吉7井区稠油油藏油水自乳化作用及水驱特征

刘艳红，万文胜，罗鸿成，李琛，张武，马宝军

（中国石油 新疆油田分公司a.准东采油厂，新疆 阜康 831511；b.吉庆油田作业区，新疆 吉木萨尔 831700）

自乳化现象说明油藏的原油中存在胶质、沥青质等天然乳化剂[1-3]，如有机酸及含N、O 和S杂环化合物等类似于表面活性剂的活性物质，在开发过程中这些活性物质使原油易与水发生自乳化，形成稳定的乳化液。稠油中富含胶质和沥青质，在油藏蒸汽驱、热采等过程中均会出现油水自乳化现象，有助于提高原油采收率[4-5]。加拿大西部稠油油藏碱水驱开发研究表明，油包水乳化液可以扩大水驱波及体积，从而提高原油采收率[6]。同时，高黏度油包水乳化液能够有效封堵高含水孔道，迫使驱油体系进入渗透率更低的区域，从而提高原油采收率[7-12]。

原油自乳化引起黏度的升高，也具有改善流度的作用。稠油富含胶质和沥青质，可以在无外加驱油剂的条件下形成不同水相体积分数的油包水乳化液[13-18]，油包水乳化液的流变性质随内相体积分数而发生变化。

吉7 井区位于准噶尔盆地昌吉凹陷东斜坡，为一个向东南抬升的单斜构造，目的层为上二叠统梧桐沟组，地层倾角4°～7°，埋深1 317.0～1 836.0 m。储集层以砂砾岩为主，平均孔隙度21.5%，平均渗透率85.1 mD，地面原油黏度400～12 000 mPa·s，属于正常温度压力系统中孔中渗稠油油藏。

2011 年9 月至今，在未开展大型生产措施调整和技术升级的情况下，吉7 井区稠油油藏生产井油水分流率稳定，驱油效率高，预计采收率远高于其他同类型注水开发稠油油藏，不同于常规稠油油藏水驱规律[19-21]。因此，需要从该井区注水后的乳化液特性出发，研究稠油油藏水驱特征，得出适用于此类油藏的水驱管理方法。

1 自乳化成因及特性分析

自2011年吉7井区吉008水驱开发试验区开展常温注水试验至今，地面原油黏度最高达7 000 mPa·s。油水自乳化严重，脱水困难，长时间放置不易分层，注水开发后油井含水率长期保持稳定，认为吉7 井区油藏原油具有自乳化驱替特征。

1.1 自乳化成因

油相和水相在没有表面活性物质的作用下无法发生自乳化作用。原油中含有天然的表面活性物质，如羧酸、酚、卟啉、胶质、沥青质、蜡等，可作为油水乳化剂，使原油与水发生自乳化作用[22-24]。吉7 井区原油胶质和沥青质含量高，存在镍钒金属络合物（卟啉），具备原油自乳化条件。通过开展稠油自乳化成因及乳化特性实验可知：原油组成是影响吉7 井区稠油自乳化类型和自乳化程度的主要因素，沥青质、胶质、蜡等组分利于稠油自乳化作用的发生[25-29]。

1.2 乳化特性

1.2.1 乳化程度及稳定性

从吉7 井区原油样品分析可以看出，原油含水率40%以下的样品均为乳化液状态，基本不含游离水。随着原油含水率增加，乳化液占样品体积分数降低，乳化液含水率稳定在40%～60%（图1）。

图1 吉7井区乳化液与原油含水率的关系Fig.1.Relationship between the water cut of emulsion and the water cut of crude oil in Wellblock Ji-7

吉7井区原油样品自乳化后温度保持在50 ℃，经过近100 d，样品均保持稳定状态，没有出现分层现象。利用200 倍电子显微镜观测的常规原油乳化液样品中明显可见水相颗粒，而吉7 井区原油乳化液样品中未见水相颗粒。

