L1 油藏微球+表面活性劑驅油技術研究與應用

楊金峰，辛 萌，楊飛濤，盧富強，高 浩，趙艷艷，張道法，李曼平

（1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018）

L1C8 油藏為三角洲前緣沉積體系控制下的低滲透巖性油藏，構造為西傾單斜背景之上由差異壓實作用形成的一系列幅度較小的鼻狀隆起。平均油層厚度10.5 m，孔隙度9.32%，空氣滲透率0.57 mD，區塊2007年投入開發，采用480 m×150 m 菱形反九點井網，2008-2011 年規模開發。L1 油藏東南部目前油井總數236口，開井211 口，日產液802 t，日產油389 t，綜合含水率42.6%，平均動液面1 886 m，動用含油面積28 km2，動用地質儲量1 402×104t，技術可采儲量277×104t。地質儲量采油速度1.05%，地質儲量采出程度14.2%。注水井總數81 口，開井78 口，日注水1 776 m3，平均單井日注水24 m3，累計注采比1.52[1-3]。

隨著開發時間延長，油藏水井剖面吸水形態逐步變差（吸水不均井占比44.9%），水驅動用程度低71.2%，油井見效后孔隙型見水井逐年增多（見水井占比23.2%），非水驅優勢方向油井供液變差，水驅矛盾逐步顯現，注水調控效果有限。2017 年以來通過聚合物微球調驅試驗14 井組，注聚后含水率由快速上升趨勢轉為穩定，控水穩油效果明顯，2021 年底含水率再次出現上升趨勢。通過動態檢測及室內分析認為，通過聚合物微球調堵優勢水驅通道，剩余油富集區逐步被開采，初期會呈現出較好的驅油、降水效果，但隨著開發周期的延長，物性較好的高滲帶儲層優先開采，物性較差的低滲帶儲層越難挖掘，因此本論文主要通過聚合物微球調驅后，研發一種表面活性劑，能有效提高油藏驅油效率，實現“堵+驅”改善水驅、提高驅油效率技術。

1 微球+表面活性劑機理及技術評價

1.1 技術機理

針對超低滲透裂縫性油藏水驅開發平面及剖面矛盾突出，采收率低的問題，利用聚合物微球堵優勢水驅通道，擴大波及體積，再利用表面活性劑降低界面張力、改變巖石潤濕性，利用高界面活性提高洗油效率，實現“堵+驅”高效提高采收率的技術。微觀驅替實驗表明，乳化調控表面活性劑能有效擴大波及體積；并聯巖心驅替表明，強洗油乳化調控表面活性劑驅，能有效啟動低滲巖心（圖1、圖2）。

圖1 表面活性劑驅油示意圖

圖2 驅油機理示意圖

1.2 技術評價

1.2.1 三種表面活性劑界面張力和乳化性能對比 分別對TS-1、BA 和AES 三種表面活性劑進行了界面張力和乳化性能測試，結果見圖3、圖4。在相同濃度條件下，表面活性劑TS-1 降低界面張力效果較好，界面張力值為7.69×10-3mN/m，但其乳化能力最差；表面活性劑BA 降低界面張力效果最好，界面張力值為2.40×10-4mN/m，其乳化能力中等；表面活性劑AES 降低界面張力效果相對較差，界面張力值為2.53×10-1mN/m，但其乳化能力最強。

圖3 不同表面活性劑的界面張力

圖4 不同表面活性劑的乳化性能

1.2.2 表面活性劑篩選 模擬L1C8 油藏條件，使用篩選出的三種表面活性劑體系，開展不同滲透率均質巖心物理模擬驅油實驗，評價表面活性劑降低界面張力能力、乳化能力對驅油效率的影響。驅油效率隨著注入表面活性劑體系的PV 數的增加而增加（圖5），其中BA 表面活性劑的驅油效率增幅最大，AES 表面活性劑次之，TS-1 表面活性劑的驅油效率增幅最低。在驅油過程中BA 表面活性劑的注入壓力略降，TS-1 表面活性劑的注入壓力下降了18%，這主要因為二者都能夠大幅度降低界面張力，導致毛管力減小。而AES 表面活性劑的注入壓力則隨著注入量大幅增加，驅油過程中的最大注入壓力比初始注入壓力增加了19%，這主要是因為AES 表面活性劑具有較強的乳化能力，乳化形成的乳液液滴能夠聚集在狹窄孔喉處產生賈敏效應，提高多孔介質中的滲流阻力，使得注入介質能夠進入更加微小的孔道中驅油，有效提高了波及系數和驅油效率。在超低滲透油藏中，表面活性劑的乳化能力比界面張力更重要。尤其是非均質性越強，則需要乳化性能越強的表面活性劑來進行就地調控。綜上考慮，優選AES 表面活性劑為性能最佳的表面活性劑。

