表活劑對提高綏靖油田采收率可行性研究

高攀鋒 王雪蓮 張波 閆忠 賀毓國

中國石油長慶油田分公司第四采油廠 寧夏 銀川 750006

綏靖油田某長6油藏是典型低滲透油藏，由于其滲透率很低，油氣水賴以流動的通道很細微，滲流阻力很大，地層流體的滲流明顯具有非達西滲流的特性，具體表現就是具有啟動壓力梯度[1]，在注水開發中，達不到理想效果。本文結合該區儲層特征，開展滲流規律研究，對水驅和表活劑驅進行室內巖心評價，有效指導該油藏開發。

1 長6 儲層特征及開發難題

1.1 儲層特征

綏靖油田某區長6 油層平均有效厚度為15.1m，平均孔隙度為12.46%，平均空氣滲透率為0.77mD。滲透率總體上近似地服從對數正態分布，中值為0.68mD。滲透率變異系數為0.69，非均質系數22.0，級差127.0。砂巖碎屑物以細砂級為主（86%），另外含有少量的中砂。儲層儲集空間以粒間孔為主，濁沸石等溶孔為次。整體而言，儲層低滲且非均質性強。

1.2 主要開發難題

該長6油藏2002年采用550mx140菱形反九點面積井網開發，在建產過程中，隨著對儲層特征認識，井排距由140m調整為120m；油水井注采比為3∶1，注水方式采用超前注水。目前依然面臨以下開發難題：

采油速度低，采出程度低。該區初期單井產量高（3.6～5.5t/d）、開發期單產低（0.9～1.2t/d），采油速度長期處于0.4%～0.5%（同類油藏為0.8%左右），開發20年后，采出程度不到10%。

一次井網提高采收率難度大。該區最小壓力啟動梯度（0.0651MPa/m）和壓力啟動梯度（0.5786MPa/m）較大，目前井網排距偏大，驅替系統難建立，側向井不易見效，且見效井效果不理想，是導致提高一次井網采收率難度大主要原因之一。

2 水驅和表活劑驅影響因素及效果評價

本文以該區25塊長6儲層巖心為研究對象，對水驅和表活劑驅的影響因素進行室內分析，并對表活劑驅可行性進行評價。實驗所采用的實驗用水為該油藏注入水，實驗用油為該油藏所產原油配制。

2.1 水驅油影響因素分析

根據水驅油實驗成果統計，長6儲層無水期驅油效率20.92%，含水35%時的驅油效率22.64%（注入倍數1.09pv），含水95%時為41.06%（注入倍數2.57pv），含水98%時為44.72%（注入倍數4.174pv），最終驅油效率50.14%（注入倍數17.2pv）。通常非均質性、裂縫對巖心驅油效率影響很大。

2.1.1 應力影響

油田開發中，地層壓力逐漸下降，受圍巖影響，作用在巖石顆粒上的有效應力增加，導致巖石形變，使得巖石物性參數減小，從而影響到油藏流體的流動動態及油井產能，給高效、合理開發帶來困難。地層壓力變化對巖石造成的傷害具有不可恢復性，屬于應力敏感性影響。應力敏感性傷害程度主要與儲層巖石成分、膠結類型有關。該區長6儲層剛性碎屑組分較少，碎屑顆粒多為線狀接觸，膠結類型以接觸膠結為主，儲層物性差，應力敏感性較強。若該區地層壓力下降，小于原始地層壓力，會導致儲層最低啟動壓力梯度增大。

2.1.2 驅替速度影響

實驗數據表明：以最低流速為基準（折算注水量4.4m3/d），折算注入水量分別為8.7m3/d，17.5m3/d，26.2m3/d，34.9m3/d，最終水驅油效率為43.7%，45.6%，46.8%，47.7%，分別提高了3%，1.9%，1.2%，0.9%?？梢钥闯?，驅替速度對驅油效率有一定的影響，但當注入水一旦在巖心中形成相對穩定的滲流通道后，驅替速度的提高對驅油效率的影響將明顯減弱，此時如不采取其他措施和改變相應的注入條件，注入速度的提高只能加速滲流速度，而對提高驅油效率的作用不大。該數據也表明水驅期間礦場注水量17～26m3/d較好。

