劉軍全，余 航，冷 福，高 波

（中國石油長慶油田分公司第七采油廠，陜西西安 710200）

人們普遍把滲透率低于1×10-3μm2的油藏稱之為超低滲油藏。近年來，隨著越來越多的超低滲油藏投入開發(fā)，環(huán)江油田超低滲油藏原油儲量占比達到50%以上，產量占比達到40%以上，其開發(fā)的重要性不言而喻。超低滲油藏滲透率低、非均質性強，天然裂縫發(fā)育且多方向性，導致含水率上升快、采油速度低（0.2%～0.4%），注水開發(fā)矛盾突出。注水井堵水調剖、微球調驅等常規(guī)治理易造成注水壓力升高、地層堵塞，且隨著頻次增多，效果逐年變差，提高采收率效果有限。

表面活性劑是一類兼具疏水基和親水基的兩親性化合物，具有改變界面性質的能力，相比于水，表面活性劑可以通過降低油水界面張力和改變巖心孔隙表面潤濕性兩個方面來提高驅油效果[1]。表面活性劑于20世紀90 年代后先后在新疆、中原等各大油田開始了現場應用，取得了較好效果。但對于超低滲油藏（低于1×10-3μm2）現場試驗的相關研究較少。因此，在超低滲油藏開展表面活性劑驅試驗，攻關提高采收率技術意義重大。筆者在環(huán)江油田L38 區(qū)長8 油藏中部選取4 個注采井組開展先導試驗，分析表面活性劑驅油前后油藏的動態(tài)特征，進而追蹤改善水驅的階段效果，為下步在環(huán)江油田開展規(guī)模應用積累寶貴經驗。

1 開發(fā)簡況

環(huán)江油田L38 區(qū)位于鄂爾多斯盆地南部，長8 油藏屬于三角洲前緣水下分流河道沉積，油藏埋深2 752 m，油層厚度14.1 m，平均孔隙度10.6%，平均滲透率0.9 mD，屬超低滲Ⅰ類油藏。含油飽和度55.6%，油層溫度72.2 ℃，原油黏度0.701 mPa·s，油層非均質性嚴重，滲透率級差79，地層水礦化度11 542.62 g/L，pH值6.91，為CaCl2水型。

試驗區(qū)4 注21 采，含油面積1.13 km2，動用地質儲量54.6×104t。2009 年同步注水開發(fā)，480 m×130 m菱形反九點井網，注水井4 口，日注水平60 m3，累計注采比1.5，平均單井吸水厚度13.97 m，水驅動用程度84.2%。采油井21 口，日產液水平72.2 t，日產油水平14.5 t，單井產能0.73 t，綜合含水率75.5%，采油速度0.35%，采出程度7.9%，地層壓力保持水平104%。

受人工縫、天然裂縫、高滲帶交互影響，含水率上升快，水驅類型復雜，水驅方向呈多向性，目前采油速度僅0.30%。歷年開展聚合物微球驅、周期注水等試驗，見效率低（僅15.4%），含水率上升速度難以有效控制，水驅效率低。隨著注水開發(fā)時間的延長，因儲層物性差、非均質性強引起的有效驅替系統(tǒng)難以全面建立，水驅不均、含水率上升快等矛盾日益積累，導致采油速度、儲量動用程度偏低，驅油效率低，一次井網注水效果差，開發(fā)效果不理想。

2 表面活性劑驅前性能評價

采用L38 區(qū)注入水、原油、巖心等現場樣本，利用巖心多功能驅替系統(tǒng)試驗對現場用表面活性劑進行評價。

2.1 界面張力

用L38 區(qū)長8 油藏注入水配制成不同質量分數的表面活性劑溶液，在地層溫度條件下，采用界面張力儀測定不同濃度條件下界面張力隨時間的變化情況，見圖1。濃度在0.05%～0.30%，界面張力隨時間增加而下降，在35 min 后界面張力達到最低值1×10-3mN/m。當濃度為0.10%、0.20%、0.30%時，隨著濃度的增加，界面張力下降速度快，并與時間呈線性關系。而當濃度為0.05%時，初期下降速度慢，35 min 后才能達到最低，而且足夠時間后還能下降。表明表面活性劑在濃度很低的情況下仍具有較高的界面活性，可在較短的時間內實現超低界面張力，有利于對殘余油的啟動和運移。

圖1 不同濃度表面活性劑油水界面張力測試結果

2.2 潤濕性

試驗區(qū)原油經甲基硅油處理的載玻片表面偏親油（＞90°模擬親油地層），經表面活性劑溶液處理后接觸角下降，較小濃度下潤濕性改變效果非常好（表1）。表面活性劑顯著改變潤濕性，親油表面接觸角增大向親水方向轉變。研究表明，驅油效率與油藏巖石的潤濕性密切相關，親油巖石水驅驅油效率最低，弱親水巖石的驅油效率最高[6]。

