沈煥文，曹 麗，馬俊杰，陳建宏，李化斌

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

低滲透油藏儲層物性差，孔喉半徑小，比表面積大，常規(guī)水驅(qū)油效率低，同時儲層微裂縫發(fā)育，注水開發(fā)易形成優(yōu)勢通道，含水快速上升，波及系數(shù)低。水驅(qū)開發(fā)是低滲透油田開發(fā)最有效、最經(jīng)濟的技術(shù)，但一次水驅(qū)標定采收率僅為18%～20%，將近2/3 的剩余油仍然未驅(qū)替，隨著注水理念轉(zhuǎn)換和注水工藝技術(shù)的進步，注水介質(zhì)功能化是未來水驅(qū)技術(shù)更新?lián)Q代的核心和潛力所在，功能性微泡驅(qū)提高采收率技術(shù)具有離子調(diào)整劑提高驅(qū)油效率和氣水納米級微泡擴大波及體積的雙重作用，達到從微觀、宏觀雙向大幅度增加經(jīng)濟可采儲量、提高采收率的目的，實現(xiàn)1+1>2 的效果。通過近一年多礦場實踐效果跟蹤評價表明，降水增油效果突出，同時該技術(shù)機理與動態(tài)特征變化相符合，具有較強的技術(shù)適應(yīng)性[1-4]。

1 技術(shù)內(nèi)涵及試驗進展

1.1 功能性微泡驅(qū)技術(shù)內(nèi)涵

功能性微泡驅(qū)技術(shù)由離子匹配水驅(qū)技術(shù)和分散體系驅(qū)油技術(shù)結(jié)合而成，集合作用促進了單項技術(shù)優(yōu)勢的發(fā)揮，實現(xiàn)1+1>2 的效果，從而大幅度提高原油采收率。

1.1.1 離子匹配水驅(qū)技術(shù) 通過注入介質(zhì)與原油極性基團、功能水離子、黏土礦物精確匹配，調(diào)整注入介質(zhì)低價離子置換巖石與油膜間高價離子，進而增加油/水/巖石之間的界面斥力，使油膜易于剝離而提高驅(qū)油效率。室內(nèi)驅(qū)替實驗表明，在水驅(qū)基礎(chǔ)上，離子匹配水體系可進一步提高驅(qū)油效率，提高幅度在5.0%～15.6%。

1.1.2 氣液微泡驅(qū)油技術(shù) 通過調(diào)整注入N2與水介質(zhì)的比例及分散方式，改變體系黏度和滲流阻力，實現(xiàn)油層分部位、分階段的流度比調(diào)控，擴大波及體積，同時生成的微米級氣泡，能逐級進入不同滲流阻力孔隙空間，進而依靠微氣泡的彈性能量，在油藏縱向上自適應(yīng)調(diào)整，驅(qū)替剩余油。室內(nèi)驅(qū)替實驗表明，N2與水分散體系可以擴大波及體積20%以上，EOR 累計提高10%～17%。

1.2 試驗進展

試驗區(qū)平均孔隙度12.69%，滲透率1.81×10-3μm2，屬典型的三低油藏，試驗前綜合含水67.0%，采油速度僅0.26%，采出程度僅9.95%，總體表現(xiàn)層間產(chǎn)液和吸水矛盾突出，長期低速低效開發(fā)的特征。針對開發(fā)矛盾，根據(jù)功能性微泡驅(qū)技術(shù)機理，2020 年10 月開展4井組現(xiàn)場先導(dǎo)試驗，現(xiàn)場單井日注氣量8～12 m3，單井注液量25～36 m3，氣水比1:3。

2 礦場應(yīng)用效果

經(jīng)一年多現(xiàn)場注入和效果跟蹤評價表明，試驗區(qū)注入壓力顯著上升，剖面低滲層段參與吸水，Ca2+濃度顯著增加，高含水井降水，低液量井提液效果顯著，提高采收率效果明顯，且現(xiàn)場安全運行未發(fā)生氣竄現(xiàn)象。

