低渗透油藏功能性微泡驱改善水驱技术应用及认识

2022-01-18沈焕文马俊杰陈建宏李化斌

石油化工应用 2021年12期

沈焕文，曹丽，马俊杰，陈建宏，李化斌

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

低渗透油藏储层物性差，孔喉半径小，比表面积大，常规水驱油效率低，同时储层微裂缝发育，注水开发易形成优势通道，含水快速上升，波及系数低。水驱开发是低渗透油田开发最有效、最经济的技术，但一次水驱标定采收率仅为18%～20%，将近2/3 的剩余油仍然未驱替，随着注水理念转换和注水工艺技术的进步，注水介质功能化是未来水驱技术更新换代的核心和潜力所在，功能性微泡驱提高采收率技术具有离子调整剂提高驱油效率和气水纳米级微泡扩大波及体积的双重作用，达到从微观、宏观双向大幅度增加经济可采储量、提高采收率的目的，实现1+1>2 的效果。通过近一年多矿场实践效果跟踪评价表明，降水增油效果突出，同时该技术机理与动态特征变化相符合，具有较强的技术适应性[1-4]。

1 技术内涵及试验进展

1.1 功能性微泡驱技术内涵

功能性微泡驱技术由离子匹配水驱技术和分散体系驱油技术结合而成，集合作用促进了单项技术优势的发挥，实现1+1>2 的效果，从而大幅度提高原油采收率。

1.1.1 离子匹配水驱技术通过注入介质与原油极性基团、功能水离子、黏土矿物精确匹配，调整注入介质低价离子置换岩石与油膜间高价离子，进而增加油/水/岩石之间的界面斥力，使油膜易于剥离而提高驱油效率。室内驱替实验表明，在水驱基础上，离子匹配水体系可进一步提高驱油效率，提高幅度在5.0%～15.6%。

1.1.2 气液微泡驱油技术通过调整注入N2与水介质的比例及分散方式，改变体系黏度和渗流阻力，实现油层分部位、分阶段的流度比调控，扩大波及体积，同时生成的微米级气泡，能逐级进入不同渗流阻力孔隙空间，进而依靠微气泡的弹性能量，在油藏纵向上自适应调整，驱替剩余油。室内驱替实验表明，N2与水分散体系可以扩大波及体积20%以上，EOR 累计提高10%～17%。

1.2 试验进展

试验区平均孔隙度12.69%，渗透率1.81×10-3μm2，属典型的三低油藏，试验前综合含水67.0%，采油速度仅0.26%，采出程度仅9.95%，总体表现层间产液和吸水矛盾突出，长期低速低效开发的特征。针对开发矛盾，根据功能性微泡驱技术机理，2020 年10 月开展4井组现场先导试验，现场单井日注气量8～12 m3，单井注液量25～36 m3，气水比1:3。

2 矿场应用效果

经一年多现场注入和效果跟踪评价表明，试验区注入压力显著上升，剖面低渗层段参与吸水，Ca2+浓度显著增加，高含水井降水，低液量井提液效果显著，提高采收率效果明显，且现场安全运行未发生气窜现象。

2.1 注入性能较好

相比注水，注入压力上升明显，平均注液压力上升2.6 MPa，平均注气压力上升3.5 MPa，视吸液指数、视吸气指数保持稳定，具有较好的注入性。

2.2 驱油效率增加

部分井产出液中Ca2+浓度上升，矿化度增加，Na++K+浓度下降，对应油井含水下降，产油量增加。表明注入的低矿化度水中的低价阳离子具有较强的交换能力，将吸附在岩石表面的高价离子置换出来，从而使得原油脱附，提高微观驱油效率，与技术作用机理相匹配（见图1）。

图1 试验区见效井及典型井矿化度与综合含水关系变化曲线

2.3 波及体积扩大

注气剖面测试结果表明吸水形态改善效果明显，低渗层段吸气比例达到94.5%、高渗层段吸液比例达到72.4%且吸水形态由尖峰状/指状吸水变均匀，吸水强度由3.07 m3/（d·m）下降到1.75 m3/（d·m），说明微米级气泡对低渗层段以气驱动用、高渗层段以封堵为主，整体储量动用程度由50.7%上升到60.5%，有效扩大了波及体积。

2.4 降水增油效果显著

注入2 个月后见效，持续有效已11 个月，试验井组整体综合含水由72.6%下降到62.9%，净下降9.7%，日产油由15.2 t 上升到21.8 t，日增油6.6 t，累计增油3 120 t。油井见效比例57.1%，其中原水驱优势方向高含水井降水增油型2 口，含水下降18.8%，原水驱弱势方向中低液量井提液增油型6 口，日净增油4.48 t，说明注入N2与水介质形成的微泡改变体系黏度和渗流阻力，实现油层分部位、分阶段的流度比调控，达到了改善平面水驱的效果（见表1）。