底水稠油油藏潤濕性對水錐回升的影響*

胡俊杰，馬珍福，邵現(xiàn)振，錢 軍，李月勝，張貴才，王 翔

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司河口采油廠，山東東營 257200）

0 前言

目前，底水稠油油藏是各國油田開發(fā)面臨的重大挑戰(zhàn)之一，此類油藏占所有石油資源的30%～80%［1-3］。隨著油田進(jìn)入二次和三次開采階段，越來越多的油田演化為底水類型［4］。底水油藏的特點是油層全部與底水接觸，存在明顯的油水界面，俗稱“水上漂”，其優(yōu)勢和劣勢比較明顯。一方面，大油水界面增加了底水波及油層的能量，開發(fā)過程中損失的地層壓力可以從底水中及時補充；另一方面，底水侵入給油井帶來了高含水的問題［5］。開發(fā)過程中往往出現(xiàn)無水采油期短、早期出水、含水率高，甚至底水突破后含水率急速上升，導(dǎo)致原油采收率降低，油田生產(chǎn)風(fēng)險增加［6-7］。因此，如何抑制底水突進(jìn)、實現(xiàn)生產(chǎn)井的控水增油，對于底水油藏的高效開發(fā)具有重要意義。

對于底水稠油油藏，特別是薄層稠油油藏，水平井開采被廣泛認(rèn)為是提高采出程度的有效方法［8］。與直井相比，水平井具有與儲層接觸面積大、生產(chǎn)壓降小、波及效率高等優(yōu)點［9］。但大的接觸面積勢必會產(chǎn)生更大的水錐（脊），縱向非均質(zhì)性增加了底水快速錐（脊）進(jìn)的幾率，增大了后期水錐治理的難度［10］。底水油藏開發(fā)后期的主要問題是壓制底水、抑制底水回升。為了解決這些問題，提高水平井開發(fā)效果，研究人員進(jìn)行了大量的理論分析和實驗研究，大體上可分為機械方法和化學(xué)方法［11］。機械方法是使用機械封隔工具封堵出水點或者為后續(xù)堵水提供層位封隔［12］。機械控水只能解決井筒出水問題，而對于層位繞流、儲層內(nèi)部剩余油的動用問題則需要利用化學(xué)控水技術(shù)解決［13］?；瘜W(xué)控水方法是用化學(xué)材料封堵地層高滲透帶或降低水的相對滲透率。這些材料包括聚合物、凝膠、氮氣泡沫、膨脹型顆粒等［14-15］。目前，在油井中注入硅烷偶聯(lián)劑調(diào)整底水波及儲層潤濕性以控制水錐回升的影響鮮有報道。

潤濕性通常定義為固體表面優(yōu)先與一種流體接觸，而非與另一種流體接觸。該性質(zhì)是影響流體排量、相對滲透率、毛細(xì)管阻力、電性和分散性的主要參數(shù)［16-17］。巖石的潤濕狀態(tài)是影響水錐回升程度的一個重要因素。目前，國內(nèi)外對潤濕性的研究大多側(cè)重于水相滲透率改變和致密巖石自發(fā)滲吸作用。Jadhunadan等［18］研究表明，隨著潤濕性的變化，水驅(qū)采收率增加。從強水濕至中性潤濕，采收率增加到最大值。王剛等［19］對流動阻力的研究結(jié)果表明，驅(qū)替相與壁面的潤濕性越好，滲流壓力整體越小。壁面吸附的液膜越厚，流體流動阻力越大，流體通過毛細(xì)管時的滲流壓力越大。Su 等［20］發(fā)現(xiàn)混合潤濕性頁巖樣品的高有機質(zhì)含量大于水潤濕性頁巖樣品。同時，具有混合潤濕性的頁巖樣品的流動烴含量高于僅具有水潤濕性的頁巖樣品。Takahashi等［21］發(fā)現(xiàn)當(dāng)儲層由水濕變?yōu)橛蜐窈?，水?qū)過程中的毛細(xì)管力成為了阻力，進(jìn)入小孔隙中驅(qū)替原油的難度增大。隨著潤濕性的反轉(zhuǎn)，儲層中殘余油的飽和度會增加；在相同條件下，反轉(zhuǎn)后油相的相對滲透率降低，水相相對滲透率增加。劉懷珠等［22］將不同滲透率的親水巖心在原油中浸泡轉(zhuǎn)為親油潤濕后，測得低滲透率巖心的滲流阻力最高，滲流阻力增加600倍，中滲透率次之，高滲透率最低。康萬利等［23］利用表面活性劑實現(xiàn)了巖心由強親水到弱親油的潤濕反轉(zhuǎn)，滲吸采收率提高了2.20%～4.57%。但利用硅烷偶聯(lián)劑改變儲層潤濕性并起到控水作用的探討相對較少，有待進(jìn)一步深入研究。因此，本文構(gòu)筑了具有不同潤濕性能的潤濕調(diào)節(jié)體系，研究了潤濕性對底水油藏水錐回升程度的影響，包括潤濕調(diào)節(jié)劑篩選、作用機理、降黏率和水錐回升的影響評價、儲層潤濕性與原油采收率的規(guī)律等。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

