吉7井區(qū)稠油油藏油水自乳化作用及水驅(qū)特征

劉艷紅，萬(wàn)文勝，羅鴻成，李琛，張武，馬寶軍

（中國(guó)石油 新疆油田分公司a.準(zhǔn)東采油廠(chǎng)，新疆 阜康 831511；b.吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆 吉木薩爾 831700）

自乳化現(xiàn)象說(shuō)明油藏的原油中存在膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等天然乳化劑[1-3]，如有機(jī)酸及含N、O 和S雜環(huán)化合物等類(lèi)似于表面活性劑的活性物質(zhì)，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中這些活性物質(zhì)使原油易與水發(fā)生自乳化，形成穩(wěn)定的乳化液。稠油中富含膠質(zhì)和瀝青質(zhì)，在油藏蒸汽驅(qū)、熱采等過(guò)程中均會(huì)出現(xiàn)油水自乳化現(xiàn)象，有助于提高原油采收率[4-5]。加拿大西部稠油油藏堿水驅(qū)開(kāi)發(fā)研究表明，油包水乳化液可以擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，從而提高原油采收率[6]。同時(shí)，高黏度油包水乳化液能夠有效封堵高含水孔道，迫使驅(qū)油體系進(jìn)入滲透率更低的區(qū)域，從而提高原油采收率[7-12]。

原油自乳化引起黏度的升高，也具有改善流度的作用。稠油富含膠質(zhì)和瀝青質(zhì)，可以在無(wú)外加驅(qū)油劑的條件下形成不同水相體積分?jǐn)?shù)的油包水乳化液[13-18]，油包水乳化液的流變性質(zhì)隨內(nèi)相體積分?jǐn)?shù)而發(fā)生變化。

吉7 井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地昌吉凹陷東斜坡，為一個(gè)向東南抬升的單斜構(gòu)造，目的層為上二疊統(tǒng)梧桐溝組，地層傾角4°～7°，埋深1 317.0～1 836.0 m。儲(chǔ)集層以砂礫巖為主，平均孔隙度21.5%，平均滲透率85.1 mD，地面原油黏度400～12 000 mPa·s，屬于正常溫度壓力系統(tǒng)中孔中滲稠油油藏。

2011 年9 月至今，在未開(kāi)展大型生產(chǎn)措施調(diào)整和技術(shù)升級(jí)的情況下，吉7 井區(qū)稠油油藏生產(chǎn)井油水分流率穩(wěn)定，驅(qū)油效率高，預(yù)計(jì)采收率遠(yuǎn)高于其他同類(lèi)型注水開(kāi)發(fā)稠油油藏，不同于常規(guī)稠油油藏水驅(qū)規(guī)律[19-21]。因此，需要從該井區(qū)注水后的乳化液特性出發(fā)，研究稠油油藏水驅(qū)特征，得出適用于此類(lèi)油藏的水驅(qū)管理方法。

1 自乳化成因及特性分析

自2011年吉7井區(qū)吉008水驅(qū)開(kāi)發(fā)試驗(yàn)區(qū)開(kāi)展常溫注水試驗(yàn)至今，地面原油黏度最高達(dá)7 000 mPa·s。油水自乳化嚴(yán)重，脫水困難，長(zhǎng)時(shí)間放置不易分層，注水開(kāi)發(fā)后油井含水率長(zhǎng)期保持穩(wěn)定，認(rèn)為吉7 井區(qū)油藏原油具有自乳化驅(qū)替特征。

1.1 自乳化成因

油相和水相在沒(méi)有表面活性物質(zhì)的作用下無(wú)法發(fā)生自乳化作用。原油中含有天然的表面活性物質(zhì)，如羧酸、酚、卟啉、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、蠟等，可作為油水乳化劑，使原油與水發(fā)生自乳化作用[22-24]。吉7 井區(qū)原油膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量高，存在鎳釩金屬絡(luò)合物（卟啉），具備原油自乳化條件。通過(guò)開(kāi)展稠油自乳化成因及乳化特性實(shí)驗(yàn)可知：原油組成是影響吉7 井區(qū)稠油自乳化類(lèi)型和自乳化程度的主要因素，瀝青質(zhì)、膠質(zhì)、蠟等組分利于稠油自乳化作用的發(fā)生[25-29]。