表1 表面活性劑潤濕反轉性能評價表

2.3 驅油效率

為了研究表面活性劑的驅替作用，分別以注入水和表面活性劑水溶液為驅替液進行巖心驅替，驅替后的巖心相對滲透率曲線（圖2）表明，表面活性劑驅與水驅相比，界面張力降低，兩相流動范圍變寬，等滲點右移，巖心親水性增強，殘余油飽和度降低5.27%。而且油相對滲透率上升明顯，最終值也有了明顯提高。界面張力越低，這種變化越顯著[6]。濃度為0.20%的表面活性劑能使巖心洗油效率提高23%，具有較好的洗油能力，驅油效率比水驅提高5.53%以上。

圖2 水驅和表面活性劑驅相對滲透率曲線

2.4 最佳注入量

數值模擬結果表明：隨著注入量的增加，提高采收率幅度增加，設計注入量在0.1～1.0 PV，當注入量達到0.3 PV 時，提高采收率幅度為4.4%，當注入量超過0.3 PV 后，提高采收率幅度明顯減緩，優(yōu)選0.3 PV 為最佳注入量（圖3）。

圖3 表面活性劑驅數值模擬注入量與提高采收率幅度曲線

根據界面張力、潤濕性等測試結果，綜合經濟因素，同時考慮抗吸附性、洗油效率、驅油效率等參數，確定表面活性劑注入濃度為0.20%，注入量為0.3 PV，約26.3×104m3。自2021 年9 月開展注表面活性劑試驗，日注入量15 m3，注水強度0.83 m3/（d·m），日加藥量261.1 kg。截至2022 年4 月完成注入，累計注入表面活性劑56.4 t，注水量10 346.0 m3，總體注入量完成設計的4.84%。

3 表面活性劑驅后效果評價

3.1 高壓力下注入平穩(wěn)，吸水面積擴大

表面活性劑注入8 個月，4 口井注入壓力穩(wěn)定，平均注水量49.3 m3，注入壓力18.5 MPa，注完之后壓力略有上升。這與常規(guī)堵水調剖有明顯區(qū)別（調剖后注入壓力會上升1～2 MPa）。試驗中測試3 口井視吸水指數曲線（圖4），吸水狀況良好，壓力和注水量呈線性關系，沒有出現明顯拐點，視吸水指數0.02～0.04 m3/（d·MPa）。說明表面活性劑對儲層傷害較小，不會影響儲層原有的滲流狀態(tài)，適合在高注入壓力下注入，發(fā)揮疏導的作用，進入地層不會造成堵塞，較易進入低滲、低孔儲層，達到改善剖面的作用。從3 口井的前后可對比剖面看，注入剖面不同程度得到改善，層內吸水面積趨于充分、均勻，縮小了層間吸水差異，減弱了層間矛盾，避免了單層突進。

圖4 試驗區(qū)3 口注水井視吸水指數曲線（井口）

J85-49 井注入前后剖面對比，長811小層相對吸水量由74.78%下降到54.20%，長812小層相對吸水量由25.22%上升到45.80%，下層水驅動用程度提高，上層注水突進減弱，達到了改善水驅的目的。對應油井J86-49 井注表面活性劑前，含水率接近100%，注表面活性劑后含水率降至84.2%。同時，D548-49 井長811吸水量得到了加強，J85-47 井長812底部尖峰吸水消失（表2）。由此可見，表面活性劑通過降低界面張力后更容易進入吸水較差的儲層，調整注入剖面，有效改善兩相滲流關系，使更多的儲層剩余油參與流動。

表2 注表面活性劑前后吸水情況統(tǒng)計表

3.2 已建驅替關系井反應明顯，見效程度高

試驗區(qū)采用菱形反九點井網，前期動態(tài)反映主對角線方向井見效不明顯，側向為主要見效方向，以北東105°為主。為真實反映表面活性劑效果，對井網內21 口井進行分析篩選，剔除無關井9 口（關停井2 口，表面活性劑驅期間堵塞井3 口，措施井2 口，動態(tài)不對應井2口），對剩余12 口井動態(tài)數據進行分析，時間從2021年1 月到2023 年1 月。注前注后對比，試驗區(qū)日產液量、含水率由注前的持續(xù)上升趨勢變?yōu)橄陆第厔?，其中日產液先降后升，含水率則一直處于下降趨勢，日產油則由11.3 t 增加到13.1 t，日增加2.9 t，綜合含水率由71.6%下降到59.4%，再下降到12.2%，日減少無效采水量9.6 m3（圖5）。

