稠油油藏常溫水驅(qū)自乳化效果評(píng)價(jià)
——以準(zhǔn)噶爾盆地昌吉油田吉7井區(qū)為例

梁成鋼，趙坤，褚艷杰，魏慶婷，王煒龍，甄貴男，趙雪潔，秦嘉敏,張榮

1.中國(guó)石油新疆油田分公司吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆 吉木薩爾 831700 2.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100

原油黏度是影響水驅(qū)效率的主要因素[1]，地層原油黏度大于50mPa·s的稠油多采用熱采方式開(kāi)發(fā)：稠油油藏為淺層(100～600m)時(shí)采用注蒸汽開(kāi)發(fā)，不下隔熱管[2]；中深層 (600～1600m)采用下隔熱管注蒸汽開(kāi)發(fā)；深層 (>1600m)采用摻稀或化學(xué)降黏開(kāi)發(fā)。國(guó)內(nèi)部分深層稠油油藏水驅(qū)采收率低，后期轉(zhuǎn)熱采開(kāi)發(fā)，成本高難以有效開(kāi)采[3-5]，使得該類油藏的開(kāi)發(fā)當(dāng)前幾乎處于停滯的尷尬境地。

準(zhǔn)噶爾盆地昌吉油田吉7井區(qū)是2011年探明的一個(gè)大型稠油油藏，儲(chǔ)集層為二疊系梧桐溝組(P3wt)砂巖，油層平均埋藏深度1680m，油藏溫度53℃，地層壓力17.1MPa，平均孔隙度19.5%，平均滲透率80.8mD，地層條件下平均原油黏度801mPa·s，地面50℃條件原油黏度3204mPa·s[4]。試采過(guò)程中發(fā)現(xiàn)，該區(qū)油水在地層條件下能實(shí)現(xiàn)混溶，形成乳化溶液。國(guó)內(nèi)外油藏流體自乳化的相關(guān)研究鮮有報(bào)道[6-8]。吉7井區(qū)油藏原油具有自乳化特征，通過(guò)注地面常溫水，能夠在油藏中水驅(qū)前緣形成乳化液驅(qū)油。目前在吉7井區(qū)深層稠油油藏采用常溫注水開(kāi)發(fā)已建成了52萬(wàn)噸產(chǎn)能，預(yù)測(cè)采收率可達(dá)30.0%，取得了良好的開(kāi)發(fā)效果。

1 原油自乳化機(jī)理分析

1.1 乳化能力和穩(wěn)定性試驗(yàn)

首先選取吉7井區(qū)主力區(qū)原油黏度為2110mPa· s的原油，配成10%～90%不同含水率9個(gè)樣品，各50mL，倒入攪拌器中以8000r/min的轉(zhuǎn)速攪拌1min，長(zhǎng)期觀察。如圖1(a)當(dāng)天照片所示，含水率60%以下乳化液與水不分層，水全部與原油乳化，呈乳化液形態(tài)存在；含水率60%以上乳化液與水之間部分分層，部分水呈游離態(tài)，部分水呈乳化液形態(tài)存在。放置7d后如圖1(b)所示,含水率50%以下乳化液與水之間不分層，水全部與原油乳化，呈乳化液形態(tài)存在；含水率50%以上乳化液與水之間部分分層，部分水呈游離態(tài)，部分水呈乳化液形態(tài)存在。對(duì)這些不同含水率下油水的乳化程度進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果表明，當(dāng)含水率不高于60%時(shí)，油水均可完全乳化；當(dāng)含水率在60%～80%時(shí)，乳化程度86%以上；而含水率達(dá)到90%時(shí)，乳化程度很低，只有36%。隨著含水率的增加，乳化液析水率增加，穩(wěn)定性變?nèi)?。總的?lái)說(shuō)，含水率40%以下的乳化液穩(wěn)定性較好，含水率70%以上形成的乳化液穩(wěn)定性很差。這是因?yàn)殡S著含水率的增加，油相中的乳化液液滴(水相)越來(lái)越多，液滴分散密集，很容易碰撞聚并，沉降析出，導(dǎo)致乳化液穩(wěn)定性下降。