1.2 乳化特性

1.2.1 乳化程度及穩(wěn)定性

從吉7 井區(qū)原油樣品分析可以看出，原油含水率40%以下的樣品均為乳化液狀態(tài)，基本不含游離水。隨著原油含水率增加，乳化液占樣品體積分?jǐn)?shù)降低，乳化液含水率穩(wěn)定在40%～60%（圖1）。

圖1 吉7井區(qū)乳化液與原油含水率的關(guān)系Fig.1.Relationship between the water cut of emulsion and the water cut of crude oil in Wellblock Ji-7

吉7井區(qū)原油樣品自乳化后溫度保持在50 ℃，經(jīng)過(guò)近100 d，樣品均保持穩(wěn)定狀態(tài)，沒(méi)有出現(xiàn)分層現(xiàn)象。利用200 倍電子顯微鏡觀(guān)測(cè)的常規(guī)原油乳化液樣品中明顯可見(jiàn)水相顆粒，而吉7 井區(qū)原油乳化液樣品中未見(jiàn)水相顆粒。

1.2.2 乳化液液滴大小及分布

取J1423 井原油乳化液樣品在顯微鏡下觀(guān)察可知，含水率為10%～90%時(shí)形成的乳化液均為油包水型。由于顯微鏡放大倍數(shù)的限制，沒(méi)有觀(guān)察到含水率不足10%時(shí)形成的乳化液液滴。進(jìn)行乳化液液滴粒徑統(tǒng)計(jì)分析可知，隨著含水率的增高，乳化液液滴大小及分布范圍均增大，隨著含水率從20%增至90%，乳化液液滴的直徑范圍從1～5 μm擴(kuò)大至1～15 μm，平均直徑從2.60 μm增至6.43 μm。

1.2.3 乳化液黏度

測(cè)得J1423 井不同含水率對(duì)應(yīng)乳化液的黏度如圖2 所示，形成的乳化液黏度為1 534～5 123 mPa·s。隨著含水率的增加，乳化液黏度呈現(xiàn)先增加后略有下降的趨勢(shì)，含水率為70%時(shí)黏度最大，達(dá)5 123 mPa·s。這是因?yàn)楹试礁?，更多的水相分散在油相中，乳化液液滴越密集，液滴之間的摩擦力使得乳化液黏度增大。而當(dāng)含水率高于70%（出現(xiàn)游離水）時(shí)，油水并未完全乳化，乳化液黏度有所降低。

圖2 J1423井不同含水率下的乳化液黏度Fig.2.Emulsion viscosity at different water cut in Well J1423

從乳化液微觀(guān)結(jié)構(gòu)和黏度變化可以看出，吉7井區(qū)稠油在含水率高達(dá)90%時(shí)，乳化液類(lèi)型仍主要為油包水型，未發(fā)生明顯相變，違背了最大相體積理論[30]。與其他油田原油進(jìn)行比較可知[31-35]，大慶油田高含蠟原油、勝利油田稠油和渤海油田稠油在含水率不足60%時(shí)均發(fā)生相轉(zhuǎn)變，尤其是渤海油田部分稠油在含水率為20%～30%時(shí)即發(fā)生相轉(zhuǎn)變，相變點(diǎn)低。乳化液的高黏度使水驅(qū)保持穩(wěn)定的排驅(qū)前緣，減少竄流現(xiàn)象的發(fā)生。

2 乳化后水驅(qū)特征

2.1 含水特征

吉7 井區(qū)吉008 水驅(qū)開(kāi)發(fā)試驗(yàn)區(qū)開(kāi)發(fā)時(shí)間較長(zhǎng)，采油井含水率長(zhǎng)期穩(wěn)定在40%，預(yù)計(jì)采收率遠(yuǎn)高于其他同類(lèi)注水開(kāi)發(fā)稠油油藏，甚至高于相鄰60 km 相同層位的稀油油藏。在不額外添加乳化劑的情況下，產(chǎn)出液的油水自乳化且穩(wěn)定性好，含水率長(zhǎng)期穩(wěn)定，明顯不同于相滲實(shí)驗(yàn)得到的凸型含水率上升曲線(xiàn)，表明常規(guī)水驅(qū)實(shí)驗(yàn)不能反映油水自乳化驅(qū)替過(guò)程。

