刘军全，余 航，冷 福，高 波
（中国石油长庆油田分公司第七采油厂，陕西西安 710200）
人们普遍把渗透率低于1×10-3μm2的油藏称之为超低渗油藏。近年来，随着越来越多的超低渗油藏投入开发，环江油田超低渗油藏原油储量占比达到50%以上，产量占比达到40%以上，其开发的重要性不言而喻。超低渗油藏渗透率低、非均质性强，天然裂缝发育且多方向性，导致含水率上升快、采油速度低（0.2%～0.4%），注水开发矛盾突出。注水井堵水调剖、微球调驱等常规治理易造成注水压力升高、地层堵塞，且随着频次增多，效果逐年变差，提高采收率效果有限。
表面活性剂是一类兼具疏水基和亲水基的两亲性化合物，具有改变界面性质的能力，相比于水，表面活性剂可以通过降低油水界面张力和改变岩心孔隙表面润湿性两个方面来提高驱油效果[1]。表面活性剂于20世纪90 年代后先后在新疆、中原等各大油田开始了现场应用，取得了较好效果。但对于超低渗油藏（低于1×10-3μm2）现场试验的相关研究较少。因此，在超低渗油藏开展表面活性剂驱试验，攻关提高采收率技术意义重大。笔者在环江油田L38 区长8 油藏中部选取4 个注采井组开展先导试验，分析表面活性剂驱油前后油藏的动态特征，进而追踪改善水驱的阶段效果，为下步在环江油田开展规模应用积累宝贵经验。
环江油田L38 区位于鄂尔多斯盆地南部，长8 油藏属于三角洲前缘水下分流河道沉积，油藏埋深2 752 m，油层厚度14.1 m，平均孔隙度10.6%，平均渗透率0.9 mD，属超低渗Ⅰ类油藏。含油饱和度55.6%，油层温度72.2 ℃，原油黏度0.701 mPa·s，油层非均质性严重，渗透率级差79，地层水矿化度11 542.62 g/L，pH值6.91，为CaCl2水型。
试验区4 注21 采，含油面积1.13 km2，动用地质储量54.6×104t。2009 年同步注水开发，480 m×130 m菱形反九点井网，注水井4 口，日注水平60 m3，累计注采比1.5，平均单井吸水厚度13.97 m，水驱动用程度84.2%。采油井21 口，日产液水平72.2 t，日产油水平14.5 t，单井产能0.73 t，综合含水率75.5%，采油速度0.35%，采出程度7.9%，地层压力保持水平104%。
受人工缝、天然裂缝、高渗带交互影响，含水率上升快，水驱类型复杂，水驱方向呈多向性，目前采油速度仅0.30%。历年开展聚合物微球驱、周期注水等试验，见效率低（仅15.4%），含水率上升速度难以有效控制，水驱效率低。随着注水开发时间的延长，因储层物性差、非均质性强引起的有效驱替系统难以全面建立，水驱不均、含水率上升快等矛盾日益积累，导致采油速度、储量动用程度偏低，驱油效率低，一次井网注水效果差，开发效果不理想。
采用L38 区注入水、原油、岩心等现场样本，利用岩心多功能驱替系统试验对现场用表面活性剂进行评价。
2.1 界面张力
用L38 区长8 油藏注入水配制成不同质量分数的表面活性剂溶液，在地层温度条件下，采用界面张力仪测定不同浓度条件下界面张力随时间的变化情况，见图1。浓度在0.05%～0.30%，界面张力随时间增加而下降，在35 min 后界面张力达到最低值1×10-3mN/m。当浓度为0.10%、0.20%、0.30%时，随着浓度的增加，界面张力下降速度快，并与时间呈线性关系。而当浓度为0.05%时，初期下降速度慢，35 min 后才能达到最低，而且足够时间后还能下降。表明表面活性剂在浓度很低的情况下仍具有较高的界面活性，可在较短的时间内实现超低界面张力，有利于对残余油的启动和运移。
图1 不同浓度表面活性剂油水界面张力测试结果
2.2 润湿性
试验区原油经甲基硅油处理的载玻片表面偏亲油（＞90°模拟亲油地层），经表面活性剂溶液处理后接触角下降，较小浓度下润湿性改变效果非常好（表1）。表面活性剂显著改变润湿性，亲油表面接触角增大向亲水方向转变。研究表明，驱油效率与油藏岩石的润湿性密切相关，亲油岩石水驱驱油效率最低，弱亲水岩石的驱油效率最高[6]。
