳化驅油機理

俞啟泰[3]繪制了不同黏度原油通過常溫水驅開采后含水率隨可采儲量采出程度的變化特征圖版。由該圖版可知：原油黏度越大，含水率曲線形態的凸形越強；當原油黏度達到120mPa·s時，含水率曲線形態的凸形最強。因此，120mPa·s的原油黏度也被業界認為是采用常溫水驅的最高黏度，高于這個黏度，采用常溫注水開發將難以取得好的效果。從上節對吉7井區乳化液微觀結構和黏度變化的研究均可以看出，吉7稠油在含水率高達90%時仍然為W/O型乳化液，沒有發生相轉變，與其他油田原油類比發現，大慶高含蠟原油、勝利稠油和渤海稠油在含水率60%及以下均發生了相轉變，相變點高也是吉7稠油水驅開發效率高于普通稠油的關鍵原因之一，即高相變點乳化液的形成使水驅可以保持穩定的排驅前緣，不發生竄流。

吉7井區原油注水早期形成了乳化液，在水驅前緣就會形成乳化原油高黏度帶，它的作用一是提高驅油效率，二是由于高黏度帶阻力高，注入水就會向相對低滲儲層流動，形成新的乳化原油帶，乳化產生后，形成“水-乳化液-油”三段式驅替條帶，從而起到擴大波及體積的作用。

3 自乳化驅油現場應用

2011年，在吉7井區吉008試驗區中深層稠油油藏開展常溫注水開發試驗，該油藏平均埋深1612m，油層厚度13.6m，地層條件下原油黏度463mPa·s，地質儲量61.91×104t，單井控制儲量5.16×104t，試驗區采用150m井距反七點井網同步注水開發，部署采油井12口，注水井7口。經過6年多的常溫注水開發，吉008試驗區取得了良好的開發效果。如圖6(a)所示，注水開發初期含水率快速上升，第11個月達到45%，之后含水率保持穩定，2017年4月含水率42%，穩定時間已達58個月。截至2020年3月，該井區水驅油特征曲線呈凹型，隨著采出程度的增加，含水率基本保持不變，在圖6(b)上呈現為一條接近水平的直線，主要在中-低含水階段產出。

圖6 吉008注水試驗區開采指標關系曲線Fig.6 Relationship curve of mining index in Ji 008 water injection test area

在吉008試驗區稠油常溫注水開發成功的基礎上，對吉7井區其他稠油油藏進一步開展了推廣應用，先后在10個區塊，完鉆油水井618口，建產能52.73×104t，每個區塊均表現出含水率先快速上升，后基本穩定，注水見效后遞減率小，預測采收率高等特點，完全不同于高黏度稠油水驅采出程度與含水率的超凸形曲線特征，究其原因是該稠油油藏注水開發形成自乳化液提高微觀驅油效率。

4 結論

1)準噶爾盆地昌吉油田的吉7井區稠油膠質含量高，在常溫注水過程中發生了自乳化現象，形成的微乳化液具有黏度高、穩定性好、驅油效率高，乳化時間早等優點，形成了稠油常溫自乳化水驅的物質基礎。

2)依靠稠油常溫自乳化水驅，在吉7井區建成了52萬噸的稠油開采試驗區，預測采收率可達到30.0%；通過試驗區6年多的平穩運行，充分證實了稠油常溫自乳化水驅的可靠性。

3)稠油油藏注常溫水自乳化提高微觀驅油效率，突破了常溫注水開發的原油黏度界限，為同類油品水驅自乳化液開發提供了新的技術思路。