稠油油藏常温水驱自乳化效果评价 ——以准噶尔盆地昌吉油田吉7井区为例

梁成钢，赵坤，褚艳杰，魏庆婷，王炜龙，甄贵男，赵雪洁，秦嘉敏,张荣

1.中国石油新疆油田分公司吉庆油田作业区，新疆 吉木萨尔 831700 2.长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100

原油黏度是影响水驱效率的主要因素[1]，地层原油黏度大于50mPa·s的稠油多采用热采方式开发：稠油油藏为浅层(100～600m)时采用注蒸汽开发，不下隔热管[2]；中深层 (600～1600m)采用下隔热管注蒸汽开发；深层 (>1600m)采用掺稀或化学降黏开发。国内部分深层稠油油藏水驱采收率低，后期转热采开发，成本高难以有效开采[3-5]，使得该类油藏的开发当前几乎处于停滞的尴尬境地。

准噶尔盆地昌吉油田吉7井区是2011年探明的一个大型稠油油藏，储集层为二叠系梧桐沟组(P3wt)砂岩，油层平均埋藏深度1680m，油藏温度53℃，地层压力17.1MPa，平均孔隙度19.5%，平均渗透率80.8mD，地层条件下平均原油黏度801mPa·s，地面50℃条件原油黏度3204mPa·s[4]。试采过程中发现，该区油水在地层条件下能实现混溶，形成乳化溶液。国内外油藏流体自乳化的相关研究鲜有报道[6-8]。吉7井区油藏原油具有自乳化特征，通过注地面常温水，能够在油藏中水驱前缘形成乳化液驱油。目前在吉7井区深层稠油油藏采用常温注水开发已建成了52万吨产能，预测采收率可达30.0%，取得了良好的开发效果。

1 原油自乳化机理分析

1.1 乳化能力和稳定性试验

首先选取吉7井区主力区原油黏度为2110mPa· s的原油，配成10%～90%不同含水率9个样品，各50mL，倒入搅拌器中以8000r/min的转速搅拌1min，长期观察。如图1(a)当天照片所示，含水率60%以下乳化液与水不分层，水全部与原油乳化，呈乳化液形态存在；含水率60%以上乳化液与水之间部分分层，部分水呈游离态，部分水呈乳化液形态存在。放置7d后如图1(b)所示,含水率50%以下乳化液与水之间不分层，水全部与原油乳化，呈乳化液形态存在；含水率50%以上乳化液与水之间部分分层，部分水呈游离态，部分水呈乳化液形态存在。对这些不同含水率下油水的乳化程度进行统计，结果表明，当含水率不高于60%时，油水均可完全乳化；当含水率在60%～80%时，乳化程度86%以上；而含水率达到90%时，乳化程度很低，只有36%。随着含水率的增加，乳化液析水率增加，稳定性变弱。总的来说，含水率40%以下的乳化液稳定性较好，含水率70%以上形成的乳化液稳定性很差。这是因为随着含水率的增加，油相中的乳化液液滴(水相)越来越多，液滴分散密集，很容易碰撞聚并，沉降析出，导致乳化液稳定性下降。

图1 吉7井区不同含水率原油乳化液图片Fig.1 Photos of crude oil emulsion with different water content in Well Block Ji 7

此外，从吉7井区不同原油流体中选取黏度不同的5组样品，其中原油样品的含水率从3.0%～94.9%不等，地面50℃时的原油黏度从143～8092mPa· s不等，配成含水率40%的乳化液。倒入搅拌器中以8000r/min的转速搅拌1min，长期观察。如图2所示，放置7d后乳化液与水之间不分层，水全部与原油乳化，呈乳化液形态存在，乳化程度100%。随着原油黏度的增加，形成乳化液析水率降低，乳化液稳定性增强。这是因为原油作为外相，其黏度的增大将减小液滴的扩散系数，导致碰撞频率与聚结速率降低，液滴的布朗运动也受到阻碍，减少了液滴间的碰撞频率和聚结速度，易形成稳定的乳化液。

