灰岩岩屑模拟多孔介质稠油多级驱替试验

黎刚（中石化西北油田分公司生产运行处，新疆 乌鲁木齐 830011）

杨祖国，秦飞，欧阳冬，王永康（中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011）

塔河油田稠油主要分布在油田西北部的灰岩储层中，受埋藏深（5400m以下）、温度高（120～140℃）、地层水矿化度高（20×104mg／L左右）、黏度大（地面50℃时为1500～1800000mPa·s）等影响，开采的难度较大，目前主要采用掺稀生产［1，2］。由于稀油资源的日益紧张，单纯掺稀的压力逐渐增大，油田考虑通过表面活性剂驱复合掺稀提高稠油采收率。表面活性剂（代号TH－1）的耐温耐盐性好，能改变岩石润湿性，疏通受污染通道，前期成功用于塔河油田灰岩油藏堵水调剖，故可直接用于表面活性剂驱。灰岩储层局部欠发育或胶结疏松，加之长期受高温、高压、高盐稠油油流的冲刷，其物化性质和内部结构会有一定改变，最终必然影响稠油渗流［3］，因此表面活性剂驱在考虑效果的基础上，还必须考虑储层保护［4］。鉴于此，有必要采取一定的试验手段，评价表面活性剂的洗油性能和作用极限，同时探讨其对储层的影响，为表面活性剂驱在塔河油田稠油的开发尝试提供理论与技术支撑。

1 试验

1.1 试验药品及装置

1.1.1 试验药品

1）油水样 试验所用油样主要为塔河油田的外输稠油和外输稀油，同一温度下黏度基本不随剪切速率变化，所用地层水主要为高矿化度的西达里亚地层水，相关参数及组成分析见表1。

表1 油水样参数及组成分析

2）表面活性剂TH－1 试验所用表面活性剂溶液采用地层水配制，TH－1质量分数为0.3%，将其置于120℃的烘箱中老化72h以上。通过铂金挂片法测量，表面张力29.27mN／m（纯地层水为69.56mN／m），界面张力为2.78mN／m（地层水和煤油的界面张力测定值为34.36mN／m）。在甲基硅油处理后的载玻片上测蒸馏水润湿角θ，TH－1处理前显示为油湿（θ＝115°），处理后显示为水湿（θ＝72°）。相关试验证实其对膨润土的防膨率（体积比）在20%～50%。分析这些数据可以看出，表面活性剂能有效降低油水界面张力，改变储层的润湿性，而且能有效防止黏土矿物因水敏膨胀造成的孔喉堵塞。

1.1.2 试验装置

试验装置依次为稠油驱替装置（图 1）、BROOKFIELD 黏度 计、搅拌棒、电子天平、量筒、烧杯、温度计。其中烘箱恒温90℃，填砂段长30cm，截面直径3.8cm，孔隙体积127cm3。填砂管中为3份30～40目灰岩岩屑与7份40目以下灰岩岩屑的混合物。据相关标准，单个驱替过程以10min之内无原油驱出为结束标志。

1.2 试验过程

1）将外输稠油和稀油混配成90℃下黏度为20、50、100、200 mPa·s左右的稠油，受试验仪器的影响，实际混配黏度分别为16、52、110、210mPa·s。

2）分别以0.3～2.0mL／min的速度反向注入黏度为20mPa·s的混合油，流动平稳后（初定2PV，视实际情况调整注入体积），记录相应流速、进口压力，根据注前、注后溶液罐质量来计算填砂管内的油量。

3）以2mL／min的速度正向注入地层水2PV驱替原油，记录压力、时间、流出液量和油量，直至无原油产出后，计算地层水驱替效率。

4）以2mL／min的速度正向注入老化后的质量分数0.3%的表面活性剂地层水溶液2PV，待无原油产出后，记录被驱替的原油量，计算驱替效率。

5）以2mL／min的速度正向注入地层水溶液2PV，待压力稳定后，记录压力、时间、流出液量、油量，直至无原油产出后，计算地层水驱替效率。

6）重复步骤2）～5），完成其他稠油油样的试验。

图1 稠油驱替试验装置

2 试验结果及分析

2.1 不同阶段的驱替情况分析

试验主要分为4个阶段：饱和稠油阶段、初期水驱阶段、表面活性剂驱替阶段、后续水驱阶段，如图2所示。所设计的试验是一个累计注入倍数不断增大，但驱替压力梯度不断降低的过程。