硅烷偶聯(lián)劑N-2-（氨乙基）-3-氨丙基三甲氧基硅烷（KH-792）、γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷（KH-570）、辛基三乙氧基硅烷（AP-828），含量≥97%，南京軒浩新材料科技有限公司；硅烷偶聯(lián)劑十六烷基三甲氧基硅烷（CY-1631），含量≥97%，杭州杰西卡化工有限公司；有機硅季銨鹽十八烷基二甲基［3-（三甲氧基硅基）丙基］氯化銨（CH-1821），含量為99%，湖北漢達(dá)飛生物科技有限公司；油溶性降黏劑，勝利油田河口采油廠；勝利河口沾-18 原油，60 ℃、7.34 s-1下的黏度為867 mPa·s；LN-100工業(yè)白油，25 ℃下的黏度為100 mPa·s，摩杰佐石油化工（上海）有限公司；蘇丹Ⅲ，化學(xué)純，國藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；380 μm（40目）、120 μm（120目）玻璃微珠，鄭州奧騰磨料有限公司；模擬地層水，礦化度6739 mg/L，離子組成（單位mg/L）為：Na++K+2358.2、Ca2+62.3、Mg2+31.5、CO32-59.6、HCO3-1101.4、Cl-3126。

DSA100型視頻光學(xué)接觸角測量儀，德國Krüss公司；DV-Ⅱ+Pro 型旋轉(zhuǎn)黏度計，美國Brookfield 公司；底水驅(qū)替模型，自制；底水驅(qū)替裝置，江蘇海安石油科研儀器有限公司；ME802 型電子天平，瑞士MettlerToledo公司；KQ-600B型超聲波清洗機，昆山市超聲儀器有限公司；JJ-3A型數(shù)顯電動攪拌器，江蘇金怡儀器科技有限公司；DHG-9123A型電熱恒溫鼓風(fēng)干燥箱，青島藍(lán)特恩科教儀器設(shè)備有限公司。

1.2 實驗方法

（1）三相接觸角的測定

將載玻片先后浸泡在5%稀鹽酸溶液和1%雙氧水溶液中超聲清洗30 min，用去離子水沖洗烘干后待用。潤濕調(diào)節(jié)劑和油溶性降黏劑按一定比例混合后倒入培養(yǎng)皿，將清潔干凈的玻璃載玻片置于培養(yǎng)皿中，60 ℃下靜置12 h。取出載玻片置于60 ℃恒溫真空干燥箱內(nèi)烘干。在處理后的載玻片上滴一滴模擬地層水，用接觸角測量儀測定模擬地層水-載玻片-空氣三相接觸角。

（2）降黏率的測定

在60 ℃下，分別將加（或不加）潤濕調(diào)節(jié)劑的降黏劑按照不同比例摻入稠油中，用電動攪拌器混合均勻。加入潤濕調(diào)節(jié)劑的降黏劑和稠油的混合油作為實驗樣品油；不加潤濕調(diào)節(jié)劑的降黏劑和稠油的混合油作為對照組。采用旋轉(zhuǎn)黏度計測量兩組混合油的黏度，以降黏率為指標(biāo)，評價降黏劑中加入潤濕調(diào)節(jié)劑對稠油降黏的影響，按式（1）計算降黏率。

