高含水后期非均質油藏W/O型表面活性劑調驅實驗研究

蒲萬芬， 梅子來， 辛 軍

(1.西南石油大學油氣藏地質與開發工程國家重點實驗室， 成都 610500； 2.中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院， 成都 610051)

大港油田X油藏經過長期注水開發后，優勢通道發育明顯，目前油藏整體含水高達96.7%，油藏溫度為104 ℃，具有高溫、高含水及非均質性強的特點。常規化學驅三次采油技術在此類油藏應用效果不佳。主要原因在于，常規低界面張力表面活性劑驅在強非均質儲層中易發生竄流，而聚丙烯酰胺在高溫下會出現熱降解[1-3]。

近年來，越來越多的學者開始研究油水乳化對提高采收率帶來的積極作用。李世軍等[4]分析三元復合驅在大慶油田的礦場試驗結果發現，油水乳化效果好的區塊采出程度比未形成乳狀液的區塊高4%～5%。Li等[5]詳細研究了自乳化驅油技術進展及其在提高采收率中的應用效果，結果表明，表面活性劑在驅油過程中發生自乳化形成乳狀液后，乳狀液滴可在孔喉處聚集，形成賈敏效應，降低驅替液的流度。周亞洲等[6]通過巖心驅油實驗發現，強非均質性條件下，乳狀液驅油提高采收率幅度遠大于常規低界面張力表面活性劑驅油，乳狀液驅擴大波及效率的主要原因是大粒徑乳狀液形成的賈敏效應以及乳狀液自身的黏彈性驅油效應。目前中外學者對乳狀液的研究主要集中在乳狀液滴的賈敏效應和乳狀液夾帶、捕集原油方面，對乳狀液黏度的關注較少，更沒有詳細研究過乳狀液黏度的提高對驅替相流度、擴大波及體積的影響。為此，在大量學者對乳狀液驅油廣泛研究的基礎上加以改進，提出了W/O型表面活性劑增黏乳狀液調驅新方法。

針對大港油田X油藏特點，優選出耐高溫、低界面張力和乳化增黏的W/O型表面活性劑調驅體系HC-2，進行W/O型表面活性劑增黏乳狀液調驅實驗研究。首先對調驅體系HC-2的乳化增黏性能、降低界面張力性能以及長期穩定性進行評價，在此基礎上，開展均質及非均質條件下的調驅物理模擬實驗，分析W/O型表面活性劑調驅體系在高含水后期非均質油藏的調驅效果，以期為該技術的礦場應用提供借鑒[7-8]。

1 試驗部分

1.1 試驗材料與儀器

主要試驗材料：①實驗室自制W/O型表面活性劑體系HC-2(疏水鏈碳數在13～18的陰-非離子表面活性劑和陰離子表面活性劑復配，同時復加一定量的表面活性助劑)；②大港油田X油藏地層水，礦化度為25 571.53 mg/L；③大港油田X油藏原油，黏度為9.42 mPa·s(104 ℃)；④驅替試驗巖心為石英砂膠結而成的人造巖心(φ3.8 cm×8 cm)。

主要試驗儀器：TX500D旋轉滴超低界面張力儀、Brookfield DV-Ⅲ+Pro型黏度計、Leica光學顯微鏡、JJ-1B電動攪拌器、精密電子天平、DGM-Ⅲ型巖心驅替裝置、SHZ-DC(Ⅲ)真空泵、巖心夾持器等。

1.2 降低界面張力性能評價

采用油田地層水配制質量濃度為0.5 wt%的表面活性劑水溶液，在80 ℃、6 000 r/min條件下，使用TX500D旋轉滴超低界面張力儀測定其降低界面張力性能，隨后將其置于104 ℃恒溫烘箱中老化90 d，老化結束后取出再次測定其降低界面張力性能。測試結果圖1所示。