2.1 注入性能較好

相比注水，注入壓力上升明顯，平均注液壓力上升2.6 MPa，平均注氣壓力上升3.5 MPa，視吸液指數(shù)、視吸氣指數(shù)保持穩(wěn)定，具有較好的注入性。

2.2 驅(qū)油效率增加

部分井產(chǎn)出液中Ca2+濃度上升，礦化度增加，Na++K+濃度下降，對應(yīng)油井含水下降，產(chǎn)油量增加。表明注入的低礦化度水中的低價陽離子具有較強的交換能力，將吸附在巖石表面的高價離子置換出來，從而使得原油脫附，提高微觀驅(qū)油效率，與技術(shù)作用機理相匹配（見圖1）。

圖1 試驗區(qū)見效井及典型井礦化度與綜合含水關(guān)系變化曲線

2.3 波及體積擴大

注氣剖面測試結(jié)果表明吸水形態(tài)改善效果明顯，低滲層段吸氣比例達到94.5%、高滲層段吸液比例達到72.4%且吸水形態(tài)由尖峰狀/指狀吸水變均勻，吸水強度由3.07 m3/（d·m）下降到1.75 m3/（d·m），說明微米級氣泡對低滲層段以氣驅(qū)動用、高滲層段以封堵為主，整體儲量動用程度由50.7%上升到60.5%，有效擴大了波及體積。

2.4 降水增油效果顯著

注入2 個月后見效，持續(xù)有效已11 個月，試驗井組整體綜合含水由72.6%下降到62.9%，凈下降9.7%，日產(chǎn)油由15.2 t 上升到21.8 t，日增油6.6 t，累計增油3 120 t。油井見效比例57.1%，其中原水驅(qū)優(yōu)勢方向高含水井降水增油型2 口，含水下降18.8%，原水驅(qū)弱勢方向中低液量井提液增油型6 口，日凈增油4.48 t，說明注入N2與水介質(zhì)形成的微泡改變體系黏度和滲流阻力，實現(xiàn)油層分部位、分階段的流度比調(diào)控，達到了改善平面水驅(qū)的效果（見表1）。

表1 試驗區(qū)見效井試驗前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比表

同時試驗區(qū)階段遞減由5.54%下降到-27.01%，月含水上升幅度呈負增長，由0.67%下降至-0.72%，采油速度由0.26%上升到0.36%，提高采收率效果顯著（見圖2、圖3）。

圖2 試驗區(qū)采油速度變化曲線

圖3 試驗區(qū)日產(chǎn)油、綜合含水變化曲線

3 結(jié)論及認識

3.1 結(jié)論及認識

（1）礦化度變化呈緩慢上升趨勢，與含水、產(chǎn)油量變化成正相關(guān)性，表明注入的低礦化度水中的低價陽離子具有較強的交換能力，使得原油脫附，提高微觀驅(qū)油效率，與離子調(diào)整劑的技術(shù)機理相匹配。

（2）根據(jù)吸水形態(tài)特征結(jié)合氣驅(qū)注氣剖面測試結(jié)果，認為微泡流度比調(diào)控效果顯著，對高滲層段具有較好的封堵效果，同時液相吸水下移特征明顯，說明氣泡上浮對低滲層段進行了驅(qū)替，有效擴大了波及體積。

（3）功能性微泡驅(qū)技術(shù)提高驅(qū)油效率和擴大波及體積的集合作用促進了單項技術(shù)優(yōu)勢的發(fā)揮，實現(xiàn)了1+1>2 的效果，提高采收率的發(fā)展趨勢良好。

3.2 下步攻關(guān)方向

（1）現(xiàn)行注入?yún)?shù)（氣水比1:3）試驗取得較好效果，下步持續(xù)開展合理氣水比、注入速度、注采比等進一步提升試驗效果的關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)優(yōu)化調(diào)整，不斷完善注采政策。

（2）目前采取地面生泡的注入工藝，注入過程中注入壓力較高，下步開展井下生泡裝置注入試驗以及井下分層注入工藝的技術(shù)攻關(guān)試驗，不斷滿足精細、精準單砂層的注入工藝。