表1 表面活性剂润湿反转性能评价表
2.3 驱油效率
为了研究表面活性剂的驱替作用，分别以注入水和表面活性剂水溶液为驱替液进行岩心驱替，驱替后的岩心相对渗透率曲线（图2）表明，表面活性剂驱与水驱相比，界面张力降低，两相流动范围变宽，等渗点右移，岩心亲水性增强，残余油饱和度降低5.27%。而且油相对渗透率上升明显，最终值也有了明显提高。界面张力越低，这种变化越显著[6]。浓度为0.20%的表面活性剂能使岩心洗油效率提高23%，具有较好的洗油能力，驱油效率比水驱提高5.53%以上。
图2 水驱和表面活性剂驱相对渗透率曲线
2.4 最佳注入量
数值模拟结果表明：随着注入量的增加，提高采收率幅度增加，设计注入量在0.1～1.0 PV，当注入量达到0.3 PV 时，提高采收率幅度为4.4%，当注入量超过0.3 PV 后，提高采收率幅度明显减缓，优选0.3 PV 为最佳注入量（图3）。
图3 表面活性剂驱数值模拟注入量与提高采收率幅度曲线
根据界面张力、润湿性等测试结果，综合经济因素，同时考虑抗吸附性、洗油效率、驱油效率等参数，确定表面活性剂注入浓度为0.20%，注入量为0.3 PV，约26.3×104m3。自2021 年9 月开展注表面活性剂试验，日注入量15 m3，注水强度0.83 m3/（d·m），日加药量261.1 kg。截至2022 年4 月完成注入，累计注入表面活性剂56.4 t，注水量10 346.0 m3，总体注入量完成设计的4.84%。
3.1 高压力下注入平稳，吸水面积扩大
表面活性剂注入8 个月，4 口井注入压力稳定，平均注水量49.3 m3，注入压力18.5 MPa，注完之后压力略有上升。这与常规堵水调剖有明显区别（调剖后注入压力会上升1～2 MPa）。试验中测试3 口井视吸水指数曲线（图4），吸水状况良好，压力和注水量呈线性关系，没有出现明显拐点，视吸水指数0.02～0.04 m3/（d·MPa）。说明表面活性剂对储层伤害较小，不会影响储层原有的渗流状态，适合在高注入压力下注入，发挥疏导的作用，进入地层不会造成堵塞，较易进入低渗、低孔储层，达到改善剖面的作用。从3 口井的前后可对比剖面看，注入剖面不同程度得到改善，层内吸水面积趋于充分、均匀，缩小了层间吸水差异，减弱了层间矛盾，避免了单层突进。
图4 试验区3 口注水井视吸水指数曲线（井口）
J85-49 井注入前后剖面对比，长811小层相对吸水量由74.78%下降到54.20%，长812小层相对吸水量由25.22%上升到45.80%，下层水驱动用程度提高，上层注水突进减弱，达到了改善水驱的目的。对应油井J86-49 井注表面活性剂前，含水率接近100%，注表面活性剂后含水率降至84.2%。同时，D548-49 井长811吸水量得到了加强，J85-47 井长812底部尖峰吸水消失（表2）。由此可见，表面活性剂通过降低界面张力后更容易进入吸水较差的储层，调整注入剖面，有效改善两相渗流关系，使更多的储层剩余油参与流动。
表2 注表面活性剂前后吸水情况统计表
3.2 已建驱替关系井反应明显，见效程度高
试验区采用菱形反九点井网，前期动态反映主对角线方向井见效不明显，侧向为主要见效方向，以北东105°为主。为真实反映表面活性剂效果，对井网内21 口井进行分析筛选，剔除无关井9 口（关停井2 口，表面活性剂驱期间堵塞井3 口，措施井2 口，动态不对应井2口），对剩余12 口井动态数据进行分析，时间从2021年1 月到2023 年1 月。注前注后对比，试验区日产液量、含水率由注前的持续上升趋势变为下降趋势，其中日产液先降后升，含水率则一直处于下降趋势，日产油则由11.3 t 增加到13.1 t，日增加2.9 t，综合含水率由71.6%下降到59.4%，再下降到12.2%，日减少无效采水量9.6 m3（图5）。
图5 表面活性剂先导试验注采曲线