圖1 吉7井區(qū)不同含水率原油乳化液圖片F(xiàn)ig.1 Photos of crude oil emulsion with different water content in Well Block Ji 7

此外，從吉7井區(qū)不同原油流體中選取黏度不同的5組樣品，其中原油樣品的含水率從3.0%～94.9%不等，地面50℃時(shí)的原油黏度從143～8092mPa· s不等，配成含水率40%的乳化液。倒入攪拌器中以8000r/min的轉(zhuǎn)速攪拌1min，長(zhǎng)期觀察。如圖2所示，放置7d后乳化液與水之間不分層，水全部與原油乳化，呈乳化液形態(tài)存在，乳化程度100%。隨著原油黏度的增加，形成乳化液析水率降低，乳化液穩(wěn)定性增強(qiáng)。這是因?yàn)樵妥鳛橥庀?，其黏度的增大將減小液滴的擴(kuò)散系數(shù)，導(dǎo)致碰撞頻率與聚結(jié)速率降低，液滴的布朗運(yùn)動(dòng)也受到阻礙，減少了液滴間的碰撞頻率和聚結(jié)速度，易形成穩(wěn)定的乳化液。

圖2 吉7井區(qū)不同原油黏度原油乳化液第7天照片 Fig.2 Photo of crude oil emulsion with different cruid oil viscosities in Well Block Ji 7 on the 7th day

1.2 乳化液特性

1)“微乳液”W/O特征。若2種或2種以上互不相溶液體經(jīng)混合乳化后，分散液滴的直徑在5～100nm之間，則該體系稱為微乳液。為了研究該乳化體系的微觀結(jié)構(gòu)及穩(wěn)定性，采用200倍電子顯微鏡將火燒山油區(qū)添加乳化劑形成的乳化液樣品與吉7井區(qū)原油自乳化液進(jìn)行對(duì)比觀測(cè)，結(jié)果如圖3所示。從圖3(a)火燒山油田乳化液可以明顯看到水相顆粒，而圖3(b)吉7井區(qū)原油乳化液看不到水相顆粒，吉7井區(qū)原油乳化液應(yīng)為“微乳液”，且穩(wěn)定性強(qiáng)。

圖3 火燒山油田與吉7井區(qū)含水原油鏡下對(duì)比圖Fig.3 Microscopic comparison of water-bearing crude oil between Huoshaoshan Oilfield and Well Block Ji 7

吉7井區(qū)流體形成的乳化液呈亞微米級(jí)結(jié)構(gòu)。隨著含水率的增加，乳化液滴尺寸增加，分布范圍更廣。由于顯微鏡放大倍數(shù)的限制，沒(méi)有觀察到含水率10%下形成的乳化液液滴。對(duì)獲取的顯微圖片進(jìn)行粒徑統(tǒng)計(jì)表明，隨著含水率從20%增加至90%，乳化液液滴主要分布范圍從1～5μm擴(kuò)大至1～15μm，平均粒徑從2.60μm增加至6.43μm。吉7井區(qū)不同含水率情況下乳化液液滴粒徑分布見(jiàn)圖4。

圖4 吉7井區(qū)不同含水率情況下乳化液液滴粒徑分布Fig.4 Particle size distribution of emulsion droplet under different moisture content in Well Block Ji 7

2)“高黏度”特征。W/O乳化液黏度高于原油，由于其外相恰好是油相，驅(qū)油時(shí)外相可以與被驅(qū)替的油相混合成連續(xù)相而一起運(yùn)移，由此大大控制了指進(jìn)和舌進(jìn)程度，用作驅(qū)替液時(shí)，近似于活塞驅(qū)替，從而提高水驅(qū)油微觀驅(qū)油效率。

對(duì)吉7井區(qū)5口油井中原油黏度及形成乳化液的黏度進(jìn)行測(cè)定，測(cè)定結(jié)果表明乳化液黏度是原油黏度的2.55～3.71倍，并且隨著原油黏度的增加，乳化液黏度增加倍數(shù)呈下降趨勢(shì)。為了進(jìn)一步研究乳化液黏度的變化規(guī)律，選取了J3426井油樣配制了含水率為10%～90%條件下的W/O乳化液，測(cè)定乳化液黏度變化情況。

