黎剛（中石化西北油田分公司生產(chǎn)運行處，新疆 烏魯木齊 830011）

楊祖國，秦飛，歐陽冬，王永康（中石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011）

塔河油田稠油主要分布在油田西北部的灰?guī)r儲層中，受埋藏深（5400m以下）、溫度高（120～140℃）、地層水礦化度高（20×104mg／L左右）、黏度大（地面50℃時為1500～1800000mPa·s）等影響，開采的難度較大，目前主要采用摻稀生產(chǎn)［1，2］。由于稀油資源的日益緊張，單純摻稀的壓力逐漸增大，油田考慮通過表面活性劑驅(qū)復合摻稀提高稠油采收率。表面活性劑（代號TH－1）的耐溫耐鹽性好，能改變巖石潤濕性，疏通受污染通道，前期成功用于塔河油田灰?guī)r油藏堵水調(diào)剖，故可直接用于表面活性劑驅(qū)?；?guī)r儲層局部欠發(fā)育或膠結(jié)疏松，加之長期受高溫、高壓、高鹽稠油油流的沖刷，其物化性質(zhì)和內(nèi)部結(jié)構會有一定改變，最終必然影響稠油滲流［3］，因此表面活性劑驅(qū)在考慮效果的基礎上，還必須考慮儲層保護［4］。鑒于此，有必要采取一定的試驗手段，評價表面活性劑的洗油性能和作用極限，同時探討其對儲層的影響，為表面活性劑驅(qū)在塔河油田稠油的開發(fā)嘗試提供理論與技術支撐。

1 試驗

1.1 試驗藥品及裝置

1.1.1 試驗藥品

1）油水樣 試驗所用油樣主要為塔河油田的外輸稠油和外輸稀油，同一溫度下黏度基本不隨剪切速率變化，所用地層水主要為高礦化度的西達里亞地層水，相關參數(shù)及組成分析見表1。

表1 油水樣參數(shù)及組成分析

2）表面活性劑TH－1 試驗所用表面活性劑溶液采用地層水配制，TH－1質(zhì)量分數(shù)為0.3%，將其置于120℃的烘箱中老化72h以上。通過鉑金掛片法測量，表面張力29.27mN／m（純地層水為69.56mN／m），界面張力為2.78mN／m（地層水和煤油的界面張力測定值為34.36mN／m）。在甲基硅油處理后的載玻片上測蒸餾水潤濕角θ，TH－1處理前顯示為油濕（θ＝115°），處理后顯示為水濕（θ＝72°）。相關試驗證實其對膨潤土的防膨率（體積比）在20%～50%。分析這些數(shù)據(jù)可以看出，表面活性劑能有效降低油水界面張力，改變儲層的潤濕性，而且能有效防止黏土礦物因水敏膨脹造成的孔喉堵塞。

1.1.2 試驗裝置

試驗裝置依次為稠油驅(qū)替裝置（圖 1）、BROOKFIELD 黏度 計、攪拌棒、電子天平、量筒、燒杯、溫度計。其中烘箱恒溫90℃，填砂段長30cm，截面直徑3.8cm，孔隙體積127cm3。填砂管中為3份30～40目灰?guī)r巖屑與7份40目以下灰?guī)r巖屑的混合物。據(jù)相關標準，單個驅(qū)替過程以10min之內(nèi)無原油驅(qū)出為結(jié)束標志。

1.2 試驗過程

1）將外輸稠油和稀油混配成90℃下黏度為20、50、100、200 mPa·s左右的稠油，受試驗儀器的影響，實際混配黏度分別為16、52、110、210mPa·s。

2）分別以0.3～2.0mL／min的速度反向注入黏度為20mPa·s的混合油，流動平穩(wěn)后（初定2PV，視實際情況調(diào)整注入體積），記錄相應流速、進口壓力，根據(jù)注前、注后溶液罐質(zhì)量來計算填砂管內(nèi)的油量。

