低渗透储层活性剂驱油效果及影响因素研究——以鄂尔多斯盆地靖安油田长6油层组为例

胡秀强，胡友清，刘林玉，郁林军，胡 刚

(1.西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西西安710069;2.长庆油田分公司超低渗透第四项目部，甘肃庆阳745000;3.长庆油田分公司超低渗透第一采油厂，陕西 延安716000;4.长庆油田分公司超低渗透第六采油厂，陕西西安710200)

随着世界石油需求量的不断增加，低渗透油藏的开发越来越引起了人们的重视。然而，由于低渗透油层物性差、导流能力差，依靠天然能量开发，自然能量不充足，压力下降较快，产量递减快，开发水平低。因此如何提高低渗透油层采收率成为当前研究的重点。活性剂驱油技术正是提高石油采收率的重要方法之一。向油层中注入活性剂能够大幅度增加毛细管数，进而提高驱油效率;改善油水两相的流度比，提高波及系数。还可以使原油与岩石间的润湿接触角增加，使岩石表面的润湿性发生反转，降低油滴在岩石表面的黏附力，提高洗油效率［1］。

鄂尔多斯盆地是我国重要的低渗透油气勘探与开发基地，随着油田的不断开发，活性剂驱油也成为了鄂尔多斯盆地三次采油的主要方法。然而，对于活性剂驱油的认识和研究还较少，因此本文通过真实砂岩微观模型对靖安油田长6油层活性剂驱油效果及主要的影响因素进行了实验研究。

1 实验材料与方法

1.1 真实砂岩微观模型的制作

实验模型是在保持原选用研究区长6储层代表性天然岩心经洗油、烘干、切片、磨片等工序之后，粘2.5 ×2.5 cm2，承受压力能力为0.2～0.3 MPa。由于它保留了储层岩石本身的孔隙结构特征、岩石物理性质及部分填隙物，使研究结果可信度较其它模型大大增加［2，3］。

1.2 实验流体

实验用的模拟水和模拟油是根据实际地层水的矿化度、离子组成和原油的性质在实验室配置而成。实验用油包括有采油现场取得的原油和由变压器油与煤油配制而成的模拟油。为便于观察，在模拟地水中加入少量甲基蓝呈蓝色，模拟油中加入少量油溶红呈红色。采用的表面活性剂有AES、6501等。其中地层水、注入水、原油及活性剂均由油田提供。所有溶液均在常温下配制。

1.3 实验步骤

实验是以模拟油气进入储层和注水开发过程进行的。对模型依次进行抽真空饱和地层水，油驱水至束缚水饱和度，水驱油至残余油饱和度，统计驱油效率，然后在此基础上用配好的活性剂溶液驱油，观察其驱油效果并统计驱油效率。同常规水驱油进行比较，并观察其驱油机理和对驱油效率的影响。整个实验均在常温下进行［4］。

2 常规水驱油渗流特征与残余油分布

2.1 微观油驱水渗流特征

本次实验模型油层微观油驱水过程主要有均匀型和非均匀型，以非均匀型驱替为主。所谓的均匀型就是驱替相前缘均匀推进，驱替相波及面积大而均匀［5］;非均匀型包括指状型和网状型，指状驱替型指驱替相前缘初期成指状突进，随着驱替的进行，指状突进逐渐变宽，相互之间逐渐连成一片［6］;网状型是指驱替相前缘有多个突进，驱替过程中逐渐结成网状渗流通道，随着驱替的进行，网状渗流通道逐渐变小、变密。不论是均匀型驱替还是非均匀型驱替，油驱水后，形成的微观束缚水主要有绕流、簇状、孤岛状等形式。不同的驱替类型最终形成的油水分布有一定的差异，非均匀型驱替会形成更多的绕流束缚水。

2.2 微观水驱油渗流特征与残余油分布

实验结果表明，研究区整体水驱油效率较高，平均达40%以上。水驱油过程中多数模型为非均匀型驱替，均匀型驱替类型较少;并且均匀型驱替较非均匀型驱替平均水驱油效率要高。残余油类型与孔隙介质的结构及其表面性质有关，也与驱替条件有关［7－8］。镜下观察表明，本区残余油类型主要为由绕流形成的簇状残余油，其次为孤岛状残余油、盲孔状残余油、膜状残余油、以及部分串珠状残余油等。

3 活性剂驱油效果与残余油分布

实验结果表明，活性剂会比较显著的降低模型的残余油饱和度，提高采收率。本次实验模型注入活性剂后驱油效率提高了9%～12%。活性剂驱后残余油类型与水驱结束时相比变化明显。镜下观察表明，在活性剂波及范围内，由于活性剂能降低界面的表面张力，并能聚集成油带，因此水驱油之后形成的膜状残余油、串珠状残余油基本已经消失。而盲孔状残余油和孤岛状残余油的数量及簇状残余油的规模都明显减小。

4 活性剂驱油效率的主要影响因素

4.1 注入倍数对活性剂驱油效率的影响

实验结果表明，随着表面活性剂注入量增加，驱油效率的增量逐渐增加，当注入量达到0.3～0.5 PV时，驱油效率增量达到最大。此后，随着活性剂注入量的增加，驱油效率的增量逐渐减小。可见，表面活性剂注入量为0.3～0.5 PV，驱油效果较为合理。

4.2 驱替压力对活性剂驱油效率的影响

镜下观察表明，提高驱替压力后，储层砂岩模型油水分布出现两个方面的变化，一方面孔隙中油膜厚度减薄，甚至被剥离;另一方面压力使细小孔道中的残余油重新参与流动，绕流形成的簇状残余油明显减少，驱油效率明显增高［9－10］。但是当压力增加到一定值的时候，活性剂驱油效率增加的不明显。因此在注入活性剂时，控制合适的注采压力对提高驱油效率和降低经济成本十分重要。

4.3 储层岩石渗透率对活性剂驱油效率的影响

一般来说，不同渗透率天然岩心中，岩心渗透率越大，水驱采收率值越高［11］。但是本次实验表明，研究区活性剂最终驱油效率与地层渗透率并无明显的相关性。分析其原因认为研究区储层非均质性是影响驱油效率的主要原因。储层非均质性影响活性剂驱油时的驱替类型，储层非均质性越强，残余油越多，驱油效率越低。

5 结语

(1)对研究区储层砂岩微观模型进行活性剂驱油实验表明，研究区整体水驱油效率较高，平均达40%以上。活性剂能较显著的提高油层的采收率，活性剂驱结束比水驱结束时驱油效率提高9% ～12%。

(2)影响活性剂驱油效率的主要因素有活性剂注入倍数、驱替压力以及储层的非均质性。在一定的范围内，注入倍数及驱替压力越大，其驱油效率也越大;储层非均质性越强，活性剂驱油效率越低。

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