图2 吉7井区不同原油黏度原油乳化液第7天照片 Fig.2 Photo of crude oil emulsion with different cruid oil viscosities in Well Block Ji 7 on the 7th day

1.2 乳化液特性

1)“微乳液”W/O特征。若2种或2种以上互不相溶液体经混合乳化后，分散液滴的直径在5～100nm之间，则该体系称为微乳液。为了研究该乳化体系的微观结构及稳定性，采用200倍电子显微镜将火烧山油区添加乳化剂形成的乳化液样品与吉7井区原油自乳化液进行对比观测，结果如图3所示。从图3(a)火烧山油田乳化液可以明显看到水相颗粒，而图3(b)吉7井区原油乳化液看不到水相颗粒，吉7井区原油乳化液应为“微乳液”，且稳定性强。

图3 火烧山油田与吉7井区含水原油镜下对比图Fig.3 Microscopic comparison of water-bearing crude oil between Huoshaoshan Oilfield and Well Block Ji 7

吉7井区流体形成的乳化液呈亚微米级结构。随着含水率的增加，乳化液滴尺寸增加，分布范围更广。由于显微镜放大倍数的限制，没有观察到含水率10%下形成的乳化液液滴。对获取的显微图片进行粒径统计表明，随着含水率从20%增加至90%，乳化液液滴主要分布范围从1～5μm扩大至1～15μm，平均粒径从2.60μm增加至6.43μm。吉7井区不同含水率情况下乳化液液滴粒径分布见图4。

图4 吉7井区不同含水率情况下乳化液液滴粒径分布Fig.4 Particle size distribution of emulsion droplet under different moisture content in Well Block Ji 7

2)“高黏度”特征。W/O乳化液黏度高于原油，由于其外相恰好是油相，驱油时外相可以与被驱替的油相混合成连续相而一起运移，由此大大控制了指进和舌进程度，用作驱替液时，近似于活塞驱替，从而提高水驱油微观驱油效率。

对吉7井区5口油井中原油黏度及形成乳化液的黏度进行测定，测定结果表明乳化液黏度是原油黏度的2.55～3.71倍，并且随着原油黏度的增加，乳化液黏度增加倍数呈下降趋势。为了进一步研究乳化液黏度的变化规律，选取了J3426井油样配制了含水率为10%～90%条件下的W/O乳化液，测定乳化液黏度变化情况。

图5是J3426井乳化液黏度与含水率实验数据。测定结果显示，随着乳化液含水率的增加，乳化液黏度与不含水原油黏度之比增大。当含水率为70%时，乳化液黏度为5123mPa·s，与初始原油黏度相比增加了近5倍。这是因为含水率越高，更多的水相分散在油相中，乳化液滴越密集，液滴之前的摩擦力使得乳化液黏度增大。而当含水率大于70%后，油水并未完全乳化，含水率80%、90%时形成乳化液的实际含水率分别为68.8%、32.4%，所以黏度相对有所下降。在油井开采的全生命周期里均形成W/O乳化液，这种“高黏度”特征实现了类似活塞驱替模式，对油藏的水驱油提高微观驱油效率起到了极为关键的作用。

1.3 高驱油效率特征

为了进一步研究这种乳化液提高微观驱油效率程度，开展了吉7井区水驱油室内试验，初始驱油效率为39.4%～44.4%[4]，同时选用吉7井区J6088井、J1364井的2口井油样进行乳化后的驱替对比试验，试验基本数据及驱替试验结果见表1。在温度50℃进行黏度测定试验，模拟地层温度条件用同井乳化液在填砂筒内进行驱替试验，2组样品乳化液驱油效率分别达到83.8%和93.2%。究其原因，乳化液驱替过程含油饱和度的变化比较均匀，驱替结束后，填砂管内整体含油饱和度较低，而水驱后管内部分区域饱和度较高，变化不均匀。这充分体现出乳化液良好的流度控制能力，类似于“活塞”驱替，使得乳化液驱油效率较高。