1）饱和稠油阶段 饱和稠油阶段实际上是一个油驱水过程。通过稠油反注，充分饱和稠油，建立束缚水饱和度。计量各稠油的饱和体积分别为60、70、68、62mL，所对应的原始含油饱和度分别为47.24%、55.12%、53.54%、48.82%。可见，随着原油黏度的增加，初始含油饱和度先增加后降低。稠油黏度过低，注入过程存在油窜，油流沿着优势通道窜流，导致含油饱和度低。原油黏度过高，黏滞阻力增大，注入性大大降低，饱和能力也急剧下降（图2（a））。

2）初期水驱阶段 在恒定排量的情况下，原油黏度较小，驱替压力梯度变化不大；而原油黏度大，驱替压力梯度随着注入体积的增大呈现单峰－多峰特点（图2（b））。在水驱的过程中，由于黏滞力、摩擦力、剪切力［5］等作用，稠油在局部中－小孔道中容易产生堆积、滞留和阻塞。当水驱前缘没有突破稠油阻塞区域时，驱替压力随着注入体积增加而急剧增加，达到一个压力峰值；当水驱前缘突破稠油阻塞区域后，驱替压力又开始急剧下降，后趋于变缓［6］。在稠油驱替过程中，由于稠油自身流动性差，加之其与储层之间相互作用，稠油驱替变得异常复杂。而且稠油在开采的过程中，对储层的破坏作用要比稀油大得多，同时也加剧了储层的非均质性，给稠油后期挖潜带来了极大困难。

3）表面活性剂驱阶段 在与初期水驱相同排量的情况下，表面活性剂驱的驱替压力梯度相对前2个阶段明显减小，表明表面活性剂确实能在一定程度上降低储层对流体的牵制作用，使油流变得连续。该阶段驱替压力梯度没有出现异常峰值，而是呈先减小后稳定（1.5MPa／m左右）的趋势（图2（c））。这可能说明一个跟水驱相同的道理，即表面活性剂溶液前缘突破储层之后，后续表面活性剂溶液便不再发挥作用，也就是表面活性剂驱达到了极限。因此表面活性剂驱需要控速以保证足够的有效时间。

4）后续水驱阶段 由于前期表面活性剂的作用，后续水驱的水驱规律基本与表面活性剂驱相同。从驱替压力梯度的数值和变化趋势来看，后续水驱和表面活性剂驱有很好的衔接性，而且驱替压力梯度继续减小的趋势已不明显。这可能说明表面活性剂驱已形成水窜通道，虽然驱替压力梯度减小，但含水可能会快速上升［7］，并且原油黏度越大，这种水窜在驱替压力上的反映越明显（图2（d））。表面活性剂驱水窜通道的形成，又继续影响到后续水驱，相对表面活性剂而言，注入水有更好的注入性和流动性，驱替压力略有减小，但对储层的破坏程度也大大减弱。

图2 不同黏度稠油情况下驱替压力梯度与累计注入体积的关系

2.2 不同黏度稠油的指标分析

2.2.1 启动压力梯度

诸多研究已经表明，稠油在多孔介质中的渗流存在一个初始启动压力梯度，在低于启动压力梯度的情况下基本不发生渗流［8，9］，即使在较高渗透率条件下的渗流也表现出偏离达西定律的现象［10］，因此并不符合常规的达西定律。从单一水驱来看，驱替压力梯度曲线出现单峰－多峰现象，说明稠油在流动中可能还存在多个启动压力梯度，多个启动压力梯度的存在，使稠油的流动更加不连续。从多级驱替来看，由于储层性质的改变，稠油流动的启动压力梯度也会发生变化（图3）。在储层条件不变的情况下，随着黏度的增大，稠油流动所受的阻力明显增强，启动压力梯度也明显增大。而在相同原油黏度下，从初期水驱到表面活性剂驱乃至后续水驱，启动压力梯度不断下降，这说明表面活性剂确实有助于多孔介质渗透性的改善。