2.2 水驅(qū)特征

2.2.1 自乳化作用和水油比

水油比與時(shí)間或采收率的關(guān)系是檢查水驅(qū)采油生產(chǎn)情況的有效方法。本文重點(diǎn)討論前人鮮有研究的稠油水油比接近1的現(xiàn)象。以下方模型[36]表示稠油水驅(qū)過(guò)程中的自乳化現(xiàn)象：注入水經(jīng)過(guò)原油所在區(qū)域發(fā)生自乳化，形成油在外的乳化液，該乳化液最多能攜帶50%的水，多余的水則在乳化液周?chē)饾u形成連續(xù)自由水相（圖3）。

圖3 稠油水驅(qū)自乳化示意Fig.3.Schematic diagram of self-emulsification in a waterflooded heavy oil reservoir

2.2.2 稠油水驅(qū)過(guò)程

前人提出的稠油水驅(qū)概念模型[36]示意如圖4 所示。該模型水油比的對(duì)數(shù)和采收率的關(guān)系曲線(xiàn)可劃分為4個(gè)階段：第Ⅰ階段水油比保持為0，即無(wú)水采油階段；第Ⅱ階段水油比從0增至1；第Ⅲ階段水油比保持在1 左右，含水率約50%；第Ⅳ階段水油比快速上升，超過(guò)10，產(chǎn)液中的含水率大于50%。第Ⅲ階段出現(xiàn)平臺(tái)的原因?yàn)槌碛陀筒氐挠秃退诘貙又邪l(fā)生自乳化作用，形成油包水乳化液。這種乳化液能夠攜帶大約50%的水，使得水油比穩(wěn)定在1 左右；而隨著水驅(qū)的持續(xù)進(jìn)行，額外的注入水將會(huì)在油包水乳化帶之間形成連續(xù)的自由水通道，水的流動(dòng)性顯著增強(qiáng)，水油比快速上升，水驅(qū)進(jìn)入第Ⅳ階段。

圖4 稠油水驅(qū)過(guò)程階段劃分Fig.4.Stages of waterflooding process for heavy oil reservoirs

隨著乳化液含水率的增加，乳化液黏度增大，能夠?qū)Ω邼B透通道竄流起到抑制作用，從而擴(kuò)大注水波及體積（圖5）。注入水具有自調(diào)向和自調(diào)剖特征，隨注入水增多，原油自乳化區(qū)域擴(kuò)大，自乳化帶向生產(chǎn)井方向推進(jìn)，形成乳化液驅(qū)替。乳化液到達(dá)生產(chǎn)井附近后，含水率保持穩(wěn)定，穩(wěn)定期含水率即為原油完全乳化時(shí)乳化液的最高容水率。隨著持續(xù)注水，油層的注水波及系數(shù)增大，含水飽和度增大，游離自由水飽和度隨之增大，游離水由分散相變?yōu)檫B續(xù)相流動(dòng)，因水和乳化液黏度的差異大，含水率呈近直線(xiàn)上升。拐點(diǎn)出現(xiàn)的時(shí)間受最大波及系數(shù)和自由水飽和度的影響。

圖5 稠油水驅(qū)乳化液穩(wěn)定驅(qū)替前緣示意Fig.5.Schematic diagram of stable displacement front of emulsion in a waterflooded heavy oil reservoir

綜合油田實(shí)際生產(chǎn)情況及理論概念模型，油井見(jiàn)水后的含水率是由注入水完全乳化時(shí)的最大容水量決定的，自由水突破后的含水率符合實(shí)驗(yàn)室條件下的油水兩相相滲曲線(xiàn)特征，見(jiàn)水后的油井含水率為：

