趙 洋，江紹靜，段景杰，姚振杰，李 劍，趙永攀

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

志丹油田任山區(qū)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(dǎo)流能力差，非均質(zhì)化嚴(yán)重，依靠天然能量開發(fā)，地層能量先天不足[3]，壓力下降較快，產(chǎn)量遞減快，開發(fā)水平低，啟動(dòng)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(zhì)化易造成水淹水串的現(xiàn)象。有些井組隨著注水時(shí)間的延長，矛盾加劇，甚至注不進(jìn)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(qū)替體系[9-10]。所以要研創(chuàng)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(shù)和洗油效率且可不影響或降低啟動(dòng)壓力和注水壓力的驅(qū)油劑[11]，最大限度地滿足低滲透—特低滲透油田的開發(fā)。超級納米強(qiáng)降驅(qū)油劑能有效降低油水界面張力，提高驅(qū)油效率及采收率[12]。

1 驅(qū)油劑的驅(qū)油機(jī)理

超級納米強(qiáng)降驅(qū)油劑驅(qū)油是一種新興的采油技術(shù)，超級納米強(qiáng)降驅(qū)油劑[13-14]是納米技術(shù)在油田應(yīng)用的一次重大突破。它由納米材料經(jīng)過復(fù)雜反應(yīng)而合成，以水溶液為傳遞介質(zhì)，在水中形成幾百個(gè)到幾十個(gè)甚至幾個(gè)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(zhuǎn)，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(qū)替液驅(qū)替出來；與此同時(shí)超級納米強(qiáng)降驅(qū)油劑在注入時(shí)可以有效驅(qū)替小孔道中的殘余油和不動(dòng)油，使得驅(qū)油劑的波及系數(shù)大幅提高，從而最終達(dá)到降壓增注提高采收率的目的。

2 驅(qū)油劑性能的室內(nèi)評價(jià)

2.1 試驗(yàn)條件

針對鄂爾多斯盆地所屬低滲透—超低滲透的特點(diǎn)和儲(chǔ)層高礦化、高硬水的水質(zhì)特點(diǎn)，研發(fā)合成了一款高效多用途超級納米強(qiáng)降驅(qū)油劑，該驅(qū)油劑是由絡(luò)合反應(yīng)生成的網(wǎng)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(yīng)性強(qiáng)。它是按照質(zhì)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(diào)和物等以及余量水配置合成。試驗(yàn)用油為延長油田志丹采油廠永金103、永金198井組，試驗(yàn)用水為井組油樣注入水。試驗(yàn)溫度50 ℃(永金103、永金198井組長3地層溫度為45～60 ℃)。試驗(yàn)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(yàn)

超級納米強(qiáng)降驅(qū)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(chǔ)層的毛細(xì)孔喉時(shí)更容易變形，從而重新驅(qū)動(dòng)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(qū)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(qū)油劑以及普通驅(qū)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(qū)油劑相比，相同濃度下，納米驅(qū)油劑測得的油水界面張力遠(yuǎn)小于普通驅(qū)油劑下的界面張力，在濃度為3‰時(shí)，普通驅(qū)油劑下界面張力為納米驅(qū)油劑下界面張力的44.6倍。對于普通驅(qū)油劑及納米驅(qū)油劑，隨著驅(qū)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(qū)油劑的作用下隨著時(shí)間增加的界面張力變化，由圖可以看出，在3‰時(shí)，永金103井組的初始油水界面張力為8.11×10-3mN/m，經(jīng)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(qū)油劑后，相同濃度下，隨著時(shí)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(shí)，油水界面張力為9.71×10-3mN/m，隨著驅(qū)油劑濃度的增加，界面張力進(jìn)一步降低；3‰時(shí)，油水界面張力為8.11×10-3mN/m，下降了16.5%。隨著納米驅(qū)油劑濃度的增加，油水界面張力進(jìn)一步減小，但過了3‰后，界面張力下降趨勢變緩，驅(qū)油劑濃度由4‰增加到5‰時(shí)，界面張力僅下降了2.3%。結(jié)果表明：加入超級納米強(qiáng)降驅(qū)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(qū)油劑界面張力試驗(yàn)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(yàn)結(jié)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(wěn)定性試驗(yàn)

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(jìn)行混合，在50 ℃下密封，并在10 d、20 d、40 d、60 d、80 d時(shí)通過TX5000C旋滴界面張力儀測定油水界面張力，觀察納米驅(qū)油劑在油藏溫度下的長期穩(wěn)定性。在第10 d時(shí)測得永金198井組的油水界面張力為8.07×10-3mN/m，經(jīng)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(zhì)之間發(fā)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(qū)油效果。因此，用油砂模擬納米驅(qū)油劑的吸附試驗(yàn)，通過測試測納米驅(qū)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(yàn)結(jié)果如表2、圖3所示。