2.2.2 稳定驱替压力梯度

在驱替过程中，待压力稳定后，探讨稳定驱替压力梯度与原油黏度的关系如图4。可见其变化趋势与启动压力梯度基本相同，随着原油黏度的增加，稳定驱替压力逐渐增加。在90℃原油黏度16～210mPa·s的区间范围内，稳定驱替压力p与原油黏度μ呈较好的指数关系，初期水驱拟合关系为p ＝0.0795e0.0164μ（R2＝0.9697），后续水驱拟合关系为p＝0.049e0.014μ（R2＝0.9928）。表面活性剂驱后，稳定驱替压力梯度进一步减小，而且表面活性剂驱和后续水驱的稳定驱替压力梯度基本相同，这说明表面活性剂驱已经形成了优势的水流通道，后续水驱基本上是沿着表面活性剂驱的通道进行的。从表面活性剂的降压增注试验也可以说明这一点。2根4μm2填砂管，一根先注入已老化10h的表面活性剂溶液0.5PV，再注入0.5PV的堵剂；后者直接注入0.5PV的堵剂。结果发现注入表面活性剂后堵剂的注入压力减少了近0.03MPa（如图5）。

图3 不同驱替阶段启动压力梯度与黏度的关系

图4 不同驱替阶段稳定驱替压力梯度与黏度的关系

图5 表面活性剂降压增住试验曲线

图6 不同黏度下的原油采收率曲线

2.2.3 采收率

驱替过程中，已记录各驱替阶段出口油量，其与原始饱和油量的比值为采收率，由此可进一步探讨采收率与原油黏度的关系。初期水驱阶段，水相以段塞的形式向前运移，随着注入倍数的增加逐渐变为连续相［11］，最终会形成特定的水流通道。同时油流也会尽量保持连续，但流动受岩石启动压力梯度、渗透率的影响，会通过绕流、迂回形成特定的油流通道。由于卡断、剪切以及毛细管作用，水驱末期稠油会在局部连续，并形成柱状、条状、孤岛状残余油［11］。原油黏度越大，水油流度比越大，局部残余油饱和度越高。此时水相渗流能力增强而油相渗流能力下降，整个过程趋于非活塞式驱替。同时由于注入水严重指进，水相的波及体积减小，波及能力大大降低，进而降低了水驱采收率［12］。如图6，黏度超过110mPa·s时，水驱采收率急剧降低，因此110mPa·s可以看作稠油水驱的一个上限。

表面活性剂驱和后续水驱都可以看成是提高采收率阶段。由图6可知，表面活性剂驱和后续水驱阶段的采收率随着原油黏度增大而逐步增加。表面活性剂驱阶段，随着原油黏度的增大，采收率先急剧增大后趋于平稳。原因主要有两方面：一是原油黏度越高，初期水驱的采收率越低，储层内残留的剩余油越多；另一方面，表面活性剂溶液能有效地降低油水界面张力，通过降低水油流度比，使水对油的驱替更趋于活塞式驱替，从而有助于剩余油更多地被驱替出来。但是表面活性剂驱存在形成窜流的问题，而且黏度越大越严重，窜流导致含水上升，采收率提高的幅度受限。如图6，黏度大于110mPa·s，表面活性剂驱采收率基本维持在13%左右。

随着原油黏度的增加，后续水驱采收率越高。表面活性剂驱之后，储层已明显得到改善，后续水驱已基本符合达西定律。此时注入水发挥其注入性和流动性的优势，能驱替到更多地方的剩余油。此时采收率随原油黏度变化的根本原因是剩余油量的多少。由于表面活性剂驱克服了黏度的影响，因此后续水驱采收率的大小与初期水驱的剩余油量直接相关。

3 结论及认识

1）表面活性剂驱能大大降低驱替压力梯度，同时能一定程度上提高采收率，主要体现在两方面：一是改造储层，表现为改变储层润湿性、防止黏土膨胀造成孔喉堵塞、降低启动压力梯度；二是改善流动，表现为降低水油流度比和油水界面张力。

2）表面活性剂驱效果是两种作用的综合体现：突破储层之前，表面活性剂扫洗稠油占主导，对稠油采收率的提高是有利的；突破储层之后，水窜形成、含水率上升占主导，对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，局部残余油饱和度越高，启动压力梯度越大，水驱油过程越趋于非活塞式，水驱波及能力越低，采收率越低，110mPa·s可以看作是塔河油田稠油水驱的一个上限。

4）原油黏度越大，表面活性剂驱形成窜流的可能性越大，这对后续挖潜不利，110mPa·s可以看作是塔河油田表面活性剂驱大幅提高稠油采收率的一个上限。

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