2.3 自乳化稠油水驅(qū)機(jī)理

由吉008 水驅(qū)開(kāi)發(fā)試驗(yàn)區(qū)水油比與采出程度的關(guān)系（圖6）可以看出，在經(jīng)過(guò)較短的第Ⅰ階段后，水油比迅速增大至1左右，隨后在1上下波動(dòng)，即進(jìn)入上述水驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程的第Ⅲ階段，稠油與注入水在地層中發(fā)生自乳化作用，形成油包水乳化液。含水率突破拐點(diǎn)后，水驅(qū)過(guò)程進(jìn)入第Ⅳ階段，水油比迅速上升的原因是注入水已在油包水乳化帶之間形成連續(xù)的自由水通道。開(kāi)發(fā)試驗(yàn)區(qū)實(shí)際水油比與采出程度的關(guān)系與上文所述的概念模型示意特征相似，驗(yàn)證了本文對(duì)吉7 井區(qū)自乳化稠油水驅(qū)含水率長(zhǎng)期穩(wěn)定原因的認(rèn)識(shí)。

圖6 吉008水驅(qū)開(kāi)發(fā)試驗(yàn)區(qū)水油比與采出程度的關(guān)系Fig.6.Relationship between the water-to-oil ratio and recovery percent of reserves in Ji-008 waterflooding test zone

3 自乳化稠油水驅(qū)動(dòng)態(tài)管理

吉7 井區(qū)的自乳化現(xiàn)象及其水驅(qū)特征研究均表明：乳化液流動(dòng)方式在稠油水驅(qū)中起重要作用[36-38]。由前文概念模型特征分析可知，水油比上升會(huì)導(dǎo)致自由水相形成、含水率上升，因此，吉7 井區(qū)水驅(qū)動(dòng)態(tài)管理的關(guān)鍵是水油比的控制。

水油比接近1 時(shí)的乳化液模型可與注采欠平衡聯(lián)系起來(lái)[36]，水油比為1時(shí)，注采比約為0.5。若注入水?dāng)U大了通道外的波及范圍，使原油隨著乳化液產(chǎn)出，那么其瞬時(shí)注采比為0.5～1.0，稠油注水早期驅(qū)替前緣發(fā)育時(shí)，最優(yōu)注采比可能小于1.0。由前人研究可知，美國(guó)阿拉斯加州北坡稠油油藏注水早期驅(qū)替前緣發(fā)育時(shí)，最優(yōu)注采比小于1.0；在該油藏的幾個(gè)獨(dú)立水動(dòng)力單元中，注采比為0.7時(shí)可以最大程度提高采收率[36]。

在吉7 井區(qū)的500 多口油井中，多數(shù)井含水率保持穩(wěn)定，僅13 口井發(fā)生暴性水淹，含水率快速上升，由4 口典型井的含水率與累計(jì)產(chǎn)油量的關(guān)系（圖7）可知，這些井含水平臺(tái)期較短或無(wú)穩(wěn)定含水平臺(tái)期，對(duì)應(yīng)注水井存在明顯超注，注采比均高于1.2。

圖7 吉7井區(qū)部分井含水率與累計(jì)產(chǎn)油量的關(guān)系Fig.7.Relationship between water cut and cumulative oil production of some wells in Wellblock Ji-7

基于以上研究，提出吉7 井區(qū)稠油油藏水驅(qū)管理策略：應(yīng)控制水油比在1 左右；通過(guò)控制注采比實(shí)現(xiàn)注采欠平衡來(lái)保持含水率穩(wěn)定，并避免暴性水淹。

4 結(jié)論

（1）能自乳化且形成穩(wěn)定的油包水乳化液且乳化液沒(méi)有明顯轉(zhuǎn)相點(diǎn)是吉7 井區(qū)稠油油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)的有利特征。

（2）油包水乳化使水油比接近1，是吉7 井區(qū)中含水期含水率長(zhǎng)期穩(wěn)定的主要原因。

（3）與低滲透稀油油藏相比，稠油油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)應(yīng)使水油比穩(wěn)定保持在1 左右，且較低的注采比利于含水率穩(wěn)定期的延長(zhǎng)，從而獲得更高的采收率。

符號(hào)注釋

fe——乳化液含水率；

fw——見(jiàn)水后油井含水率；

fwe——油水完全乳化時(shí)乳化液最大容水率；

Kre——自由水飽和度下乳化液相對(duì)滲透率；

Krw——自由水飽和度下水相相對(duì)滲透率；

Swc——可動(dòng)水飽和度；

Swf——自由水飽和度；

μe——乳化液黏度，mPa·s；

μw——注入水黏度，mPa·s。