特低滲透油藏超級納米強降驅油劑的研究與應用
——以延長油區志丹油田試驗區為例

趙 洋，江紹靜，段景杰，姚振杰，李 劍，趙永攀

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075)

志丹油田任山區塊位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部[1]，主要油藏類型為巖性油藏[2]，油層物性差，導流能力差，非均質化嚴重，依靠天然能量開發，地層能量先天不足[3]，壓力下降較快，產量遞減快，開發水平低，啟動壓力和注水壓力高[4-7]，注水過程中天然裂縫易開啟[8]，非均質化易造成水淹水串的現象。有些井組隨著注水時間的延長，矛盾加劇，甚至注不進水，水井井底壓力接近地層破裂壓力，油藏難以建立有效的驅替體系[9-10]。所以要研創一種對于延長油田耐高礦化度、耐較高溫度，能夠大幅度提高注入水波及系數和洗油效率且可不影響或降低啟動壓力和注水壓力的驅油劑[11]，最大限度地滿足低滲透—特低滲透油田的開發。超級納米強降驅油劑能有效降低油水界面張力，提高驅油效率及采收率[12]。

1 驅油劑的驅油機理

超級納米強降驅油劑驅油是一種新興的采油技術，超級納米強降驅油劑[13-14]是納米技術在油田應用的一次重大突破。它由納米材料經過復雜反應而合成，以水溶液為傳遞介質，在水中形成幾百個到幾十個甚至幾個納米的小顆粒[15]，在注入油層以后，大大降低了油水界面張力，改變巖石潤濕性但不反轉，使得注入流體在沖刷孔隙的過程中，使原油更易于剝落成小油滴而被驅替液驅替出來；與此同時超級納米強降驅油劑在注入時可以有效驅替小孔道中的殘余油和不動油，使得驅油劑的波及系數大幅提高，從而最終達到降壓增注提高采收率的目的。

2 驅油劑性能的室內評價

2.1 試驗條件

針對鄂爾多斯盆地所屬低滲透—超低滲透的特點和儲層高礦化、高硬水的水質特點，研發合成了一款高效多用途超級納米強降驅油劑，該驅油劑是由絡合反應生成的網狀微聚體，超級納米微液粒徑可隨壓力變化而變化，對延長油田適應性強。它是按照質量百分比由0.4%～3%的鹽、1.2%～5%的超級納米材料、1.5%～5%的表面活性劑、1%～5%的調和物等以及余量水配置合成。試驗用油為延長油田志丹采油廠永金103、永金198井組，試驗用水為井組油樣注入水。試驗溫度50 ℃(永金103、永金198井組長3地層溫度為45～60 ℃)。試驗儀器：廣口瓶，恒溫水浴，天平，TX500C旋滴界面張力儀，Topometrix Ex-plorer-2000型原子力顯微鏡。

2.2 界面張力試驗

超級納米強降驅油劑可以使油水界面張力大幅度降低，使油滴通過低滲透儲層的毛細孔喉時更容易變形，從而重新驅動殘余油，降低殘余油飽和度，提高原油的采收率。

為了研究納米驅油劑在不同濃度下對油水界面張力的影響特征，選用不同濃度的納米驅油劑以及普通驅油劑在50 ℃恒溫水浴下，通過TX5000C旋滴界面張力儀測定了永金103井組的油水界面張力。由表1可以看出，與普通驅油劑相比，相同濃度下，納米驅油劑測得的油水界面張力遠小于普通驅油劑下的界面張力，在濃度為3‰時，普通驅油劑下界面張力為納米驅油劑下界面張力的44.6倍。對于普通驅油劑及納米驅油劑，隨著驅油劑濃度的增加，油水界面張力逐漸降低。圖1為永金103井組及198井組在不同濃度納米驅油劑的作用下隨著時間增加的界面張力變化，由圖可以看出，在3‰時，永金103井組的初始油水界面張力為8.11×10-3mN/m，經過120 min后，油水界面張力降低到7.47×10-3mN/m。在加入超級納米驅油劑后，相同濃度下，隨著時間的推移，油水界面張力呈下降趨勢。永金103井組在注入濃度為1‰時，油水界面張力為9.71×10-3mN/m，隨著驅油劑濃度的增加，界面張力進一步降低；3‰時，油水界面張力為8.11×10-3mN/m，下降了16.5%。隨著納米驅油劑濃度的增加，油水界面張力進一步減小，但過了3‰后，界面張力下降趨勢變緩，驅油劑濃度由4‰增加到5‰時，界面張力僅下降了2.3%。結果表明：加入超級納米強降驅油劑能夠有效降低油水界面張力，隨著濃度的增加，界面張力逐漸變小。