3）以2mL／min的速度正向注入地層水2PV驅(qū)替原油，記錄壓力、時間、流出液量和油量，直至無原油產(chǎn)出后，計算地層水驅(qū)替效率。

4）以2mL／min的速度正向注入老化后的質(zhì)量分數(shù)0.3%的表面活性劑地層水溶液2PV，待無原油產(chǎn)出后，記錄被驅(qū)替的原油量，計算驅(qū)替效率。

5）以2mL／min的速度正向注入地層水溶液2PV，待壓力穩(wěn)定后，記錄壓力、時間、流出液量、油量，直至無原油產(chǎn)出后，計算地層水驅(qū)替效率。

6）重復步驟2）～5），完成其他稠油油樣的試驗。

圖1 稠油驅(qū)替試驗裝置

2 試驗結(jié)果及分析

2.1 不同階段的驅(qū)替情況分析

試驗主要分為4個階段：飽和稠油階段、初期水驅(qū)階段、表面活性劑驅(qū)替階段、后續(xù)水驅(qū)階段，如圖2所示。所設計的試驗是一個累計注入倍數(shù)不斷增大，但驅(qū)替壓力梯度不斷降低的過程。

1）飽和稠油階段 飽和稠油階段實際上是一個油驅(qū)水過程。通過稠油反注，充分飽和稠油，建立束縛水飽和度。計量各稠油的飽和體積分別為60、70、68、62mL，所對應的原始含油飽和度分別為47.24%、55.12%、53.54%、48.82%?？梢?，隨著原油黏度的增加，初始含油飽和度先增加后降低。稠油黏度過低，注入過程存在油竄，油流沿著優(yōu)勢通道竄流，導致含油飽和度低。原油黏度過高，黏滯阻力增大，注入性大大降低，飽和能力也急劇下降（圖2（a））。

2）初期水驅(qū)階段 在恒定排量的情況下，原油黏度較小，驅(qū)替壓力梯度變化不大；而原油黏度大，驅(qū)替壓力梯度隨著注入體積的增大呈現(xiàn)單峰－多峰特點（圖2（b））。在水驅(qū)的過程中，由于黏滯力、摩擦力、剪切力［5］等作用，稠油在局部中－小孔道中容易產(chǎn)生堆積、滯留和阻塞。當水驅(qū)前緣沒有突破稠油阻塞區(qū)域時，驅(qū)替壓力隨著注入體積增加而急劇增加，達到一個壓力峰值；當水驅(qū)前緣突破稠油阻塞區(qū)域后，驅(qū)替壓力又開始急劇下降，后趨于變緩［6］。在稠油驅(qū)替過程中，由于稠油自身流動性差，加之其與儲層之間相互作用，稠油驅(qū)替變得異常復雜。而且稠油在開采的過程中，對儲層的破壞作用要比稀油大得多，同時也加劇了儲層的非均質(zhì)性，給稠油后期挖潛帶來了極大困難。

3）表面活性劑驅(qū)階段 在與初期水驅(qū)相同排量的情況下，表面活性劑驅(qū)的驅(qū)替壓力梯度相對前2個階段明顯減小，表明表面活性劑確實能在一定程度上降低儲層對流體的牽制作用，使油流變得連續(xù)。該階段驅(qū)替壓力梯度沒有出現(xiàn)異常峰值，而是呈先減小后穩(wěn)定（1.5MPa／m左右）的趨勢（圖2（c））。這可能說明一個跟水驅(qū)相同的道理，即表面活性劑溶液前緣突破儲層之后，后續(xù)表面活性劑溶液便不再發(fā)揮作用，也就是表面活性劑驅(qū)達到了極限。因此表面活性劑驅(qū)需要控速以保證足夠的有效時間。