1.2.2 乳化液液滴大小及分布

取J1423 井原油乳化液样品在显微镜下观察可知，含水率为10%～90%时形成的乳化液均为油包水型。由于显微镜放大倍数的限制，没有观察到含水率不足10%时形成的乳化液液滴。进行乳化液液滴粒径统计分析可知，随着含水率的增高，乳化液液滴大小及分布范围均增大，随着含水率从20%增至90%，乳化液液滴的直径范围从1～5 μm扩大至1～15 μm，平均直径从2.60 μm增至6.43 μm。

1.2.3 乳化液黏度

测得J1423 井不同含水率对应乳化液的黏度如图2 所示，形成的乳化液黏度为1 534～5 123 mPa·s。随着含水率的增加，乳化液黏度呈现先增加后略有下降的趋势，含水率为70%时黏度最大，达5 123 mPa·s。这是因为含水率越高，更多的水相分散在油相中，乳化液液滴越密集，液滴之间的摩擦力使得乳化液黏度增大。而当含水率高于70%（出现游离水）时，油水并未完全乳化，乳化液黏度有所降低。

图2 J1423井不同含水率下的乳化液黏度Fig.2.Emulsion viscosity at different water cut in Well J1423

从乳化液微观结构和黏度变化可以看出，吉7井区稠油在含水率高达90%时，乳化液类型仍主要为油包水型，未发生明显相变，违背了最大相体积理论[30]。与其他油田原油进行比较可知[31-35]，大庆油田高含蜡原油、胜利油田稠油和渤海油田稠油在含水率不足60%时均发生相转变，尤其是渤海油田部分稠油在含水率为20%～30%时即发生相转变，相变点低。乳化液的高黏度使水驱保持稳定的排驱前缘，减少窜流现象的发生。

2 乳化后水驱特征

2.1 含水特征

吉7 井区吉008 水驱开发试验区开发时间较长，采油井含水率长期稳定在40%，预计采收率远高于其他同类注水开发稠油油藏，甚至高于相邻60 km 相同层位的稀油油藏。在不额外添加乳化剂的情况下，产出液的油水自乳化且稳定性好，含水率长期稳定，明显不同于相渗实验得到的凸型含水率上升曲线，表明常规水驱实验不能反映油水自乳化驱替过程。

2.2 水驱特征

2.2.1 自乳化作用和水油比

水油比与时间或采收率的关系是检查水驱采油生产情况的有效方法。本文重点讨论前人鲜有研究的稠油水油比接近1的现象。以下方模型[36]表示稠油水驱过程中的自乳化现象：注入水经过原油所在区域发生自乳化，形成油在外的乳化液，该乳化液最多能携带50%的水，多余的水则在乳化液周围逐渐形成连续自由水相（图3）。

图3 稠油水驱自乳化示意Fig.3.Schematic diagram of self-emulsification in a waterflooded heavy oil reservoir

2.2.2 稠油水驱过程

前人提出的稠油水驱概念模型[36]示意如图4 所示。该模型水油比的对数和采收率的关系曲线可划分为4个阶段：第Ⅰ阶段水油比保持为0，即无水采油阶段；第Ⅱ阶段水油比从0增至1；第Ⅲ阶段水油比保持在1 左右，含水率约50%；第Ⅳ阶段水油比快速上升，超过10，产液中的含水率大于50%。第Ⅲ阶段出现平台的原因为稠油油藏的油和水在地层中发生自乳化作用，形成油包水乳化液。这种乳化液能够携带大约50%的水，使得水油比稳定在1 左右；而随着水驱的持续进行，额外的注入水将会在油包水乳化带之间形成连续的自由水通道，水的流动性显著增强，水油比快速上升，水驱进入第Ⅳ阶段。

图4 稠油水驱过程阶段划分Fig.4.Stages of waterflooding process for heavy oil reservoirs

随着乳化液含水率的增加，乳化液黏度增大，能够对高渗透通道窜流起到抑制作用，从而扩大注水波及体积（图5）。注入水具有自调向和自调剖特征，随注入水增多，原油自乳化区域扩大，自乳化带向生产井方向推进，形成乳化液驱替。乳化液到达生产井附近后，含水率保持稳定，稳定期含水率即为原油完全乳化时乳化液的最高容水率。随着持续注水，油层的注水波及系数增大，含水饱和度增大，游离自由水饱和度随之增大，游离水由分散相变为连续相流动，因水和乳化液黏度的差异大，含水率呈近直线上升。拐点出现的时间受最大波及系数和自由水饱和度的影响。