表1 不同驅油劑界面張力試驗對比Table 1 Contrast of interfacial tension test for different oil displacing agents

圖1 藥劑在地層水溶液與原油界面的張力試驗結果Fig.1 Test results of interfacial tension between water solution and crude oil in formation water solution

2.3 藥劑的長期穩定性試驗

在廣口瓶中配制3 000 mL/L的藥劑溶液，分別與永金103、永金198井組的注入水進行混合，在50 ℃下密封，并在10 d、20 d、40 d、60 d、80 d時通過TX5000C旋滴界面張力儀測定油水界面張力，觀察納米驅油劑在油藏溫度下的長期穩定性。在第10 d時測得永金198井組的油水界面張力為8.07×10-3mN/m，經過80 d后測得的油水界面張力為8.13×10-3mN/m。從圖2可以，看出藥劑在地層溫度下靜置80 d后，界面張力變化不大。

由于油藏巖石對注入藥劑的吸附作用，表面活性劑分子與巖石孔隙介質之間發生相互作用，表面活性劑吸附在固體表面，造成表面活性劑的濃度下降，將在一定程度上降低藥劑的驅油效果。因此，用油砂模擬納米驅油劑的吸附試驗，通過測試測納米驅油劑與油砂吸附后的油水界面張力判定其抗吸附能力。試驗結果如表2、圖3所示。

圖2 界面張力與存在時間的關系曲線Fig.2 Relationship between the interfacial tension and existence time

表2 藥劑界面張力與吸附次數試驗結果Table 2 Test results of interfacial tension and adsorption times of medicament

圖3 藥劑抗吸附能力測試結果Fig.3 Test results for anti adsorption capacity of medicament

從上圖及表中可以看出，隨著吸附次數的增加，永金198井組的油水界面張力由9.44×10-3mN/m增加到了1.09×10-2mN/m，經歷3次油砂接觸吸附后，界面張力變化不大，在150 min后界面張力為2.11×10-2mN/m。因此，納米驅油劑表現出抗吸附能力強的特點，同時表現出強穩定性。

2.4 藥劑親水性(潤濕性)的試驗

潤濕性的重要表征參數有接觸角、界面張力等，固/液界面能越小，附著力越小，固體表面液體的接觸角就越大，越不容易被液體潤濕，因此還可以通過測量液體在固體表面的黏附力來表征納米驅油劑表面的潤濕性。分子沉積膜驅油是通過分子沉積膜驅油劑在儲層礦物表面吸附，形成納米級超薄膜來提高洗油效率的。本次試驗通過原子力顯微鏡黏附力測試研究，試驗樣品為浸在納米驅油劑中的永金103井組石英巖和永金198井組石英巖，使用Topometrix Ex-plorer-2000型原子力顯微鏡對分子沉積膜生長前后的石英巖樣品，在8 μm×8 μm的掃描范圍內均勻地取30個點，分別作力—距離曲線。原子力顯微鏡探針檢測的針尖/樣品之間的黏附力實際上是微懸臂的彈性力，遵循Hooke定律。得到黏附力計算公式為：

F=kδ

(1)

