低滲透儲層活性劑驅(qū)油效果及影響因素研究——以鄂爾多斯盆地靖安油田長6油層組為例

胡秀強，胡友清，劉林玉，郁林軍，胡 剛

(1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西西安710069;2.長慶油田分公司超低滲透第四項目部，甘肅慶陽745000;3.長慶油田分公司超低滲透第一采油廠，陜西 延安716000;4.長慶油田分公司超低滲透第六采油廠，陜西西安710200)

隨著世界石油需求量的不斷增加，低滲透油藏的開發(fā)越來越引起了人們的重視。然而，由于低滲透油層物性差、導(dǎo)流能力差，依靠天然能量開發(fā)，自然能量不充足，壓力下降較快，產(chǎn)量遞減快，開發(fā)水平低。因此如何提高低滲透油層采收率成為當(dāng)前研究的重點?；钚詣?qū)油技術(shù)正是提高石油采收率的重要方法之一。向油層中注入活性劑能夠大幅度增加毛細管數(shù)，進而提高驅(qū)油效率;改善油水兩相的流度比，提高波及系數(shù)。還可以使原油與巖石間的潤濕接觸角增加，使巖石表面的潤濕性發(fā)生反轉(zhuǎn)，降低油滴在巖石表面的黏附力，提高洗油效率［1］。

鄂爾多斯盆地是我國重要的低滲透油氣勘探與開發(fā)基地，隨著油田的不斷開發(fā)，活性劑驅(qū)油也成為了鄂爾多斯盆地三次采油的主要方法。然而，對于活性劑驅(qū)油的認識和研究還較少，因此本文通過真實砂巖微觀模型對靖安油田長6油層活性劑驅(qū)油效果及主要的影響因素進行了實驗研究。

1 實驗材料與方法

1.1 真實砂巖微觀模型的制作

實驗?zāi)Ｐ褪窃诒３衷x用研究區(qū)長6儲層代表性天然巖心經(jīng)洗油、烘干、切片、磨片等工序之后，粘2.5 ×2.5 cm2，承受壓力能力為0.2～0.3 MPa。由于它保留了儲層巖石本身的孔隙結(jié)構(gòu)特征、巖石物理性質(zhì)及部分填隙物，使研究結(jié)果可信度較其它模型大大增加［2，3］。

1.2 實驗流體

實驗用的模擬水和模擬油是根據(jù)實際地層水的礦化度、離子組成和原油的性質(zhì)在實驗室配置而成。實驗用油包括有采油現(xiàn)場取得的原油和由變壓器油與煤油配制而成的模擬油。為便于觀察，在模擬地水中加入少量甲基藍呈藍色，模擬油中加入少量油溶紅呈紅色。采用的表面活性劑有AES、6501等。其中地層水、注入水、原油及活性劑均由油田提供。所有溶液均在常溫下配制。

1.3 實驗步驟

實驗是以模擬油氣進入儲層和注水開發(fā)過程進行的。對模型依次進行抽真空飽和地層水，油驅(qū)水至束縛水飽和度，水驅(qū)油至殘余油飽和度，統(tǒng)計驅(qū)油效率，然后在此基礎(chǔ)上用配好的活性劑溶液驅(qū)油，觀察其驅(qū)油效果并統(tǒng)計驅(qū)油效率。同常規(guī)水驅(qū)油進行比較，并觀察其驅(qū)油機理和對驅(qū)油效率的影響。整個實驗均在常溫下進行［4］。

2 常規(guī)水驅(qū)油滲流特征與殘余油分布

2.1 微觀油驅(qū)水滲流特征

本次實驗?zāi)Ｐ陀蛯游⒂^油驅(qū)水過程主要有均勻型和非均勻型，以非均勻型驅(qū)替為主。所謂的均勻型就是驅(qū)替相前緣均勻推進，驅(qū)替相波及面積大而均勻［5］;非均勻型包括指狀型和網(wǎng)狀型，指狀驅(qū)替型指驅(qū)替相前緣初期成指狀突進，隨著驅(qū)替的進行，指狀突進逐漸變寬，相互之間逐漸連成一片［6］;網(wǎng)狀型是指驅(qū)替相前緣有多個突進，驅(qū)替過程中逐漸結(jié)成網(wǎng)狀滲流通道，隨著驅(qū)替的進行，網(wǎng)狀滲流通道逐漸變小、變密。不論是均勻型驅(qū)替還是非均勻型驅(qū)替，油驅(qū)水后，形成的微觀束縛水主要有繞流、簇狀、孤島狀等形式。不同的驅(qū)替類型最終形成的油水分布有一定的差異，非均勻型驅(qū)替會形成更多的繞流束縛水。

