蓬萊19-3 油田納米驅油技術研究與應用

李 虎，李 翔，鄭 舉，徐國瑞，賈永康，張延旭

（1.中海石油（中國）有限公司蓬勃作業公司，天津 300459；2.中海油田服務股份有限公司，天津 300459）

蓬萊19-3 油田構造為一大型斷裂背斜構造，兩組近南北走向的斷層和多條近北東走向的斷層將其切割成多個斷塊，屬于構造/巖性構造油藏。多次吸水剖面測試結果顯示：大部分區塊各小層優勢通道已經形成，存在無效水循環。

納米分散體藥劑可以使油和水形成離散狀分散體。由于分散體中的每個油滴和水滴呈現分子量級，其最小直徑可以達到納米級別，所以命名為納米級分散體。以蓬萊19-3 儲層性質和流體為模擬對象，通過室內實驗以降低界面張力、降黏能力、改變潤濕性、洗油能力、提高采收率等性能評價納米分散體調驅體系，最后通過數模確定注入參數[1，2]。在蓬萊19-3 油田A 井組實施礦場實驗，單井含水最高下降17 %，井組遞減增油6 400 m3，有效期為8 個月。實驗結果表明，納米分散體調驅技術是蓬萊19-3 油田控水增油的有效方法。

1 實驗部分

1.1 界面張力測定實驗

1.1.1 實驗儀器 界面張力儀（JK99）、微量注射器、水浴、燒杯、試管、玻璃棒。

1.1.2 實驗材料 PL19-3 油田油水樣、納米分散體。

1.1.3 實驗方案 利用PL19-3-A 油田現場油水樣配制0.0 %、0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.4 %、0.5 %六組濃度的納米級分散體溶液，使用界面張力儀（JK99）測試在60 ℃條件下的油水界面張力。

1.1.4 實驗步驟 參照標準SY/T 5545-92《界面張力測定方法-旋轉滴法》。

1.1.5 實驗結果（見表1） 由表1 可知，隨著納米分散體濃度的增加，油水界面張力不斷降低?？梢钥闯?，濃度為0.5 %的納米分散體可以在油水界面形成超低界面張力，達到10-3mN/m 級別，實現超低界面張力。

表1 不同濃度下油水界面張力實驗結果Tab.1 Results of oil-water interfacial tension at different concentrations

1.2 原油降黏率實驗

1.2.1 實驗儀器 Brookfield 黏度計、水浴、燒杯、試管、玻璃棒。

1.2.2 實驗材料 PL19-3 油田地層水、納米分散體。

1.2.3 實驗方案 納米級分散體配制成三組濃度分別為0、0.3 %、0.5 %的納米級分散體溶液，測試各濃度下的納米級分散體溶液對PL19-3 油田原油的降黏率。

1.2.4 實驗步驟 參照標準QSH-0055-2007《稠油降黏劑技術要求》中“5.6 降黏率”方法。

1.2.5 實驗結果（見表2） 由表2 可知，納米分散體對原油有一定的降黏效果，濃度0.5 %條件下原油降黏率達到48.7 %。

表2 對原油降黏率測定實驗結果Tab.2 Results of viscosity reduction of crude oil

1.3 潤濕接觸角測定實驗

1.3.1 實驗儀器 接觸角測定儀、水浴、燒杯、試管、玻璃棒、載玻片。

1.3.2 實驗材料 PL19-3 油田地層水、納米分散體。

1.3.3 實驗方案 測定不同濃度溶液下油水潤濕角。

1.3.4 實驗步驟

（1）使用蓬萊19-3 油田原油潤濕載玻片；

（2）按照接觸角測定儀操作規程測定不同濃度藥劑溶液下油水潤濕角。

1.3.5 實驗結果（見表3） 由表3 可知，PL19-3 注入水的潤濕角為55°，0.1 %分散體的潤濕角為35°，0.5 %分散體的潤濕角為9°，可以看出加有分散體的注入水可以有效降低潤濕角，使表面水濕性能增強，從而更有利于將原油從巖石表面剝離分散。

表3 不同藥劑濃度下潤濕角測定結果Tab.3 Wetting angle results at different concentrations

1.4 靜態油砂洗油率實驗

1.4.1 實驗儀器 水浴、燒杯、試管、玻璃棒。

1.4.2 實驗材料 油砂、PL19-3 地層水、納米分散體。

1.4.3 實驗方案 測試不同濃度藥劑的油砂洗油能力。

1.4.4 實驗步驟

（1）利用PL19-3 油田注入水配制0、0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.4 %、0.5 %六組濃度的納米級分散體溶液備用；