圖5 驅油效率評價曲線

1.3 表面活性劑注入參數優選

分別配制了不同濃度的AES 表面活性劑溶液，測試其降低界面張力和乳化原油的能力。在0.2%的低濃度使用條件下，界面張力可以達到10-3mN/m 以下，達到超低界面張力水平（圖6）。

圖6 不同濃度條件下界面張力測試結果

不同濃度AES 表面活性劑乳化原油情況（圖7）。實驗結果表明，隨著濃度的增加，表面活性劑對原油的乳化能力增強，綜合考慮成本問題選擇0.2%為現場應用最佳的注入濃度。

圖7 不同濃度條件下納米生物驅油劑乳化能力測試對比

2 現場應用評價

2.1 選井原則

前期已在L1 油藏東南部開展聚合物微球驅試驗，效果統計表明L1C8 油藏適應性好，微球驅能有效改善水驅效果，水驅波及體積及采收率明顯提高，通過總結歸納出選井原則：前期開展過微球調驅，整體平面矛盾得到較好改善區；油藏與地面注水系統兼顧，低成本、易運行，集中注入；充分利用聚合物微球規模應用的技術成果及經驗，開展工藝參數設計。同時開展表面活性劑對比試驗；選取井網完善的面積注水區域為試驗區。

根據以上選井原則，通過單井組動態分析，本次在東南部孔隙型見水區提出微球+納米生物驅油注入14個井組，均衡平面水驅，促進油井見效。

2.2 施工參數設計

L1C8 油藏東南部計劃14 口注水井，日注水328 m3，設計濃度為0.2%，按公式Q=απr2hΦ 計算注入量，依據經驗設計驅油劑用量按1/6 井距（即50 m）處理半徑計算，設計注入量為0.4 PV，計算藥劑總用量約為84.2 t，各單井注入參數見表1。

表1 L1C8 油藏東南部表面活性劑注入參數

2.3 注入工藝

采用集成式撬裝化注入設備，含配套柱塞泵（功率2.2 kW·h，排量0～60.0 L/h）；配套地面管線、配電設備各1 套。將注入設備、配套設備與配水（閥組）間注水管線連接，按設計要求投加表面活性劑原液，該原液隨注入水經注水井原井管柱注入目標地層。

選擇在施工井對應的配水（閥組）間外適宜的位置，按工藝流程示意圖（圖8）安裝調試注入設備。要求設備試壓25.0 MPa，穩壓5 min，壓力不降，無刺漏即為合格。來水管線在正常注水條件下無刺漏方可施工。

圖8 表面活性劑驅工藝流程示意圖

2.4 施工效果

在L1C8 油藏開展試驗14 口，對應油井61 口，注入表面活性劑前，試驗井組實施聚合物微球調驅，注入粒徑50 nm，濃度0.1%，2022 年5 月起效果逐漸變差，油量由139 t 下降至113 t。2022 年9 月起開始注入AES 表面活性劑，15 口注入井壓力保持平穩，注入壓力上升風險小，日產油平穩，綜合含水率平穩，降遞減效果顯著。

3 結論

（1）本論文圍繞表面活性劑關鍵技術指標，開展界面張力、乳化性能、驅油效率等綜合評價，篩選出適合L1C8 油藏驅油表面活性劑，探索出姬塬油田超低滲透油藏“微球+表面活性劑”提高采收率工藝技術。

（2）微球+表面活性劑先堵后驅技術思路，通過PEG或聚合物微球堵優勢水驅通道，擴大波及體積；再利用表面活性劑通過降低界面張力、改變巖石潤濕性，改善驅油效率技術思路，實現“堵+驅”改善水驅、提高驅油效率技術，是未來姬塬油田超/特低滲透油藏穩產的方向。