2.1.3 注入量影響

從本次實驗水驅油過程來看，注入倍數對驅油效率的影響主要在1～2pv時。注入倍數在1pv時，驅油效率平均為18.9%，含水32.56%；2pv時，驅油效率為35.38%，含水93.76%；3pv時，驅油效率為39.98%，含水95.44%。注入倍數在1～2pv時，驅油效率增量比較明顯。因為，此時水的滲流通道還沒有完全穩定下來，水驅波及體積在增大，當通道貫通了前后引槽，注水量增加對驅油效率的影響減弱，此時注入壓力的提高只會增加水的進入，造成浪費現象，在收益上是很少的。因此，礦場開發在水驅注入達到2pv前，應及時采取措施，改變驅替介質。

2.2 水驅與表活劑驅效果對比

2.2.1 微觀對比

通過微觀實驗觀察，單一水驅過后賈敏效應下形成的體系阻力較大，因此不利于捕集，并且水線突破時間較早，突破后壓力迅速下降，沿通道竄進，波及系數較低（見圖1）。單一表活劑注入模型后，形成油外相體系，利于形成油帶從而起到液流轉向的作用，提高波及系數（見圖2）。先水驅后注入表活劑，水驅之后，表活劑可以驅替出盲端內部分或全部殘余油，且界面張力越低驅出的殘余油量越大（見圖3）。

圖1 水驅后效果圖

圖2 表活劑驅后效果圖

圖3 先水驅后表活劑驅效果對比圖

2.2.2 相滲曲線變化

表活劑驅與注入水驅相比：界面張力降低，兩相流動范圍變寬，殘余油飽和度降低，而且油、水的相對滲透率都上升。因此，注入超低界面張力表活劑水溶液，可有效提高注入井的注水能力。實驗中，劑驅等滲點平均增大3.25%；殘余油飽和度平均降低8.97%。

2.2.3 驅油效率對比

根據實驗結果統計，單一表活劑驅替時，儲層無水期驅油效率20.92%，含水35%時的驅油效率22.64%（注入倍數1.09pv），含水95%時的驅油效率41.06%（注入倍數2.57pv），含水98%時的驅油效率44.72%（注入倍數4.174pv）；在相同注入量下（17.2pv）水驅最終驅油效率50.14%，表活劑驅為61.08%，提高了10.94%。因采收率和驅油效率相關，因此，表活劑可以提高采收率。

2.2.4 啟動壓力梯度對比

表活劑水能改變巖石的潤濕性，使巖心向親水方向轉移，能夠有效降低特低滲透油田的注水壓力，提高注入能力。室內實驗證明：表活劑驅分別能將平均最小啟動壓力梯度及平均啟動壓力梯度降低27.8%和31.5%。

綜上所述，和水驅相比，表活劑在該區能改善開發效果、提高采收率具有可行性。

2.3 表活劑驅影響因素及效果評價

2.3.1 濃度

當注入量為0.5pv時，隨著表活劑濃度增加，巖心原油驅油效率提高值增加，濃度為200×10-6時達到最大；隨著表活劑濃度繼續增加，驅油效率提高值下降。因此，選擇活性水濃度為200×10-6較為合理（見圖4）。

圖4 注入濃度與增量曲線圖

2.3.2 注入量

隨著表活劑注入量增加，驅油效率的增量逐漸增加，當注入量達到0.5pv時，驅油效率增量達到最大，此后，隨著表活劑注入量的增加，驅油效率的增量逐漸減小。因此，活性水注入量為0.5pv，驅油效果較為合理（見圖5）。

圖5 注入量與增量曲線圖

2.3.3 注入時機

實驗數據表明，含水率小于30%，注入活性水濃度為200×10-6時，驅油效率提高幅度最高為13.5%；隨著持續注入，含水30%～70%時，驅油效率提高幅度基本不變；含水70%以后，注入活性水，驅油效率提高幅度明顯降低。因此，從開發技術角度看，在該油藏含水達70%前，適合開展表活劑驅。

3 結論

1）通過該儲層水驅影響因素分析，隨著驅替速度的增大，其對驅油效率的影響逐漸減小，因此，礦場單井注水量17～26m3/d為宜。

2）表活劑驅對提高該區采收率具有可行性。表活劑水能改變巖石的潤濕性，使巖心向親水方向轉移；能擴大油、水兩相共滲區范圍，等滲點平均增大3.25%；能將平均最小啟動壓力梯度及平均啟動壓力梯度降低30.1%和24.7%；最終驅油效率提高10.94%。

3）初步實驗表明：該區表活劑注入濃度為200×10-6、注入量為0.5pv、注入時機選在含水70%之前效果較好。