4）后續(xù)水驅(qū)階段 由于前期表面活性劑的作用，后續(xù)水驅(qū)的水驅(qū)規(guī)律基本與表面活性劑驅(qū)相同。從驅(qū)替壓力梯度的數(shù)值和變化趨勢來看，后續(xù)水驅(qū)和表面活性劑驅(qū)有很好的銜接性，而且驅(qū)替壓力梯度繼續(xù)減小的趨勢已不明顯。這可能說明表面活性劑驅(qū)已形成水竄通道，雖然驅(qū)替壓力梯度減小，但含水可能會快速上升［7］，并且原油黏度越大，這種水竄在驅(qū)替壓力上的反映越明顯（圖2（d））。表面活性劑驅(qū)水竄通道的形成，又繼續(xù)影響到后續(xù)水驅(qū)，相對表面活性劑而言，注入水有更好的注入性和流動性，驅(qū)替壓力略有減小，但對儲層的破壞程度也大大減弱。

圖2 不同黏度稠油情況下驅(qū)替壓力梯度與累計注入體積的關系

2.2 不同黏度稠油的指標分析

2.2.1 啟動壓力梯度

諸多研究已經(jīng)表明，稠油在多孔介質(zhì)中的滲流存在一個初始啟動壓力梯度，在低于啟動壓力梯度的情況下基本不發(fā)生滲流［8，9］，即使在較高滲透率條件下的滲流也表現(xiàn)出偏離達西定律的現(xiàn)象［10］，因此并不符合常規(guī)的達西定律。從單一水驅(qū)來看，驅(qū)替壓力梯度曲線出現(xiàn)單峰－多峰現(xiàn)象，說明稠油在流動中可能還存在多個啟動壓力梯度，多個啟動壓力梯度的存在，使稠油的流動更加不連續(xù)。從多級驅(qū)替來看，由于儲層性質(zhì)的改變，稠油流動的啟動壓力梯度也會發(fā)生變化（圖3）。在儲層條件不變的情況下，隨著黏度的增大，稠油流動所受的阻力明顯增強，啟動壓力梯度也明顯增大。而在相同原油黏度下，從初期水驅(qū)到表面活性劑驅(qū)乃至后續(xù)水驅(qū)，啟動壓力梯度不斷下降，這說明表面活性劑確實有助于多孔介質(zhì)滲透性的改善。

2.2.2 穩(wěn)定驅(qū)替壓力梯度

在驅(qū)替過程中，待壓力穩(wěn)定后，探討穩(wěn)定驅(qū)替壓力梯度與原油黏度的關系如圖4?？梢娖渥兓厔菖c啟動壓力梯度基本相同，隨著原油黏度的增加，穩(wěn)定驅(qū)替壓力逐漸增加。在90℃原油黏度16～210mPa·s的區(qū)間范圍內(nèi)，穩(wěn)定驅(qū)替壓力p與原油黏度μ呈較好的指數(shù)關系，初期水驅(qū)擬合關系為p ＝0.0795e0.0164μ（R2＝0.9697），后續(xù)水驅(qū)擬合關系為p＝0.049e0.014μ（R2＝0.9928）。表面活性劑驅(qū)后，穩(wěn)定驅(qū)替壓力梯度進一步減小，而且表面活性劑驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)的穩(wěn)定驅(qū)替壓力梯度基本相同，這說明表面活性劑驅(qū)已經(jīng)形成了優(yōu)勢的水流通道，后續(xù)水驅(qū)基本上是沿著表面活性劑驅(qū)的通道進行的。從表面活性劑的降壓增注試驗也可以說明這一點。2根4μm2填砂管，一根先注入已老化10h的表面活性劑溶液0.5PV，再注入0.5PV的堵劑；后者直接注入0.5PV的堵劑。結(jié)果發(fā)現(xiàn)注入表面活性劑后堵劑的注入壓力減少了近0.03MPa（如圖5）。