2.2 微觀水驅(qū)油滲流特征與殘余油分布

實驗結(jié)果表明，研究區(qū)整體水驅(qū)油效率較高，平均達40%以上。水驅(qū)油過程中多數(shù)模型為非均勻型驅(qū)替，均勻型驅(qū)替類型較少;并且均勻型驅(qū)替較非均勻型驅(qū)替平均水驅(qū)油效率要高。殘余油類型與孔隙介質(zhì)的結(jié)構(gòu)及其表面性質(zhì)有關(guān)，也與驅(qū)替條件有關(guān)［7－8］。鏡下觀察表明，本區(qū)殘余油類型主要為由繞流形成的簇狀殘余油，其次為孤島狀殘余油、盲孔狀殘余油、膜狀殘余油、以及部分串珠狀殘余油等。

3 活性劑驅(qū)油效果與殘余油分布

實驗結(jié)果表明，活性劑會比較顯著的降低模型的殘余油飽和度，提高采收率。本次實驗?zāi)Ｐ妥⑷牖钚詣┖篁?qū)油效率提高了9%～12%?；钚詣?qū)后殘余油類型與水驅(qū)結(jié)束時相比變化明顯。鏡下觀察表明，在活性劑波及范圍內(nèi)，由于活性劑能降低界面的表面張力，并能聚集成油帶，因此水驅(qū)油之后形成的膜狀殘余油、串珠狀殘余油基本已經(jīng)消失。而盲孔狀殘余油和孤島狀殘余油的數(shù)量及簇狀殘余油的規(guī)模都明顯減小。

4 活性劑驅(qū)油效率的主要影響因素

4.1 注入倍數(shù)對活性劑驅(qū)油效率的影響

實驗結(jié)果表明，隨著表面活性劑注入量增加，驅(qū)油效率的增量逐漸增加，當(dāng)注入量達到0.3～0.5 PV時，驅(qū)油效率增量達到最大。此后，隨著活性劑注入量的增加，驅(qū)油效率的增量逐漸減小?？梢?，表面活性劑注入量為0.3～0.5 PV，驅(qū)油效果較為合理。

4.2 驅(qū)替壓力對活性劑驅(qū)油效率的影響

鏡下觀察表明，提高驅(qū)替壓力后，儲層砂巖模型油水分布出現(xiàn)兩個方面的變化，一方面孔隙中油膜厚度減薄，甚至被剝離;另一方面壓力使細小孔道中的殘余油重新參與流動，繞流形成的簇狀殘余油明顯減少，驅(qū)油效率明顯增高［9－10］。但是當(dāng)壓力增加到一定值的時候，活性劑驅(qū)油效率增加的不明顯。因此在注入活性劑時，控制合適的注采壓力對提高驅(qū)油效率和降低經(jīng)濟成本十分重要。

4.3 儲層巖石滲透率對活性劑驅(qū)油效率的影響

一般來說，不同滲透率天然巖心中，巖心滲透率越大，水驅(qū)采收率值越高［11］。但是本次實驗表明，研究區(qū)活性劑最終驅(qū)油效率與地層滲透率并無明顯的相關(guān)性。分析其原因認為研究區(qū)儲層非均質(zhì)性是影響驅(qū)油效率的主要原因。儲層非均質(zhì)性影響活性劑驅(qū)油時的驅(qū)替類型，儲層非均質(zhì)性越強，殘余油越多，驅(qū)油效率越低。

5 結(jié)語

(1)對研究區(qū)儲層砂巖微觀模型進行活性劑驅(qū)油實驗表明，研究區(qū)整體水驅(qū)油效率較高，平均達40%以上?；钚詣┠茌^顯著的提高油層的采收率，活性劑驅(qū)結(jié)束比水驅(qū)結(jié)束時驅(qū)油效率提高9% ～12%。

(2)影響活性劑驅(qū)油效率的主要因素有活性劑注入倍數(shù)、驅(qū)替壓力以及儲層的非均質(zhì)性。在一定的范圍內(nèi)，注入倍數(shù)及驅(qū)替壓力越大，其驅(qū)油效率也越大;儲層非均質(zhì)性越強，活性劑驅(qū)油效率越低。

［1］高峰，宋昭崢，等.低滲油田表面活性劑驅(qū)油機制［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版).2012，36(4):160 －165

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［3］孔令榮，曲志浩，等.砂巖微觀孔隙模型兩相驅(qū)替實驗［J］.石油勘探與開發(fā).1991(4):79－84

［4］趙陽，曲志浩，陳蓉.真實砂巖微觀模型活性水驅(qū)油實驗研究［J］.西北地質(zhì).1999，32(2):30—34.

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