圖1 HC-2老化前后降低界面張力性能Fig.1 The ability of HC-2 to reduce the interfacial tension

根據實驗結果可知，W/O型表面活性劑HC-2老化90 d后的降低油水界面張力性能與初始狀態大致相似，油水界面張力均可被降至10-2mN/m數量級，界面活性基本未受影響，表現出了良好的長期穩定性。因此該體系在現場施工過程中可長期保持良好的界面活性，充分發揮低界面張力表面活性劑驅的洗油功能[9-11]。

1.3 乳化增黏性能評價

W/O型表面活性劑調驅過程中，乳狀液的性能主要與水油比及多孔介質中的剪切速率密切相關[9-11]。

1.3.1 水油比對乳化增黏性能的影響

試驗步驟：①將原油與質量濃度為0.5%HC-2的表面活性劑溶液按照不同水油比(2∶8、5∶5、7∶3、7.4∶2.6、8∶2)置于3口燒瓶中，在104 ℃下，使用JJ-1B電動攪拌器以500 r/min轉速攪拌40 min；②使用Brookfield DV-Ⅲ+Pro型黏度計在104 ℃條件下測量其黏度，并按照式(1)計算增黏率Z；③使用Leica光學顯微鏡觀察不同水油比下的乳狀液微觀形態；④將不同水油比形成的乳狀液放入104 ℃恒溫烘箱中，記錄不同時間乳狀液的析水量，并按照式(2)、式(3)分別計算其析水率Rw以及乳化穩定系數SI。

(1)

(2)

(3)

式中：Z為增黏率，%；μe為乳狀液黏度，mPa·s；μo為原油黏度，mPa·s；Vt為某一時刻乳狀液析水量，mL；Vw為乳狀液中水的總體積，mL；V(t)為析水量與時間的函數，mL·min；t為靜置析水時間，min。

1.3.2 剪切速率對乳化增黏性能的影響

在水油比5∶5條件下，測定不同剪切速率(100、300、500、700、900 r/min)對表面活性劑體系HC-2乳化增黏性能的影響，試驗步驟與1.3.1節大致相同。

1.4 單巖心驅油實驗

1.4.1 含水率對W/O型表面活性劑調驅效果的影響

試驗步驟：①將巖心烘干稱重，飽和地層水后再次稱重，測量巖心孔隙度及液測滲透率；②X油藏條件下，飽和地層原油；③水驅至不同含水率(75%、85%、95%、98%)后，注入0.5 PV W/O型表面活性劑HC-2，注入速度為0.3 mL/min；④后續水驅至巖心出口端不再出油。驅替過程中，記錄注入壓力、產油量及產水量參數變化情況。

1.4.2 注入速度對W/O型表面活性劑調驅效果的影響

試驗步驟：將1.4.1節中試驗步驟③改為水驅至巖心出口端含水率98%時，以不同的注入速度(0.1、0.3、0.5、0.7 mL/min)轉注0.5 PV W/O型表面活性劑。其他步驟不變。

1.5 并聯巖心驅油實驗

選取不同滲透率的巖心組合，進行并聯巖心驅油試驗，級差分別為2.1、3.8、5.7、7.5，試驗裝置圖如圖2所示。記錄驅替過程各階段高、低滲層的分流量。試驗注入速度為0.3 mL/min，水驅至含水率98%后，轉注0.5 PV W/O型表面活性劑HC-2。

2 試驗結果與分析

2.1 乳化性能

2.1.1 不同水油比下的乳狀液性能

配制不同水油比的乳狀液，并測定乳狀液的黏度、微觀形態及析水率，具體試驗結果如圖3、圖4及表1所示。由表1可知，HC-2體系增黏性能良好，在水油比小于7∶3時，乳狀液黏度隨著水油比的增加而增大，且均為W/O型乳狀液(圖3)，增黏率都在170%以上。結合析水率變化曲線(圖4)可知，水油比小于7∶3時，乳狀液穩定性也較好，放置210 min后，析水率仍然較低，且乳化穩定系數SI均大于66%，而在水油比大于7∶3時，乳狀液的析水量明顯增多。上述試驗結果表明，在水相體積占比小于70%時，表面活性劑HC-2可促使油水兩相乳化形成穩定的高黏度W/O型乳狀液，當水相體積占比大于70%時，油水兩相乳化不完全，但形成的部分乳狀液也具有較高的黏度。因此，W/O型表面活性劑HC-2可在X油藏不同含水率條件下，促使油水兩相乳化形成高黏度的W/O型乳狀液，提高驅替相的流度調控能力[12-13]。