其中，ν1—稠油和降黏劑混合物的黏度；ν2—稠油黏度。

（3）底水驅(qū)替實驗

二維底水油藏水平井物理模擬裝置（圖1）由底水供給系統(tǒng)、二維填砂模型和計量系統(tǒng)組成。底水供給系統(tǒng)由流量泵和滲流管線模擬底水能量，填砂模型模擬底水油藏，計量系統(tǒng)記錄壓力、采液量和實驗過程。

圖1 底水驅(qū)替實驗裝置示意圖

①二維視覺實驗。采用蘇丹Ⅲ染色過的白油為模擬油。用120目石英砂填充視覺實驗?zāi)Ｐ偷奶钌皡^(qū)域（120 mm×150 mm×1.5 mm），先飽和水再飽和油。首先利用底水能量正向水驅(qū)至不再有油產(chǎn)出，然后通過水平井反向注入化學(xué)劑。密封12 h后再次正向水驅(qū)至沒有油產(chǎn)出，用高清攝像機記錄整個實驗過程。

②定量描述實驗。將勝利河口原油作為實驗用油。利用40 目玻璃微珠填充實驗?zāi)Ｐ停?7 cm×27 cm×1.8 cm）模擬地層多孔介質(zhì)，采用濕填法填充實驗?zāi)Ｐ?，以保證模型中多孔介質(zhì)充分飽和原油。首先，以3 mL/min的驅(qū)替速度進(jìn)行底水能量正向驅(qū)替，至含水率96%時停止，采集壓力并計算含水率和采收率變化。通過底水填砂模型中的油井反向注入0.3 PV（水錐孔隙體積）化學(xué)劑，封井12 h。然后，再次以3 mL/min 的驅(qū)替速度進(jìn)行底水正向驅(qū)替，至采出液含水率96%時結(jié)束，采集壓力并計算含水率和采收率的變化。

2 結(jié)果與討論

2.1 地層潤濕調(diào)節(jié)劑的篩選

通常接觸角在0°至60°～75°、60°～75°至105°～120°、105°～120°至180°分別視為水濕、中性潤濕和油濕［24］。為了調(diào)整儲層潤濕性，選用了5 種油溶性有機硅偶聯(lián)劑溶于降黏劑中以篩選潤濕劑。當(dāng)潤濕劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.1%、0.3%、0.5%、1%和3%，處理溫度為60 ℃時，其篩選結(jié)果如圖2所示。不同潤濕調(diào)節(jié)劑表現(xiàn)出不同的潤濕性能：KH-792 具有強親水性，CH-1821 和KH-570 具有弱親水性，AP-828和CY-1631表現(xiàn)為中性。

圖2 單一潤濕調(diào)節(jié)劑的潤濕效果

5 種潤濕劑均不具有親油性，無法判斷親油儲層在抑制底水回升中的作用。因此，選用接觸角較大的CY-1631、AP-828 和CH-1821 進(jìn)行潤濕調(diào)節(jié)劑的復(fù)配實驗。當(dāng)復(fù)合潤濕劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%時，復(fù)配結(jié)果見表1。當(dāng)CY-1631 和CH-1821 按質(zhì)量比2∶1 復(fù)配時，二者的協(xié)同效果最好，接觸角（137.7°）最大。因此選用硅烷偶聯(lián)劑CY-1631和有機硅季銨鹽CH-1821 作為評價親油儲層對底水油藏水錐回升影響的復(fù)合潤濕調(diào)節(jié)劑。綜上，選用不同潤濕能力（強親水到親油）的1% KH-792、0.3% CH-1821、3%AP-828 和3%CY-1631/CH-1821（2∶1）作為評價潤濕性抑制底水上升影響的潤濕調(diào)節(jié)劑。

表1 復(fù)配潤濕調(diào)節(jié)劑的潤濕效果

2.2 潤濕調(diào)節(jié)劑的作用機理

硅烷偶聯(lián)劑分子中含有兩種不同的反應(yīng)性基團(tuán)，其結(jié)構(gòu)通式為Y—R—SiX3［25］?；瘜W(xué)鍵理論［26］認(rèn)為，硅烷偶聯(lián)劑與水接觸后，與硅相連的3 個Si—X基團(tuán)水解生成硅醇（Si（OH）n），繼而發(fā)生脫水反應(yīng)形成低聚物（聚硅氧烷）。低聚物中的Si—OH與無機材料表面的—OH 鍵合形成氫鍵。通過加熱干燥，發(fā)生脫水反應(yīng)形成部分共價鍵，使無機材料表面吸附大量的低聚物。這種低聚物本身具有不同的潤濕性能，因此硅烷偶聯(lián)劑處理過的無機基質(zhì)表面潤濕性發(fā)生改變。

