特低渗透油藏超级纳米强降驱油剂的研究与应用——以延长油区志丹油田试验区为例

赵 洋，江绍静，段景杰，姚振杰，李 剑，赵永攀

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

志丹油田任山区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部[1]，主要油藏类型为岩性油藏[2]，油层物性差，导流能力差，非均质化严重，依靠天然能量开发，地层能量先天不足[3]，压力下降较快，产量递减快，开发水平低，启动压力和注水压力高[4-7]，注水过程中天然裂缝易开启[8]，非均质化易造成水淹水串的现象。有些井组随着注水时间的延长，矛盾加剧，甚至注不进水，水井井底压力接近地层破裂压力，油藏难以建立有效的驱替体系[9-10]。所以要研创一种对于延长油田耐高矿化度、耐较高温度，能够大幅度提高注入水波及系数和洗油效率且可不影响或降低启动压力和注水压力的驱油剂[11]，最大限度地满足低渗透—特低渗透油田的开发。超级纳米强降驱油剂能有效降低油水界面张力，提高驱油效率及采收率[12]。

1 驱油剂的驱油机理

超级纳米强降驱油剂驱油是一种新兴的采油技术，超级纳米强降驱油剂[13-14]是纳米技术在油田应用的一次重大突破。它由纳米材料经过复杂反应而合成，以水溶液为传递介质，在水中形成几百个到几十个甚至几个纳米的小颗粒[15]，在注入油层以后，大大降低了油水界面张力，改变岩石润湿性但不反转，使得注入流体在冲刷孔隙的过程中，使原油更易于剥落成小油滴而被驱替液驱替出来；与此同时超级纳米强降驱油剂在注入时可以有效驱替小孔道中的残余油和不动油，使得驱油剂的波及系数大幅提高，从而最终达到降压增注提高采收率的目的。

2 驱油剂性能的室内评价

2.1 试验条件

针对鄂尔多斯盆地所属低渗透—超低渗透的特点和储层高矿化、高硬水的水质特点，研发合成了一款高效多用途超级纳米强降驱油剂，该驱油剂是由络合反应生成的网状微聚体，超级纳米微液粒径可随压力变化而变化，对延长油田适应性强。它是按照质量百分比由0.4%～3%的盐、1.2%～5%的超级纳米材料、1.5%～5%的表面活性剂、1%～5%的调和物等以及余量水配置合成。试验用油为延长油田志丹采油厂永金103、永金198井组，试验用水为井组油样注入水。试验温度50 ℃(永金103、永金198井组长3地层温度为45～60 ℃)。试验仪器：广口瓶，恒温水浴，天平，TX500C旋滴界面张力仪，Topometrix Ex-plorer-2000型原子力显微镜。

2.2 界面张力试验

超级纳米强降驱油剂可以使油水界面张力大幅度降低，使油滴通过低渗透储层的毛细孔喉时更容易变形，从而重新驱动残余油，降低残余油饱和度，提高原油的采收率。

为了研究纳米驱油剂在不同浓度下对油水界面张力的影响特征，选用不同浓度的纳米驱油剂以及普通驱油剂在50 ℃恒温水浴下，通过TX5000C旋滴界面张力仪测定了永金103井组的油水界面张力。由表1可以看出，与普通驱油剂相比，相同浓度下，纳米驱油剂测得的油水界面张力远小于普通驱油剂下的界面张力，在浓度为3‰时，普通驱油剂下界面张力为纳米驱油剂下界面张力的44.6倍。对于普通驱油剂及纳米驱油剂，随着驱油剂浓度的增加，油水界面张力逐渐降低。图1为永金103井组及198井组在不同浓度纳米驱油剂的作用下随着时间增加的界面张力变化，由图可以看出，在3‰时，永金103井组的初始油水界面张力为8.11×10-3mN/m，经过120 min后，油水界面张力降低到7.47×10-3mN/m。在加入超级纳米驱油剂后，相同浓度下，随着时间的推移，油水界面张力呈下降趋势。永金103井组在注入浓度为1‰时，油水界面张力为9.71×10-3mN/m，随着驱油剂浓度的增加，界面张力进一步降低；3‰时，油水界面张力为8.11×10-3mN/m，下降了16.5%。随着纳米驱油剂浓度的增加，油水界面张力进一步减小，但过了3‰后，界面张力下降趋势变缓，驱油剂浓度由4‰增加到5‰时，界面张力仅下降了2.3%。结果表明：加入超级纳米强降驱油剂能够有效降低油水界面张力，随着浓度的增加，界面张力逐渐变小。

表1 不同驱油剂界面张力试验对比Table 1 Contrast of interfacial tension test for different oil displacing agents

图1 药剂在地层水溶液与原油界面的张力试验结果Fig.1 Test results of interfacial tension between water solution and crude oil in formation water solution

2.3 药剂的长期稳定性试验

在广口瓶中配制3 000 mL/L的药剂溶液，分别与永金103、永金198井组的注入水进行混合，在50 ℃下密封，并在10 d、20 d、40 d、60 d、80 d时通过TX5000C旋滴界面张力仪测定油水界面张力，观察纳米驱油剂在油藏温度下的长期稳定性。在第10 d时测得永金198井组的油水界面张力为8.07×10-3mN/m，经过80 d后测得的油水界面张力为8.13×10-3mN/m。从图2可以，看出药剂在地层温度下静置80 d后，界面张力变化不大。

由于油藏岩石对注入药剂的吸附作用，表面活性剂分子与岩石孔隙介质之间发生相互作用，表面活性剂吸附在固体表面，造成表面活性剂的浓度下降，将在一定程度上降低药剂的驱油效果。因此，用油砂模拟纳米驱油剂的吸附试验，通过测试测纳米驱油剂与油砂吸附后的油水界面张力判定其抗吸附能力。试验结果如表2、图3所示。