圖5是J3426井乳化液黏度與含水率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。測(cè)定結(jié)果顯示，隨著乳化液含水率的增加，乳化液黏度與不含水原油黏度之比增大。當(dāng)含水率為70%時(shí)，乳化液黏度為5123mPa·s，與初始原油黏度相比增加了近5倍。這是因?yàn)楹试礁撸嗟乃喾稚⒃谟拖嘀?，乳化液滴越密集，液滴之前的摩擦力使得乳化液黏度增大。而?dāng)含水率大于70%后，油水并未完全乳化，含水率80%、90%時(shí)形成乳化液的實(shí)際含水率分別為68.8%、32.4%，所以黏度相對(duì)有所下降。在油井開(kāi)采的全生命周期里均形成W/O乳化液，這種“高黏度”特征實(shí)現(xiàn)了類似活塞驅(qū)替模式，對(duì)油藏的水驅(qū)油提高微觀驅(qū)油效率起到了極為關(guān)鍵的作用。

1.3 高驅(qū)油效率特征

為了進(jìn)一步研究這種乳化液提高微觀驅(qū)油效率程度，開(kāi)展了吉7井區(qū)水驅(qū)油室內(nèi)試驗(yàn)，初始驅(qū)油效率為39.4%～44.4%[4]，同時(shí)選用吉7井區(qū)J6088井、J1364井的2口井油樣進(jìn)行乳化后的驅(qū)替對(duì)比試驗(yàn)，試驗(yàn)基本數(shù)據(jù)及驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。在溫度50℃進(jìn)行黏度測(cè)定試驗(yàn)，模擬地層溫度條件用同井乳化液在填砂筒內(nèi)進(jìn)行驅(qū)替試驗(yàn)，2組樣品乳化液驅(qū)油效率分別達(dá)到83.8%和93.2%。究其原因，乳化液驅(qū)替過(guò)程含油飽和度的變化比較均勻，驅(qū)替結(jié)束后，填砂管內(nèi)整體含油飽和度較低，而水驅(qū)后管內(nèi)部分區(qū)域飽和度較高，變化不均勻。這充分體現(xiàn)出乳化液良好的流度控制能力，類似于“活塞”驅(qū)替，使得乳化液驅(qū)油效率較高。

1.4 自乳化成因

理論上, 油相和水相在沒(méi)有表面活性物質(zhì)的作用下是不會(huì)發(fā)生乳化作用的[5-9], 但吉7井區(qū)的上述原油相關(guān)測(cè)定試驗(yàn)表明,這些原油與水相均發(fā)生了乳化作用，而且乳化的穩(wěn)定性還非常強(qiáng)。研究表明[10-16]，占原油質(zhì)量 37.56%的膠質(zhì)(如表2所示)是天然的油水乳化劑，它們吸附于界面形成一層固態(tài)膜，使乳化液不易破乳，致使原油與水能夠發(fā)生乳化，詳盡原因需要進(jìn)一步研究。

2 自乳化驅(qū)油機(jī)理

俞啟泰[3]繪制了不同黏度原油通過(guò)常溫水驅(qū)開(kāi)采后含水率隨可采儲(chǔ)量采出程度的變化特征圖版。由該圖版可知：原油黏度越大，含水率曲線形態(tài)的凸形越強(qiáng)；當(dāng)原油黏度達(dá)到120mPa·s時(shí)，含水率曲線形態(tài)的凸形最強(qiáng)。因此，120mPa·s的原油黏度也被業(yè)界認(rèn)為是采用常溫水驅(qū)的最高黏度，高于這個(gè)黏度，采用常溫注水開(kāi)發(fā)將難以取得好的效果。從上節(jié)對(duì)吉7井區(qū)乳化液微觀結(jié)構(gòu)和黏度變化的研究均可以看出，吉7稠油在含水率高達(dá)90%時(shí)仍然為W/O型乳化液，沒(méi)有發(fā)生相轉(zhuǎn)變，與其他油田原油類比發(fā)現(xiàn)，大慶高含蠟原油、勝利稠油和渤海稠油在含水率60%及以下均發(fā)生了相轉(zhuǎn)變，相變點(diǎn)高也是吉7稠油水驅(qū)開(kāi)發(fā)效率高于普通稠油的關(guān)鍵原因之一，即高相變點(diǎn)乳化液的形成使水驅(qū)可以保持穩(wěn)定的排驅(qū)前緣，不發(fā)生竄流。