在底水油藏中，儲層潤濕反轉(zhuǎn)抑制水錐回升的影響表現(xiàn)為毛管阻力對底水上升的抑制作用。根據(jù)毛管力公式，不考慮界面張力和毛細(xì)管半徑。儲層親水時，毛管力方向與底水上升一致，為水驅(qū)油動力。毛管力隨著接觸角的減小而增大，底水驅(qū)替壓差隨接觸角的增加而減小［27］。因此，強親水儲層不利于抑制水錐回升。儲層親油時，毛管力方向與水驅(qū)方向相反，為水驅(qū)油阻力。毛管力隨著接觸角的增大而增大，底水驅(qū)替壓差隨接觸角的增大而增大。因此，依靠底水能量產(chǎn)生的水錐區(qū)域被油濕潤濕調(diào)節(jié)劑作用后，該區(qū)域的毛管力變?yōu)樗?qū)油阻力。宏觀上一方面表現(xiàn)為水錐上升速度減??；另一方面表現(xiàn)為底水流向未波及區(qū)的水濕儲層（液流轉(zhuǎn)向），波及體積增加。因此，油濕儲層對抑制水錐回升、提高采出程度具有積極影響。

2.3 潤濕性對底水回升的影響

2.3.1 潤濕調(diào)節(jié)劑對降黏性能的影響

油溶性降黏劑不僅能壓制水錐，還具有優(yōu)異的滲透作用，作為載體能攜帶潤濕調(diào)節(jié)劑進(jìn)入儲層深部。但是兩者復(fù)合對降黏性能的影響不明確，無法排除降黏劑對采出程度的影響。因此，將篩選出的4 種潤濕調(diào)節(jié)劑體系加入降黏劑中，以不加潤濕調(diào)節(jié)劑的降黏劑作為對照組，5 組樣品分別按質(zhì)量分?jǐn)?shù)1%、3%、5%、10%與原油混合均勻。在60 ℃下，用旋轉(zhuǎn)黏度計測量其黏度。潤濕調(diào)節(jié)劑對降黏性能的影響見表2。與不加潤濕調(diào)節(jié)劑相比，加入潤濕調(diào)節(jié)劑的降黏劑對稠油的降黏率數(shù)值相近，說明4 種潤濕調(diào)節(jié)劑對降黏劑的降黏性能幾乎沒有影響。因此，后續(xù)實驗在降黏作用相同的條件下進(jìn)行潤濕性能評價，排除了降黏因素對實驗結(jié)果的干擾。

表2 控水降黏體系的降黏率

2.3.2 多孔介質(zhì)中水脊（錐）的演化過程

視覺實驗使用潤濕調(diào)節(jié)劑為3%的CY-1631/CH-1821（質(zhì)量比2∶1），結(jié)果如圖3所示。在初次底水正向驅(qū)替突破后，形成了水錐形態(tài)。由于水源能量較弱，存在未突破的次生水錐。當(dāng)水源能量足夠強時，水平井段形成多點突破，多個突破點溝通形成水脊。水平井水脊是多個水錐的并連體。通過油井反向注入化學(xué)劑的過程中，化學(xué)劑優(yōu)先從原始含油飽和度區(qū)域向下運移，逐漸滲透進(jìn)入水錐，迫使錐體內(nèi)的水向下運移。降黏劑引導(dǎo)原油充填原始水錐區(qū)域，形成油水界面整體抬升的局面。60 ℃條件下密封靜置12 h，化學(xué)劑滲透區(qū)域內(nèi)的儲層被潤濕調(diào)節(jié)劑改性。第2 次底水驅(qū)替時，水錐上升速度減小，含油儲層整體水淹面積增加，錐體呈現(xiàn)向邊緣擴大趨勢，說明潤濕調(diào)節(jié)劑作用后改變了液流方向。通過計算，底水再次突破的時間為68 min。與注入未加潤濕調(diào)節(jié)劑的降黏劑對比，底水再次突破時間增加了16 min，可見儲層改性有利于抑制底水回升。