2.1.2 不同剪切速率下的乳狀液性能

在水油比5∶5條件下，研究不同剪切速率下的乳狀液性能，測試結果如圖5、圖6及表2所示。根據試驗結果可知，不同的剪切速率下，油水兩相都發生了乳化，形成了高黏度的W/O型乳狀液，且隨著剪切速率的增大，乳狀液黏度和穩定性都隨之增大。但如果剪切速率過大，達到900 r/min時，此時乳狀液的增黏率為643%，乳化穩定系數SI高達79.30%，這種黏度過高的穩定乳狀液可能會提前在近井地帶形成，對表面活性劑的注入性產生不利影響。因此，在現場注入此W/O型表面活性劑時，建議首先對其施工排量進行優化，防止因排量過大，導致表面活性劑水溶液在近井地帶與原油乳化形成黏度過高的乳狀液，影響其深部調驅的效果[14]。

圖2 驅替試驗裝置Fig.2 Device of displacement experiment

圖3 不同水油比下乳狀液的微觀形態Fig.3 The microscopic image of emulsion under different water-oil ratio

圖4 不同水油比下乳狀液析水率變化Fig.4 Change of emulsion bleeding rate under different water-oil ratio

表1 不同水油比下的乳狀液性能

圖5 不同剪切速率下乳狀液的微觀形態Fig.5 The microscopic image of emulsion under different bleeding rate

圖6 不同剪切速率下乳狀液析水率變化Fig.6 Change of emulsion bleeding rate under different shear rates

表2 不同剪切速率下乳狀液性能

2.2 W/O型表面活性劑的調驅性能

2.2.1 含水率的影響

為進一步考察W/O型表面活性劑在高含水及高含水后期的調驅性能，開展單巖心驅油試驗。分別水驅至巖心出口端含水率75%、85%、95%、98%后，轉注0.5 PV W/O型表面活性劑HC-2，隨后后續水驅至采油極限。注入壓力與注入量的關系如圖7所示，驅油效果如表3所示。從圖7和表3可以看出，水驅至不同含水率(75%～98%)后，轉注0.5 PV W/O型表面活性劑HC-2后，驅替壓力和原油采收率均有大幅度的提高，采收率增幅均在23%以上，壓力提高倍數都大于5.4，乳狀液表現出良好的封堵性能，驅油效果良好。其中水驅至巖心出口端含水率98%時，轉注W/O型表面活性劑HC-2，注入壓力由0.055 MPa增大至0.35 MPa，壓力增加倍比高達6.36，明顯高于其他含水情形。從表3分析可知，水驅至含水98%時，巖心中剩余水油比接近于7∶3，結合不同水油比下的乳狀液性能(表1)可知，此水油比下W/O型乳狀液的黏度最高。試驗結果表明，大港油田X油藏含水率處于高含水及高含水后期時，將W/O型表面活性劑HC-2注入地層后，可形成高黏度的W/O型乳狀液驅替，擴大驅替相的波及體積，啟動水驅后殘余油。

表3 不同含水率下的HC-2體系驅油試驗結果

圖7 不同含水率下HC-2體系調驅壓力變化Fig.7 Change of injection pressure under different water cut