圖3 不同驅(qū)替階段啟動壓力梯度與黏度的關系

圖4 不同驅(qū)替階段穩(wěn)定驅(qū)替壓力梯度與黏度的關系

圖5 表面活性劑降壓增住試驗曲線

圖6 不同黏度下的原油采收率曲線

2.2.3 采收率

驅(qū)替過程中，已記錄各驅(qū)替階段出口油量，其與原始飽和油量的比值為采收率，由此可進一步探討采收率與原油黏度的關系。初期水驅(qū)階段，水相以段塞的形式向前運移，隨著注入倍數(shù)的增加逐漸變?yōu)檫B續(xù)相［11］，最終會形成特定的水流通道。同時油流也會盡量保持連續(xù)，但流動受巖石啟動壓力梯度、滲透率的影響，會通過繞流、迂回形成特定的油流通道。由于卡斷、剪切以及毛細管作用，水驅(qū)末期稠油會在局部連續(xù)，并形成柱狀、條狀、孤島狀殘余油［11］。原油黏度越大，水油流度比越大，局部殘余油飽和度越高。此時水相滲流能力增強而油相滲流能力下降，整個過程趨于非活塞式驅(qū)替。同時由于注入水嚴重指進，水相的波及體積減小，波及能力大大降低，進而降低了水驅(qū)采收率［12］。如圖6，黏度超過110mPa·s時，水驅(qū)采收率急劇降低，因此110mPa·s可以看作稠油水驅(qū)的一個上限。

表面活性劑驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)都可以看成是提高采收率階段。由圖6可知，表面活性劑驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)階段的采收率隨著原油黏度增大而逐步增加。表面活性劑驅(qū)階段，隨著原油黏度的增大，采收率先急劇增大后趨于平穩(wěn)。原因主要有兩方面：一是原油黏度越高，初期水驅(qū)的采收率越低，儲層內(nèi)殘留的剩余油越多；另一方面，表面活性劑溶液能有效地降低油水界面張力，通過降低水油流度比，使水對油的驅(qū)替更趨于活塞式驅(qū)替，從而有助于剩余油更多地被驅(qū)替出來。但是表面活性劑驅(qū)存在形成竄流的問題，而且黏度越大越嚴重，竄流導致含水上升，采收率提高的幅度受限。如圖6，黏度大于110mPa·s，表面活性劑驅(qū)采收率基本維持在13%左右。

隨著原油黏度的增加，后續(xù)水驅(qū)采收率越高。表面活性劑驅(qū)之后，儲層已明顯得到改善，后續(xù)水驅(qū)已基本符合達西定律。此時注入水發(fā)揮其注入性和流動性的優(yōu)勢，能驅(qū)替到更多地方的剩余油。此時采收率隨原油黏度變化的根本原因是剩余油量的多少。由于表面活性劑驅(qū)克服了黏度的影響，因此后續(xù)水驅(qū)采收率的大小與初期水驅(qū)的剩余油量直接相關。

3 結(jié)論及認識

1）表面活性劑驅(qū)能大大降低驅(qū)替壓力梯度，同時能一定程度上提高采收率，主要體現(xiàn)在兩方面：一是改造儲層，表現(xiàn)為改變儲層潤濕性、防止黏土膨脹造成孔喉堵塞、降低啟動壓力梯度；二是改善流動，表現(xiàn)為降低水油流度比和油水界面張力。

2）表面活性劑驅(qū)效果是兩種作用的綜合體現(xiàn)：突破儲層之前，表面活性劑掃洗稠油占主導，對稠油采收率的提高是有利的；突破儲層之后，水竄形成、含水率上升占主導，對稠油采收率的提高是不利的。

3）原油黏度越大，水油流度比越大，局部殘余油飽和度越高，啟動壓力梯度越大，水驅(qū)油過程越趨于非活塞式，水驅(qū)波及能力越低，采收率越低，110mPa·s可以看作是塔河油田稠油水驅(qū)的一個上限。

4）原油黏度越大，表面活性劑驅(qū)形成竄流的可能性越大，這對后續(xù)挖潛不利，110mPa·s可以看作是塔河油田表面活性劑驅(qū)大幅提高稠油采收率的一個上限。

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