（2）將各濃度的溶液10 mL 分別加入25 mL 的燒杯中。再分別向這六個燒杯中緩慢加入10 mL 地層油。由于重力分異，地層油在上，水溶液在下；

（3）取六份3 g 的實驗砂粒，分別緩慢均勻撒入燒杯中，砂粒會攜帶大量的油形成油包砂沉入溶液底部；

（4）同時將六個燒杯放在模擬地層溫度60 ℃水浴箱中1 h，觀察變化；

（5）將六組砂粒取出烘干后，稱重，以0.0 %藥劑濃度下的油砂質量為基準，計算各濃度下藥劑的洗油效率。

1.4.5 實驗結（見圖1） 對比圖1 可知，未加入藥劑樣品時，當燒杯加熱到目標溫度后（地層溫度），油包砂在地層水中保持穩定，地層油始終與砂粒固結在一起沉降在水底，水相難以打破油相進入砂體內。加入分散體藥劑后，隨著濃度升高（從左至右），洗油效率也越高（見圖2），地層砂吸附油量越少，顏色越淺。

圖1 不同濃度藥劑洗油照片（左：加熱前，右：加熱后）Fig.1 Photos of oil washing with different concentrations of agents（Left:before heating，Right:after heating）

圖2 不同濃度洗油效率曲線Fig.2 Oil washing efficiency curve of different concentration

由圖2 可知，隨著納米分散體濃度增加，納米分散體對油砂的洗油效率逐漸變強，在0.1 %濃度條件下洗油效率即可達到67 %，證明納米分散體具有良好的洗油效果。在濃度達到0.5 %時，靜態洗油效率達到79.1 %。

1.5 實驗小結

通過實驗研究，證明0.5 %的納米分散體具有使PL19-3 油田油水界面張力降低到10-3級別的超低油水界面張力能力，同時具有超強的潤濕性，并側證其油水兩相性質，形成超低界面張力后從而極大降低毛細管力差異，增加驅替毛管數，因此能夠打開常規水驅無法進入的小孔道中，提高微觀水驅波及體積[3-6]。通過洗油效率實驗，表明納米分散體具有較高的洗油效率，靜態洗油效率達到79.1 %。

2 數值模擬

建立雙層一注一采線性模型，兩層滲透率相差10倍（見圖3）。設計五種注入方式（見表4），通過驅替模擬對比高低滲層的流量分配來優選注入方式，流入高滲層的流量百分比為QH，流入低滲層的流量百分比為QL。

圖3 線性模型示意圖Fig.3 Schematic diagram of linear model

表4 注入方案列表Tab.4 List of injection options

五種注入方式中，Case1-CTN 和Case2-CTN 分別為第一和第二種方案的連續注入的情況；對于Case1，Case2 和Case3，單日注入地層的藥劑總量都是一致的。而Case1-CTN 和Case2-CTN 則注入了更多的藥劑。

模擬結果（見圖4），高濃度的持續注入降低了藥劑的工作效率并且會使更多的藥劑流入到高滲層；如圖4（b），Case1，Case2，Case3 對層間流量分配的影響差別不大，并且都不會明顯改變流量的分配；段塞間歇注入方式可以減弱由于藥劑過多的流入高滲層而造成對增產效果的影響[7]。綜上，從流量分配角度考慮，Case1的段塞交替注入0.5 %濃度藥劑+注水的方式為最優注入方式。

圖4 流量分配模擬結果Fig.4 Simulation results of flow distribution

3 礦場實驗

3.1 注入方案

綜合油藏工程方案與數值模擬研究手段，針對A井組實際情況，確定出合理的納米級分散體工藝參數，得出注入方案（見表5）。

表5 A 井組納米級分散體注入方案Tab.5 Nano-dispersion injection scheme of A

3.2 措施效果

該井累計施工88 d，截至2017 年11 月2 日累計注入藥劑94.3 t，距離設計用量相差20.7 t。調驅作業后含水上升趨勢得到明顯改善，含水最高降低17 個百分點，遞減增油6 400 m3。如果不受油井降頻和注水井停注影響，納米分散體調驅效果可能會更好[8，9]。

4 總結

（1）通過實驗研究，證明0.5 %的納米分散體具有使PL19-3 油田油水界面張力降低到10-3級別的超低油水界面張力能力，同時具有超強的潤濕性，并側證其油水兩相性質，形成超低界面張力后從而極大降低毛細管力差異，增加驅替毛管數，因此能夠打開常規水驅無法進入的小孔道中，提高微觀水驅波及體積。通過洗油效率實驗，表明納米分散體具有較高的洗油效率，靜態洗油效率達到79.1 %。

（2）通過數值模擬研究，交替注入可提高藥劑效率，藥劑濃度油藏內部工作濃度達到0.4 %會取得較好效果，考慮吸附損失，0.6 %為較為理想的注入濃度。

（3）A 井組現場試驗注入較為順利，注入性好，過程中充滿度有所提高，顯示一定的調整剖面效果；施工后井組內單井最高降低含水17 %，遞減增油6 400 m3，有效期為8 個月，投入產出比1:3。結果表明，納米分散體調驅技術是高含水期油藏高效挖潛的有效技術。