图2 界面张力与存在时间的关系曲线Fig.2 Relationship between the interfacial tension and existence time

表2 药剂界面张力与吸附次数试验结果Table 2 Test results of interfacial tension and adsorption times of medicament

图3 药剂抗吸附能力测试结果Fig.3 Test results for anti adsorption capacity of medicament

从上图及表中可以看出，随着吸附次数的增加，永金198井组的油水界面张力由9.44×10-3mN/m增加到了1.09×10-2mN/m，经历3次油砂接触吸附后，界面张力变化不大，在150 min后界面张力为2.11×10-2mN/m。因此，纳米驱油剂表现出抗吸附能力强的特点，同时表现出强稳定性。

2.4 药剂亲水性(润湿性)的试验

润湿性的重要表征参数有接触角、界面张力等，固/液界面能越小，附着力越小，固体表面液体的接触角就越大，越不容易被液体润湿，因此还可以通过测量液体在固体表面的黏附力来表征纳米驱油剂表面的润湿性。分子沉积膜驱油是通过分子沉积膜驱油剂在储层矿物表面吸附，形成纳米级超薄膜来提高洗油效率的。本次试验通过原子力显微镜黏附力测试研究，试验样品为浸在纳米驱油剂中的永金103井组石英岩和永金198井组石英岩，使用Topometrix Ex-plorer-2000型原子力显微镜对分子沉积膜生长前后的石英岩样品，在8 μm×8 μm的扫描范围内均匀地取30个点，分别作力—距离曲线。原子力显微镜探针检测的针尖/样品之间的黏附力实际上是微悬臂的弹性力，遵循Hooke定律。得到黏附力计算公式为：

F=kδ

(1)

式中F——黏附力，nN；

k——微悬臂的弯曲刚度，N/m；

δ——微悬臂的偏移量，nm。

通过该公式计算永金103及永金198井组分子沉积膜前后的黏附力Fa(nN)，绘制其分布直方图，根据Fa分布直方图计算黏附力均值及标准偏差，结果如图4所示。

图4 药剂润湿性试验结果Fig.4 Wettability test results of medicament

由图4可以看出：有膜剂时，永金103井组的平均黏附力由24.2 nN降低到13.4 nN，永金198井组的平均黏附力由23.7 nN降低到13.1 nN，两井组的标准偏差也相应降低，说明分子沉积膜可以降低石英岩表面的黏附力，并且也降低了黏附力的离散程度。原油在岩石表面的黏附功对采收率的影响也是非常可观的，黏附功越低，洗油效率越高。JKR黏附理论公式

(2)

其中R——探针针尖的当量曲率半径，m；

W——黏附功，J/m2。

由此模型可计算得出黏附功数值。通过JKR黏附理论公式计算生长分子沉积膜前、沉积膜后石英岩与探针的黏性能，其中永金103井组无膜剂石英岩与探针之间的黏性能为0.127 J/m2，永金198井组的为0.126 J/m2；沉积膜后，永金103井组石英岩与探针之间的黏性能为0.072 J/m2，永金198井组的为0.076 J/m2。药剂注入后在岩石表面形成单分子层膜，使原油在岩石的黏附力降低近1.8倍，注入药剂更易驱替原油。超级纳米强降驱油剂溶液可以改变岩石表面的润湿性为强亲水，极大地提高了水驱油的效率。

3 矿场试验

志丹油田永金103、永金198井组的主要开发层系为上三叠统延长组长6油层，2010年投入注水开发。两个井组共有生产井11口，其中永金103井组日注水量为14.17 m3，永金198井组日注水量为10.7 m3，永金198井组注水压力为10.3 MPa，两个井组对应的受益油井平均日产液量为23.99 m3，日产油量为8.29 t，综合含水为59%。

试验区自2016年8月开始注入试验所配制的超级纳米强降驱油剂，设计浓度由高至低阶梯注入，其中第一段45 d设计注入浓度为0.9%，第二段30 d设计注入浓度为0.6%，第三段30 d设计注入浓度为0.4%。补充亏空阶段结束后，进入试验推进阶段，计划试验时间为120 d，设计注入浓度为0.4%。注入压力按实施井组实际注入压力注入；注入方式通过在实施井组所在配水间分水器插入注剂管线，并通过加药泵进行注入。

图5 永金103、永金198注采井组驱油效果对比综合曲线Fig.5 Comparison comprehensive curves of oil displacement effect of Yongjin103 and Yongjin198 injection wells

由于两个井组中有两口受益油井属于双向受益，为了便于分析对比，故将两个井组合并按区块整体进行效果对比分析。试验期间两口注水井共计注入超级纳米驱油剂15.32 t。如图5所示，对应11口受益油井试验前(7月份)的平均日产油量为8.29 t，含水率为59%；试验期间(8月1日—12月10日)对应油井的平均日产油量为9.8 t，含水率为57%。截至2017年3月8日(试验结束后第87 d)，井组11口受益油井的平均日产油量为9.44 t，较试验前2016年7月份的平均日产高1.15 t。通过对上述井组注入超级纳米强降驱油剂后，对应受益油井的产油量增幅达到19.8%，累计绝对增油180 t，综合含水下降了2个百分点，阶段投入产出比为1∶4.51，取得了显著的效果。

4 结束语

(1)通过室内试验得出超级纳米强降驱油剂具有界面张力低、改变岩石润湿性等优点；不仅可以提高驱油效率，还可以降低注入压力，保持长期稳定。

(2)通过矿场试验进一步验证了该高效驱油剂具有大幅度增加油井产量、提高采收率、投入产出比高的特点，适合在特低渗透油田推广。