2.2.2 注入速度的影響

不同注入速度條件下乳狀液驅油的注入壓力與注入量關系如圖8所示，驅油效率如表4所示。試驗結果表明，隨著注入速度的增加，表面活性劑及后續水驅提高采收率增幅先增大后降低。注入速度對W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅油效率的影響主要體現在以下兩個方面：①注入速度過低時，剪切作用較弱，油水兩相乳化不充分，影響乳化增黏作用的發揮，注入壓力提高幅度較小，采收率降低；②原油的乳化需要一定的時間，注入速度過快時，表面活性劑驅油體系與巖心中原油的有效作用時間縮短，乳化驅油較難實現，乳狀液封堵巖心高滲區域效果不佳[15-17]。因此，實際油藏進行W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅油時，應選擇合適的注入速度，使W/O型表面活性劑水溶液與儲層原油之間的乳化效果最佳。對于大港油田X油藏，W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅油的最佳注入速度為0.3 mL/min。

圖8 不同注入速度HC-2體系調驅壓力變化Fig.8 Change of injection pressure under different displacing velocity

表4 不同注入速度HC-2體系驅油試驗結果

2.3 W/O型表面活性劑非均質調控能力

為評價W/O型表面活性劑HC-2的非均質調控能力，在不同滲透率級差下進行并聯巖心驅油實驗。驅替過程中，高、低滲層的產液分數變化曲線如圖9所示。①初始水驅階段。高滲層巖心的吸液量明顯高于低滲層，這與非均質油藏的注水過程高、低滲層吸水剖面相一致。②注入表面活性劑體系驅階段。高、低滲層巖心的產液分數變化不大，這是因為W/O型表面活性劑HC-2在此階段未能乳化原油，主要是依靠降低油水界面張力來剝離殘余油。③后續水驅階段。在滲透率級差小于5.7時，高滲層巖心產液分數明顯降低，低滲層吸液量增多，原因在于，表面活性劑驅過后，隨著可動油量的增多及油水乳化時間的增長，W/O型表面活性劑HC-2在此階段形成了W/O型乳狀液驅替，可有效地改善巖心非均質性；當滲透率級差繼續增大至7.5時，由于高滲巖心滲透率過高(362.7 mD)，乳狀液無法形成有效封堵，低滲層吸液量逐漸降低，直至產液分數降為0%，無法被啟動。此驅替過程表明，在滲透率級差小于7.5時，W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅具有良好的剖面改善能力，可有效改善地層的非均質性，增大驅替相的流度，擴大波及體積，提高原油采收率。

圖9 并聯巖心驅替過程中高低滲層分流率變化曲線Fig.9 Curves of fluid rate of high and low permeable cores

化學驅提高采收率的關鍵在于宏觀流度控制和微觀驅油效率。W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅油技術特點是從地面注入低黏度的W/O型表面活性劑水溶液，在油藏條件下啟動殘余油，促使油水兩相乳化形成高黏度的W/O型乳狀液，從而實現乳狀液均衡驅替。此化學調驅技術思路同時解決了擴大宏觀波及體積以及提高微觀驅油效率兩方面的問題，適用于高含水后期非均質油藏進一步提高原油采收率。

3 結論

(1)W/O型表面活性劑HC-2具有良好的長期穩定性。在104 ℃下老化90 d后，油水界面張力仍可被降低至10-2mN/m數量級。

(2)在水油比小于7∶3時，W/O型表面活性劑HC-2可促使油水兩相完全乳化形成穩定的高黏度W/O型乳狀液，具有良好的乳化增黏性和乳化穩定性。

(3)單巖心驅油試驗表明，在不同含水率下，注入W/O型表面活性劑HC-2，均可形成高黏度的W/O型乳狀液驅，驅油效果良好，提高原油采收率增幅大于23%；大港油田X油藏條件下，W/O型表面活性劑調驅體系的最佳注入速度為0.3 mL/min。

(4)并聯巖心驅油試驗結果表明，W/O型表面活性劑調驅體系HC-2具有良好的非均質性調控能力，在滲透率級差小于7.5時，可有效地增大驅替相黏度，擴大波及體積，改善高、低滲層的吸液剖面。對于高含水后期非均質油藏來說，W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅油是一種較好的化學調驅提高采收率技術。