1.4 自乳化成因

理论上, 油相和水相在没有表面活性物质的作用下是不会发生乳化作用的[5-9], 但吉7井区的上述原油相关测定试验表明,这些原油与水相均发生了乳化作用，而且乳化的稳定性还非常强。研究表明[10-16]，占原油质量 37.56%的胶质(如表2所示)是天然的油水乳化剂，它们吸附于界面形成一层固态膜，使乳化液不易破乳，致使原油与水能够发生乳化，详尽原因需要进一步研究。

2 自乳化驱油机理

俞启泰[3]绘制了不同黏度原油通过常温水驱开采后含水率随可采储量采出程度的变化特征图版。由该图版可知：原油黏度越大，含水率曲线形态的凸形越强；当原油黏度达到120mPa·s时，含水率曲线形态的凸形最强。因此，120mPa·s的原油黏度也被业界认为是采用常温水驱的最高黏度，高于这个黏度，采用常温注水开发将难以取得好的效果。从上节对吉7井区乳化液微观结构和黏度变化的研究均可以看出，吉7稠油在含水率高达90%时仍然为W/O型乳化液，没有发生相转变，与其他油田原油类比发现，大庆高含蜡原油、胜利稠油和渤海稠油在含水率60%及以下均发生了相转变，相变点高也是吉7稠油水驱开发效率高于普通稠油的关键原因之一，即高相变点乳化液的形成使水驱可以保持稳定的排驱前缘，不发生窜流。

吉7井区原油注水早期形成了乳化液，在水驱前缘就会形成乳化原油高黏度带，它的作用一是提高驱油效率，二是由于高黏度带阻力高，注入水就会向相对低渗储层流动，形成新的乳化原油带，乳化产生后，形成“水-乳化液-油”三段式驱替条带，从而起到扩大波及体积的作用。

3 自乳化驱油现场应用

2011年，在吉7井区吉008试验区中深层稠油油藏开展常温注水开发试验，该油藏平均埋深1612m，油层厚度13.6m，地层条件下原油黏度463mPa·s，地质储量61.91×104t，单井控制储量5.16×104t，试验区采用150m井距反七点井网同步注水开发，部署采油井12口，注水井7口。经过6年多的常温注水开发，吉008试验区取得了良好的开发效果。如图6(a)所示，注水开发初期含水率快速上升，第11个月达到45%，之后含水率保持稳定，2017年4月含水率42%，稳定时间已达58个月。截至2020年3月，该井区水驱油特征曲线呈凹型，随着采出程度的增加，含水率基本保持不变，在图6(b)上呈现为一条接近水平的直线，主要在中-低含水阶段产出。

图6 吉008注水试验区开采指标关系曲线Fig.6 Relationship curve of mining index in Ji 008 water injection test area

在吉008试验区稠油常温注水开发成功的基础上，对吉7井区其他稠油油藏进一步开展了推广应用，先后在10个区块，完钻油水井618口，建产能52.73×104t，每个区块均表现出含水率先快速上升，后基本稳定，注水见效后递减率小，预测采收率高等特点，完全不同于高黏度稠油水驱采出程度与含水率的超凸形曲线特征，究其原因是该稠油油藏注水开发形成自乳化液提高微观驱油效率。

4 结论

1)准噶尔盆地昌吉油田的吉7井区稠油胶质含量高，在常温注水过程中发生了自乳化现象，形成的微乳化液具有黏度高、稳定性好、驱油效率高，乳化时间早等优点，形成了稠油常温自乳化水驱的物质基础。

2)依靠稠油常温自乳化水驱，在吉7井区建成了52万吨的稠油开采试验区，预测采收率可达到30.0%；通过试验区6年多的平稳运行，充分证实了稠油常温自乳化水驱的可靠性。

3)稠油油藏注常温水自乳化提高微观驱油效率，突破了常温注水开发的原油黏度界限，为同类油品水驱自乳化液开发提供了新的技术思路。