圖5 表面活性劑先導試驗注采曲線

見效井10 口，見效率47.6%，主向井見效20%，側向井見效80%，側向增油效果明顯好于主向，符合區(qū)域見效規(guī)律。從見效特征看，見效井主要為高液高含水率井，與注水井存在對應關系，而無見水特征的低產井動態(tài)變化不明顯，表明油水井建立有效驅替系統(tǒng)是表面活性劑驅發(fā)揮效果的前提。進一步對10 口見效井分析發(fā)現（表3），見效有兩類，一類以注前含水率30.0%以下為主，以液量上升、含水率上升為主，增液但不增油為特征，平均單井液量上升0.7 m3/d，含水率上升21.9%；另一類以注前含水率30.0%以上為主，以液量下降、含水率下降為主，平均單井液量下降1.4 m3/d，含水率下降10.8%，日增油0.5 t。分析降水原因，是由于L38 區(qū)超低滲儲層物性差、孔隙小、孔喉分選性差，含水率升高后產生的賈敏效應可能“鎖死”已經形成的水驅油通道，大大增加了殘余油數量。表面活性劑通過降低油水界面張力來減弱賈敏效應，使油流通道暢通，滲流速度增加，水流速度降低，兩相滲流關系改變，改變產液結構來減弱平面矛盾。初步認為，含水率達到30.0%以上可開展注表面活性劑工作。

表3 見效井注表面活性劑前后對比表

3.3 表面活性劑驅后對開發(fā)動態(tài)的持續(xù)效應

在穩(wěn)定水驅條件下，當含水率超過40.0%以后，油藏或單井的累計產水量與累計產油量之間存在半對數直線關系，該直線可以綜合反映實際水驅過程中的動態(tài)特征[3]。若采取調整措施的話，該直線斜率將會改變[2-5]。若措施得當的話，開發(fā)動態(tài)將向有利的方向發(fā)展。

式中：Wp-累計產水量，104t；Np-累計產油量，104t；b-直線的斜率；a-直線的截距；fw-含水率，%。

在注表面活性劑試驗后18 個月時間內，10 口井再未采取其他任何調整措施，可以排除其他影響因素，后續(xù)的動態(tài)變化可以認為是表面活性劑驅的持續(xù)效果。通過10 口油井累計產油量與累計產水量的水驅特征曲線（圖6）可以看出，水驅特征曲線一直處于穩(wěn)定狀態(tài)，注表面活性劑前后水驅特征曲線發(fā)生了明顯變化，對局部進行放大分析（圖7），發(fā)現在注表面活性劑后曲線發(fā)生明顯轉折，前后有兩個明顯的直線段。

圖6 受表面活性劑影響井甲型曲線

圖7 表面活性劑見效井局部放大甲型曲線

根據水驅特征曲線方程建立累計產油量與含水率的關系。根據經濟極限含水率估算最終累計產油量，即可采儲量。

以經濟上合理的極限含水率為95.0%，則公式（2）可變?yōu)椋?/p>

采用甲型水驅特征曲線法分別計算注前和注后的水驅動態(tài)儲量（表4），結果表明，注后的水驅動態(tài)儲量超出注前的水驅動態(tài)儲量，前后相比增加水驅動態(tài)儲量13.093×104t，是未注表面活性劑的1.07 倍。

表4 注表面活性劑前后水驅動態(tài)儲量對比表

3.4 開發(fā)指標變好，經濟效益突出

試驗區(qū)含水率上升速度由0.9%下降到-1.0%，試驗區(qū)自然遞減由2.2%下降到0.4%，降水穩(wěn)油效果顯著，遞減指標穩(wěn)定。實施表面活性劑驅4 口，總投入費用176.5 萬元（藥劑費90.0 萬元，運行成本41.5 萬元，設備費用45.0 萬元），總產值278.0 萬元，投入產出比為1.00∶1.58。

4 結論及認識

（1）表面活性劑在較低濃度條件可使油水界面張力降至1×10-3mN/m，可明顯改變潤濕性，擴大兩相滲流區(qū)，降低殘余油飽和度5.27%，能大幅提高驅油效率。

（2）表面活性劑可在高注入壓力下發(fā)揮調驅作用，使吸水剖面得到明顯改善，水驅更加均勻有效。

（3）試驗區(qū)見效率高，增油降水效果明顯，有較好的驅油效果。從見效特征看，見效井主要為高液高含水率井，與注水井存在對應關系，而無見水特征的低產井動態(tài)變化不明顯，表明油水井建立有效驅替系統(tǒng)是表面活性劑驅發(fā)揮效果的前提。

（4）試驗區(qū)在試驗期短、累計注入量少的情況下，實現了長期效果，利用甲型曲線判斷，注后的水驅動態(tài)儲量超出注前的水驅動態(tài)儲量，前后相比增加水驅動態(tài)儲量13.093×104t，是之前的1.07 倍。

（5）試驗規(guī)模小，測試資料有限，對滲流和見效規(guī)律的認識僅僅停留在初步階段，還需進一步擴大試驗區(qū)，并開展深入研究，探索驅油機理。