紅河油田特低滲油藏微乳降壓增注效果評價

蘭 晉，鄧學峰，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研究院，河南鄭州 450006；3．長江大學，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，地層原始壓力21.5 MPa，壓力系數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，為小孔微細喉配置。

紅河油田長9油藏共有注采井組15個，注水開發總體上受效井達 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%的受效井動態響應較弱，日增油或日增水比例低于30%。分別統計受效增油井和受效增液井兩類主要受效井的儲層物性與注水參數，結果如表1和表2所示。

統計結果顯示，注水受效增油井組儲層物性優于受效增液井組，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油最小壓差明顯小于受效增液井組的值。表明隨儲層物性變差，注水驅油所需壓差增加，驅替效果變差。

表1 兩類注水受效井平均儲層物性

表2 兩類注水受效井注水參數

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]，能有效降低水驅阻力，從而達到降低驅替壓差的目的。本文針對紅河油田長9油藏基質孔隙因物性差導致水驅壓力高，驅油難度大的問題，結合相應的儲層工程地質特征，開展注水井降壓增注技術攻關，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]，從而實現降低原油驅替壓差，提高驅油效果的目的。

1 實驗材料與方法

1.1 實驗儀器

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

1.2 實驗材料

實驗油樣為紅河油田長9油藏脫氣、脫水原油，溫度65 ℃時黏度為3.32 mPa·s。

實驗水樣為紅河油田長9油藏地層產出水，具體參數見表3。

表3 長9油藏地層水參數

參與評價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、油相和鹽均為工業品。

1.3 實驗方法

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 降壓效果評價

采用紅河油田長9油藏巖心開展微乳體系降壓效果評價實驗，實驗溫度65 ℃、圍壓5 MPa、驅替速度0.05 mL/min，巖心出口端壓力為大氣壓。實驗過程如下：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，用地層水正向驅替巖心至壓力穩定，記錄進出口壓差，稱量濕重并計算巖心的孔隙體積，通過達西公式計算水相滲透率；③原油反向驅替巖心直到出口端無地層水流出，繼續用原油驅替5 PV，關閉平流泵，靜置24 h；④地層水正向驅替飽和油的巖心至巖心進口端壓力穩定，記錄水驅過程中巖心進口端壓力值，最終穩定壓力值即為P1；⑤用地層水配置不同濃度的微乳液，并按實驗設計正向驅替不同體積或段塞組合的微乳液進入巖心，關閉平流泵，靜置48 h；⑥地層水正向驅替巖心至巖心進口端壓力穩定，記錄水驅過程中巖心進口端壓力值，最終穩定壓力值即為P2。

降壓率計算公式為：

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

2 結果與討論

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，具體結果如表4。實驗表明，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，測試增溶原油結果如表5。實驗表明，微乳體系增溶原油能力穩定，平均增溶量5.67 mL/30 mL。

表5 微乳液增溶原油測試結果

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壓力效果，具體實驗結果如表 6。實驗結果表明，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%的微乳液時仍能降壓25.9%，可以滿足生產要求。

表6 不同濃度微乳液降壓效果評價

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，測試降低巖心水驅壓力效果如表7。實驗結果表明，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時仍能降壓24.7%，可以滿足生產要求。

表7 不同注入體積微乳液降壓效果評價

2.5 不同段塞組合微乳液降壓效果

為進一步優化微乳液用量，開展微乳液注入段塞優化，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，測試降低巖心水驅壓力效果如表 8。通過實驗評價，綜合考慮降壓效果和使用成本，同時對比單段塞時降壓效果，推薦微乳液注入段塞參數為 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價

2.6 微乳液降壓機理實驗結果

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，其中實驗 5為未添加微乳體系的地層水。實驗表明，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組巖心驅替實驗，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號巖心飽和原油，而2號巖心只飽和地層水未飽和原油，具體結果如表10。

實驗結果表明，1號巖心降壓率高達70.0%，而2號巖心二次水驅壓力反而有所上升。實驗顯示：1號巖心飽和原油，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，從而實現降低水驅壓力；2號巖心未飽和原油，微乳液通過降低注入水表面張力未能達到降低水驅壓力的目的。通過實驗證實，微乳液降壓的主要機理為降低油水界面張力和增溶原油。

表10 微乳液降壓機理實驗結果

3 結論

（1）優選的微乳體系能使油水界面張力達到10-2mN/m，每30 mL微乳液增溶原油可達到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，達到降低水驅壓力，提高驅油效果的目的。