圖3 水錐的演化過程

2.3.3 潤濕性抑制底水回升的作用

為了進(jìn)一步探明潤濕性對抑制水錐回升的影響，采用40 目玻璃微珠填充模型進(jìn)行底水驅(qū)替實驗，填砂區(qū)域孔隙度在0.37～0.39 之間。將優(yōu)選出的4種具有不同潤濕性能的潤濕調(diào)節(jié)劑體系加入降黏劑中，以不加潤濕調(diào)節(jié)劑的降黏體系作為對照組，開展定量評價實驗。注化學(xué)劑前后，水驅(qū)含水率、壓力和采收率的變化如圖4 所示。在初始底水驅(qū)時，注入壓力迅速上升達(dá)到一個峰值。當(dāng)注入水到達(dá)模型出口端時，即底水突破后，注入壓力迅速下降至最小值并不再變化（平衡壓力），說明填砂模型中形成了完整的水錐，此時產(chǎn)出液含水率達(dá)到96%以上，而采收率僅為40%左右。然后在水平井反向注入水錐孔隙體積的0.3 PV控水降黏體系，悶井12 h 后繼續(xù)水驅(qū)至含水率96%。此時注入壓力不再變化，即再次形成完整水錐。實驗結(jié)果表明，單純注降黏劑后的采出程度為10.56%，注降黏劑前后底水驅(qū)替平衡壓力比為0.73；而降黏劑中加入KH-792、CH-1821、AP-828 和CY-1631/CH-1821 調(diào)整儲層后的采收率分別為6.51%、12.13%、13.24%和15.17%，平衡壓力比分別為0.54、0.92、1.28和3.75。這是由于在水濕油藏中，毛管力是水驅(qū)油的動力，毛管力隨接觸角的減小而增加，水驅(qū)油的壓差隨毛管力的增加而減??；在油濕油藏中，毛管力是水驅(qū)油的阻力，水驅(qū)油的壓差隨毛管力的增加而增加。油濕儲層后續(xù)水驅(qū)再次達(dá)到壓力峰值（底水再次突破）的底水注入量最大。值得注意的是，由于每組實驗填充的模型滲透率存在一定差異，導(dǎo)致基質(zhì)內(nèi)孔喉平均直徑不同?？缀泶笮绊懙姿F進(jìn)的壓力，孔喉直徑越小底水錐進(jìn)壓力越大。但是，同一組實驗注化學(xué)劑前后的底水驅(qū)替在相同的孔喉條件下進(jìn)行，因此孔喉大小對平衡壓力比沒有影響。由此可見，隨著潤濕性發(fā)生反轉(zhuǎn)，流動阻力明顯增加，油濕儲層的初始含水率為0，總采出程度可達(dá)63.85%。因此，底水砂巖稠油油藏儲層潤濕反轉(zhuǎn)有利于抑制底水再次回升，提高原油采收率。

2.3.4 潤濕性對水錐行為的影響

根據(jù)不同潤濕性條件下的采出程度獲得擬合曲線，以描述潤濕性和水錐回升的關(guān)系，如圖5 所示。隨著接觸角的增加，在不同潤濕性條件下水錐回升的原油凈采出程度從6.51%增至15.17%。它們之間的關(guān)系為冪指數(shù)形式，相關(guān)系數(shù)高達(dá)0.9838。

圖5 潤濕性對原油采收率的影響

3 結(jié)論

通過5種有機硅烷偶聯(lián)劑單獨使用和復(fù)配的效果，選用具有不同潤濕能力的調(diào)節(jié)劑，如1%KH-792、0.3% CH-1821、3% AP-828、3% CY-1631/CH-1821（質(zhì)量比為2∶1）。潤濕調(diào)節(jié)劑對降黏劑的降黏性能沒有影響。填砂物理模擬實驗結(jié)果表明，底水驅(qū)后反向注入4 種控水降黏體系，可把儲層調(diào)節(jié)到不同的潤濕性，從強水濕到油濕平衡壓力比依次增加。油濕儲層的初始含水率為0，總采出程度可達(dá)63.85%。潤濕性對抑制水錐有重要影響。將儲層調(diào)整到油濕有利于抑制底水回升，接觸角從27.6°增至137.7°，模型的原油凈采收率從6.51%增至15.17%，呈現(xiàn)冪指數(shù)形式。研究結(jié)果為分析儲層潤濕性對抑制水錐回升的影響提供了理論和實驗依據(jù)。