图5 稠油水驱乳化液稳定驱替前缘示意Fig.5.Schematic diagram of stable displacement front of emulsion in a waterflooded heavy oil reservoir

综合油田实际生产情况及理论概念模型，油井见水后的含水率是由注入水完全乳化时的最大容水量决定的，自由水突破后的含水率符合实验室条件下的油水两相相渗曲线特征，见水后的油井含水率为：

2.3 自乳化稠油水驱机理

由吉008 水驱开发试验区水油比与采出程度的关系（图6）可以看出，在经过较短的第Ⅰ阶段后，水油比迅速增大至1左右，随后在1上下波动，即进入上述水驱开发过程的第Ⅲ阶段，稠油与注入水在地层中发生自乳化作用，形成油包水乳化液。含水率突破拐点后，水驱过程进入第Ⅳ阶段，水油比迅速上升的原因是注入水已在油包水乳化带之间形成连续的自由水通道。开发试验区实际水油比与采出程度的关系与上文所述的概念模型示意特征相似，验证了本文对吉7 井区自乳化稠油水驱含水率长期稳定原因的认识。

图6 吉008水驱开发试验区水油比与采出程度的关系Fig.6.Relationship between the water-to-oil ratio and recovery percent of reserves in Ji-008 waterflooding test zone

3 自乳化稠油水驱动态管理

吉7 井区的自乳化现象及其水驱特征研究均表明：乳化液流动方式在稠油水驱中起重要作用[36-38]。由前文概念模型特征分析可知，水油比上升会导致自由水相形成、含水率上升，因此，吉7 井区水驱动态管理的关键是水油比的控制。

水油比接近1 时的乳化液模型可与注采欠平衡联系起来[36]，水油比为1时，注采比约为0.5。若注入水扩大了通道外的波及范围，使原油随着乳化液产出，那么其瞬时注采比为0.5～1.0，稠油注水早期驱替前缘发育时，最优注采比可能小于1.0。由前人研究可知，美国阿拉斯加州北坡稠油油藏注水早期驱替前缘发育时，最优注采比小于1.0；在该油藏的几个独立水动力单元中，注采比为0.7时可以最大程度提高采收率[36]。

在吉7 井区的500 多口油井中，多数井含水率保持稳定，仅13 口井发生暴性水淹，含水率快速上升，由4 口典型井的含水率与累计产油量的关系（图7）可知，这些井含水平台期较短或无稳定含水平台期，对应注水井存在明显超注，注采比均高于1.2。

图7 吉7井区部分井含水率与累计产油量的关系Fig.7.Relationship between water cut and cumulative oil production of some wells in Wellblock Ji-7

基于以上研究，提出吉7 井区稠油油藏水驱管理策略：应控制水油比在1 左右；通过控制注采比实现注采欠平衡来保持含水率稳定，并避免暴性水淹。

4 结论

（1）能自乳化且形成稳定的油包水乳化液且乳化液没有明显转相点是吉7 井区稠油油藏水驱开发的有利特征。

（2）油包水乳化使水油比接近1，是吉7 井区中含水期含水率长期稳定的主要原因。

（3）与低渗透稀油油藏相比，稠油油藏水驱开发应使水油比稳定保持在1 左右，且较低的注采比利于含水率稳定期的延长，从而获得更高的采收率。

符号注释

fe——乳化液含水率；

fw——见水后油井含水率；

fwe——油水完全乳化时乳化液最大容水率；

Kre——自由水饱和度下乳化液相对渗透率；

Krw——自由水饱和度下水相相对渗透率；

Swc——可动水饱和度；

Swf——自由水饱和度；

μe——乳化液黏度，mPa·s；

μw——注入水黏度，mPa·s。