圖2 界面張力與存在時(shí)間的關(guān)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(shù)試驗(yàn)結(jié)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(jié)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(shù)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(jīng)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(qū)油劑表現(xiàn)出抗吸附能力強(qiáng)的特點(diǎn)，同時(shí)表現(xiàn)出強(qiáng)穩(wěn)定性。

2.4 藥劑親水性(潤濕性)的試驗(yàn)

潤濕性的重要表征參數(shù)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(qū)油劑表面的潤濕性。分子沉積膜驅(qū)油是通過分子沉積膜驅(qū)油劑在儲(chǔ)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(yàn)通過原子力顯微鏡黏附力測試研究，試驗(yàn)樣品為浸在納米驅(qū)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(nèi)均勻地取30個(gè)點(diǎn)，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(shí)際上是微懸臂的彈性力，遵循Hooke定律。得到黏附力計(jì)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(jì)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(jù)Fa分布直方圖計(jì)算黏附力均值及標(biāo)準(zhǔn)偏差，結(jié)果如圖4所示。

圖4 藥劑潤濕性試驗(yàn)結(jié)果Fig.4 Wettability test results of medicament

由圖4可以看出：有膜劑時(shí)，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(biāo)準(zhǔn)偏差也相應(yīng)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?？捎^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(dāng)量曲率半徑，m；

W——黏附功，J/m2。

由此模型可計(jì)算得出黏附功數(shù)值。通過JKR黏附理論公式計(jì)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(qū)替原油。超級納米強(qiáng)降驅(qū)油劑溶液可以改變巖石表面的潤濕性為強(qiáng)親水，極大地提高了水驅(qū)油的效率。

3 礦場試驗(yàn)

志丹油田永金103、永金198井組的主要開發(fā)層系為上三疊統(tǒng)延長組長6油層，2010年投入注水開發(fā)。兩個(gè)井組共有生產(chǎn)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(gè)井組對應(yīng)的受益油井平均日產(chǎn)液量為23.99 m3，日產(chǎn)油量為8.29 t，綜合含水為59%。

試驗(yàn)區(qū)自2016年8月開始注入試驗(yàn)所配制的超級納米強(qiáng)降驅(qū)油劑，設(shè)計(jì)濃度由高至低階梯注入，其中第一段45 d設(shè)計(jì)注入濃度為0.9%，第二段30 d設(shè)計(jì)注入濃度為0.6%，第三段30 d設(shè)計(jì)注入濃度為0.4%。補(bǔ)充虧空階段結(jié)束后，進(jìn)入試驗(yàn)推進(jìn)階段，計(jì)劃試驗(yàn)時(shí)間為120 d，設(shè)計(jì)注入濃度為0.4%。注入壓力按實(shí)施井組實(shí)際注入壓力注入；注入方式通過在實(shí)施井組所在配水間分水器插入注劑管線，并通過加藥泵進(jìn)行注入。

圖5 永金103、永金198注采井組驅(qū)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(gè)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(gè)井組合并按區(qū)塊整體進(jìn)行效果對比分析。試驗(yàn)期間兩口注水井共計(jì)注入超級納米驅(qū)油劑15.32 t。如圖5所示，對應(yīng)11口受益油井試驗(yàn)前(7月份)的平均日產(chǎn)油量為8.29 t，含水率為59%；試驗(yàn)期間(8月1日—12月10日)對應(yīng)油井的平均日產(chǎn)油量為9.8 t，含水率為57%。截至2017年3月8日(試驗(yàn)結(jié)束后第87 d)，井組11口受益油井的平均日產(chǎn)油量為9.44 t，較試驗(yàn)前2016年7月份的平均日產(chǎn)高1.15 t。通過對上述井組注入超級納米強(qiáng)降驅(qū)油劑后，對應(yīng)受益油井的產(chǎn)油量增幅達(dá)到19.8%，累計(jì)絕對增油180 t，綜合含水下降了2個(gè)百分點(diǎn)，階段投入產(chǎn)出比為1∶4.51，取得了顯著的效果。

4 結(jié)束語

(1)通過室內(nèi)試驗(yàn)得出超級納米強(qiáng)降驅(qū)油劑具有界面張力低、改變巖石潤濕性等優(yōu)點(diǎn)；不僅可以提高驅(qū)油效率，還可以降低注入壓力，保持長期穩(wěn)定。

(2)通過礦場試驗(yàn)進(jìn)一步驗(yàn)證了該高效驅(qū)油劑具有大幅度增加油井產(chǎn)量、提高采收率、投入產(chǎn)出比高的特點(diǎn)，適合在特低滲透油田推廣。