见效井10 口，见效率47.6%，主向井见效20%，侧向井见效80%，侧向增油效果明显好于主向，符合区域见效规律。从见效特征看，见效井主要为高液高含水率井，与注水井存在对应关系，而无见水特征的低产井动态变化不明显，表明油水井建立有效驱替系统是表面活性剂驱发挥效果的前提。进一步对10 口见效井分析发现（表3），见效有两类，一类以注前含水率30.0%以下为主，以液量上升、含水率上升为主，增液但不增油为特征，平均单井液量上升0.7 m3/d，含水率上升21.9%；
另一类以注前含水率30.0%以上为主，以液量下降、含水率下降为主，平均单井液量下降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 区超低渗储层物性差、孔隙小、孔喉分选性差，含水率升高后产生的贾敏效应可能“锁死”已经形成的水驱油通道，大大增加了残余油数量。表面活性剂通过降低油水界面张力来减弱贾敏效应，使油流通道畅通，渗流速度增加，水流速度降低，两相渗流关系改变，改变产液结构来减弱平面矛盾。初步认为，含水率达到30.0%以上可开展注表面活性剂工作。
表3 见效井注表面活性剂前后对比表
3.3 表面活性剂驱后对开发动态的持续效应
在稳定水驱条件下，当含水率超过40.0%以后，油藏或单井的累计产水量与累计产油量之间存在半对数直线关系，该直线可以综合反映实际水驱过程中的动态特征[3]。若采取调整措施的话，该直线斜率将会改变[2-5]。若措施得当的话，开发动态将向有利的方向发展。
式中：Wp-累计产水量，104t；
Np-累计产油量，104t；
b-直线的斜率；
a-直线的截距；
fw-含水率，%。
在注表面活性剂试验后18 个月时间内，10 口井再未采取其他任何调整措施，可以排除其他影响因素，后续的动态变化可以认为是表面活性剂驱的持续效果。通过10 口油井累计产油量与累计产水量的水驱特征曲线（图6）可以看出，水驱特征曲线一直处于稳定状态，注表面活性剂前后水驱特征曲线发生了明显变化，对局部进行放大分析（图7），发现在注表面活性剂后曲线发生明显转折，前后有两个明显的直线段。
图6 受表面活性剂影响井甲型曲线
图7 表面活性剂见效井局部放大甲型曲线
根据水驱特征曲线方程建立累计产油量与含水率的关系。根据经济极限含水率估算最终累计产油量，即可采储量。
以经济上合理的极限含水率为95.0%，则公式（2）可变为：
采用甲型水驱特征曲线法分别计算注前和注后的水驱动态储量（表4），结果表明，注后的水驱动态储量超出注前的水驱动态储量，前后相比增加水驱动态储量13.093×104t，是未注表面活性剂的1.07 倍。
表4 注表面活性剂前后水驱动态储量对比表
3.4 开发指标变好，经济效益突出
试验区含水率上升速度由0.9%下降到-1.0%，试验区自然递减由2.2%下降到0.4%，降水稳油效果显著，递减指标稳定。实施表面活性剂驱4 口，总投入费用176.5 万元（药剂费90.0 万元，运行成本41.5 万元，设备费用45.0 万元），总产值278.0 万元，投入产出比为1.00∶1.58。
（1）表面活性剂在较低浓度条件可使油水界面张力降至1×10-3mN/m，可明显改变润湿性，扩大两相渗流区，降低残余油饱和度5.27%，能大幅提高驱油效率。
（2）表面活性剂可在高注入压力下发挥调驱作用，使吸水剖面得到明显改善，水驱更加均匀有效。
（3）试验区见效率高，增油降水效果明显，有较好的驱油效果。从见效特征看，见效井主要为高液高含水率井，与注水井存在对应关系，而无见水特征的低产井动态变化不明显，表明油水井建立有效驱替系统是表面活性剂驱发挥效果的前提。
（4）试验区在试验期短、累计注入量少的情况下，实现了长期效果，利用甲型曲线判断，注后的水驱动态储量超出注前的水驱动态储量，前后相比增加水驱动态储量13.093×104t，是之前的1.07 倍。
（5）试验规模小，测试资料有限，对渗流和见效规律的认识仅仅停留在初步阶段，还需进一步扩大试验区，并开展深入研究，探索驱油机理。
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