吉7井區(qū)原油注水早期形成了乳化液，在水驅(qū)前緣就會(huì)形成乳化原油高黏度帶，它的作用一是提高驅(qū)油效率，二是由于高黏度帶阻力高，注入水就會(huì)向相對(duì)低滲儲(chǔ)層流動(dòng)，形成新的乳化原油帶，乳化產(chǎn)生后，形成“水-乳化液-油”三段式驅(qū)替條帶，從而起到擴(kuò)大波及體積的作用。

3 自乳化驅(qū)油現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2011年，在吉7井區(qū)吉008試驗(yàn)區(qū)中深層稠油油藏開(kāi)展常溫注水開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，該油藏平均埋深1612m，油層厚度13.6m，地層條件下原油黏度463mPa·s，地質(zhì)儲(chǔ)量61.91×104t，單井控制儲(chǔ)量5.16×104t，試驗(yàn)區(qū)采用150m井距反七點(diǎn)井網(wǎng)同步注水開(kāi)發(fā)，部署采油井12口，注水井7口。經(jīng)過(guò)6年多的常溫注水開(kāi)發(fā)，吉008試驗(yàn)區(qū)取得了良好的開(kāi)發(fā)效果。如圖6(a)所示，注水開(kāi)發(fā)初期含水率快速上升，第11個(gè)月達(dá)到45%，之后含水率保持穩(wěn)定，2017年4月含水率42%，穩(wěn)定時(shí)間已達(dá)58個(gè)月。截至2020年3月，該井區(qū)水驅(qū)油特征曲線呈凹型，隨著采出程度的增加，含水率基本保持不變，在圖6(b)上呈現(xiàn)為一條接近水平的直線，主要在中-低含水階段產(chǎn)出。

圖6 吉008注水試驗(yàn)區(qū)開(kāi)采指標(biāo)關(guān)系曲線Fig.6 Relationship curve of mining index in Ji 008 water injection test area

在吉008試驗(yàn)區(qū)稠油常溫注水開(kāi)發(fā)成功的基礎(chǔ)上，對(duì)吉7井區(qū)其他稠油油藏進(jìn)一步開(kāi)展了推廣應(yīng)用，先后在10個(gè)區(qū)塊，完鉆油水井618口，建產(chǎn)能52.73×104t，每個(gè)區(qū)塊均表現(xiàn)出含水率先快速上升，后基本穩(wěn)定，注水見(jiàn)效后遞減率小，預(yù)測(cè)采收率高等特點(diǎn)，完全不同于高黏度稠油水驅(qū)采出程度與含水率的超凸形曲線特征，究其原因是該稠油油藏注水開(kāi)發(fā)形成自乳化液提高微觀驅(qū)油效率。

4 結(jié)論

1)準(zhǔn)噶爾盆地昌吉油田的吉7井區(qū)稠油膠質(zhì)含量高，在常溫注水過(guò)程中發(fā)生了自乳化現(xiàn)象，形成的微乳化液具有黏度高、穩(wěn)定性好、驅(qū)油效率高，乳化時(shí)間早等優(yōu)點(diǎn)，形成了稠油常溫自乳化水驅(qū)的物質(zhì)基礎(chǔ)。

2)依靠稠油常溫自乳化水驅(qū)，在吉7井區(qū)建成了52萬(wàn)噸的稠油開(kāi)采試驗(yàn)區(qū)，預(yù)測(cè)采收率可達(dá)到30.0%；通過(guò)試驗(yàn)區(qū)6年多的平穩(wěn)運(yùn)行，充分證實(shí)了稠油常溫自乳化水驅(qū)的可靠性。

3)稠油油藏注常溫水自乳化提高微觀驅(qū)油效率，突破了常溫注水開(kāi)發(fā)的原油黏度界限，為同類油品水驅(qū)自乳化液開(kāi)發(fā)提供了新的技術(shù)思路。