式中F——黏附力，nN；

k——微懸臂的彎曲剛度，N/m；

δ——微懸臂的偏移量，nm。

通過該公式計算永金103及永金198井組分子沉積膜前后的黏附力Fa(nN)，繪制其分布直方圖，根據Fa分布直方圖計算黏附力均值及標準偏差，結果如圖4所示。

圖4 藥劑潤濕性試驗結果Fig.4 Wettability test results of medicament

由圖4可以看出：有膜劑時，永金103井組的平均黏附力由24.2 nN降低到13.4 nN，永金198井組的平均黏附力由23.7 nN降低到13.1 nN，兩井組的標準偏差也相應降低，說明分子沉積膜可以降低石英巖表面的黏附力，并且也降低了黏附力的離散程度。原油在巖石表面的黏附功對采收率的影響也是非常可觀的，黏附功越低，洗油效率越高。JKR黏附理論公式

(2)

其中R——探針針尖的當量曲率半徑，m；

W——黏附功，J/m2。

由此模型可計算得出黏附功數值。通過JKR黏附理論公式計算生長分子沉積膜前、沉積膜后石英巖與探針的黏性能，其中永金103井組無膜劑石英巖與探針之間的黏性能為0.127 J/m2，永金198井組的為0.126 J/m2；沉積膜后，永金103井組石英巖與探針之間的黏性能為0.072 J/m2，永金198井組的為0.076 J/m2。藥劑注入后在巖石表面形成單分子層膜，使原油在巖石的黏附力降低近1.8倍，注入藥劑更易驅替原油。超級納米強降驅油劑溶液可以改變巖石表面的潤濕性為強親水，極大地提高了水驅油的效率。

3 礦場試驗

志丹油田永金103、永金198井組的主要開發層系為上三疊統延長組長6油層，2010年投入注水開發。兩個井組共有生產井11口，其中永金103井組日注水量為14.17 m3，永金198井組日注水量為10.7 m3，永金198井組注水壓力為10.3 MPa，兩個井組對應的受益油井平均日產液量為23.99 m3，日產油量為8.29 t，綜合含水為59%。

試驗區自2016年8月開始注入試驗所配制的超級納米強降驅油劑，設計濃度由高至低階梯注入，其中第一段45 d設計注入濃度為0.9%，第二段30 d設計注入濃度為0.6%，第三段30 d設計注入濃度為0.4%。補充虧空階段結束后，進入試驗推進階段，計劃試驗時間為120 d，設計注入濃度為0.4%。注入壓力按實施井組實際注入壓力注入；注入方式通過在實施井組所在配水間分水器插入注劑管線，并通過加藥泵進行注入。

圖5 永金103、永金198注采井組驅油效果對比綜合曲線Fig.5 Comparison comprehensive curves of oil displacement effect of Yongjin103 and Yongjin198 injection wells

由于兩個井組中有兩口受益油井屬于雙向受益，為了便于分析對比，故將兩個井組合并按區塊整體進行效果對比分析。試驗期間兩口注水井共計注入超級納米驅油劑15.32 t。如圖5所示，對應11口受益油井試驗前(7月份)的平均日產油量為8.29 t，含水率為59%；試驗期間(8月1日—12月10日)對應油井的平均日產油量為9.8 t，含水率為57%。截至2017年3月8日(試驗結束后第87 d)，井組11口受益油井的平均日產油量為9.44 t，較試驗前2016年7月份的平均日產高1.15 t。通過對上述井組注入超級納米強降驅油劑后，對應受益油井的產油量增幅達到19.8%，累計絕對增油180 t，綜合含水下降了2個百分點，階段投入產出比為1∶4.51，取得了顯著的效果。

4 結束語

(1)通過室內試驗得出超級納米強降驅油劑具有界面張力低、改變巖石潤濕性等優點；不僅可以提高驅油效率，還可以降低注入壓力，保持長期穩定。

(2)通過礦場試驗進一步驗證了該高效驅油劑具有大幅度增加油井產量、提高采收率、投入產出比高的特點，適合在特低滲透油田推廣。