特低滲油藏活性二氧化硅驅油技術應用

高慶鴿，任 超，李寧霞，萬雷濤

（中國石油長慶油田分公司第四采油廠，陜西靖邊 718500）

特低滲油藏是目前陜北油田勘探、開發的主要區域，實現高效開發是油田開發亟待解決的重要問題之一，體積壓裂、超前注水、調剖調驅、注聚合物是目前主要手段[1]，常規開采手段，儲層的未動用程度受滲透率的影響嚴重[2]。聚乙二醇（PEG）凝膠、聚丙烯酰胺（PAM）微球等聚合物微球的耐鹽、耐溫性能較差[3-4]。表面活性劑（SAA）具有降低油水界面張力、改變巖石孔隙表面的潤濕性和增強油滴變形的能力，成為油田常用的驅油助劑。納米SiO2均能起到強化原油膨脹的效果，且由于親水硅溶膠（HS-40）具有更小的粒徑和較高的Zeta 電位絕對值，對原油的膨脹效果更好，可加速原油膨脹[5]。對位于鄂爾多斯盆地北部S 采油廠特低滲砂巖儲層進行研究，使用四種常用SAA 對納米SiO2顆粒（nano-silicon dioxide，簡稱NSD）表面進行改性，考察改性后NSD 的分散穩定性、降低油水界面張力性能以及改善巖石孔隙表面的潤濕性，通過對該區長6 巖心的流動特征和驅油特征研究，探討納米微球與化學驅油結合途徑，提高采收率。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

SAA-NSD 驅油體系，主要成分為納米SiO2，固含量為15%～25%，現場取樣，提供商為西安長慶化工集團有限公司井下助劑公司；溶劑為現場注入水，甲基硅油，化學純，道康寧公司；十二烷基苯磺酸鈉（SDBS）和吐溫80（Tween-80），上海阿拉丁生化科技股份有限公司；雙子季銨鹽表面活性劑（GS-A6）60%和脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO）99%，山東優索化工科技有限公司；長6凈化油，20 ℃下的標準密度為0.827 1 g/cm3；50 ℃的動力黏度為4.371 mPa·s，S 廠中心化驗室；S 采油廠長6儲層巖心薄片微裂縫（見圖1），物性參數（見表1）。

圖1 B30-31 薄片微裂縫

表1 巖心物性參數

JJ2000B 旋轉滴界面張力儀、LS13320XR 激光衍射粒度分析儀，美國貝克曼庫爾特有限公司；JC2000C接觸角測量儀，上海中晨數字技術設備有限公司；SZX16 體式顯微鏡，奧林巴斯（中國）有限公司；UV-2600 紫外可見分光光度計，日本島津儀器有限公司；LCOSE-100SH 型電動攪拌儀；ZJS-2000 超聲波發生裝置；電子天平，量筒、燒杯等。

1.2 實驗方法與結果

（1）粒度分布。配制好質量分數為0.05%的四種SAA 納米流體分別置于20～80 ℃的恒溫水浴鍋中加熱，用激光粒度儀測定不同溫度、濃度、鹽度下的粒度分布。四種SAA-NSD 基本在50 d 內保持穩定。45 ℃溫度后，納米顆粒粒徑逐漸快速增大。按實驗結果，以經濟性對四種SAA 進行復配得到SAA4，總濃度不超過0.10%，改性納米流體的Zeta 電位為-35 mV 左右，表明該體系較為穩定，粒度大小主要分布在5～95 nm，平均粒徑大小約為22.5 nm。

（2）界面張力。使用旋轉滴界面張力儀，在45 ℃（該區長6 儲層原始地層溫度）、6 000 r/min 轉速下，應用SY/T5370—1999《表面及界面張力測定方法》測量，測定0.05%～0.10%納米驅油劑與凈化油的穩態界面張力。單一改性SDBS 納米溶液降低油水界面張力效果較好。SAA4-NSD 分散液和地層水相比，油水界面張力平均降低15.79%。

（3）潤濕性。用接觸角測量儀，在45 ℃下，應用SY/T5153—2007《油藏巖石潤濕性測定方法》，測定SDBS-NSD 在質量分數為0.05%濃度下、SAA4-NSD 體系0.10%納米驅油劑的潤濕接觸角。凈化油滴鋪展在巖心表面，水相接觸角為145°，油滴在巖石表面的潤濕性比較好，油滴在巖石表面運移的黏滯阻力大。經過溶液處理后的兩相界面的接觸角面積明顯減小，SAA4-NSD 體系處理后的巖心，與水相接觸角為54.2°，氣泡和油滴在巖心表面呈球狀，表明SAA4-NSD 體系有利于降低黏滯阻力，提高油滴的流動性。

（4）耐鹽效果評價。當NaCl 質量分數為6%時，SDBS-NSD 體系有白色絮狀物析出，納米流體的穩定性下降。改變配比，改用SAA4-NSD 體系，pH 調節到8.2 弱堿性、含鹽平均為45 000 mg/L、礦化度為58 500 mg/L時（該區注入水在45 ℃下的酸堿度，注入水全分析），穩定天數可達到45 d，表現出較優良的耐鹽性。

（5）驅替效果評價。根據SAA4-NSD 體系的波長，選定紫外可見分光光度計波長數值為220 nm；在恒溫箱中固定實驗溫度為45 ℃，固定圍壓10 MPa，用現場處理后注入水（油田產出水經多級處理后，按配注加入洛河層水而形成，溶解多種生產過程中添加的油水處理助劑）為溶劑，分別用該區注入水、SAA4 和SAA4-NSD 進行驅替實驗，設置驅替速度均為0.1 mL/min，形成時間-體積曲線。動態滲吸采收率分別為16.37%、21.59%、27.54%，SAA4-NSD 體系的滲吸采收率最佳。通過對不同直徑的NSD 的評價和現場應用，二氧化硅直徑與縫寬比β 為1～1.5 時，其注入性、封堵微裂縫效果表現最好[3]。

2 現場試驗

2.1 開發現狀

隨著油田開發的不斷深入，不同類型油藏水驅矛盾日益突出，具體表現在鄂爾多斯盆地北部的該油田，基本進入高含水期（＞75 %）、含水上升加快（含水上升率3.0）、采油速度降低（低于0.5%）的開發階段，平均注水見效周期332 d，剩余油分布復雜，穩產方法少，難以建立有效壓力驅替系統，地層壓力保持水平低于90%。水驅不均導致剩余油局部富集，需要通過注水井調驅擴大波及體積實現控水增油。通過現場生產驗證和室內實驗，認識到三疊系優勢通道主要由動態縫、微裂縫、人工壓裂縫共同構成，造成動用程度較低的主要原因是各類裂縫較發育、物性差，導致注水不易見效。造成注水井水驅不均，含水上升油井增多，見水類型以復合型為主，通過SAA4-NSD 體系調驅，以控制含水上升速度，恢復見水井產能。

2.2 現場應用

L211 區長6 油藏2014 年投入開發，動用地質儲量603×104t，油層埋深2 630 m，孔隙度9.37%，滲透率1.26×10-3μm2，有效厚度7.35 m，井排距480×160 m。103 口油井產油量105 t（按措施前后常開和參數一致井數統計），綜合含水82.3%，地質儲量采出程度9.5%，可采儲量采出程度45.9%。壓力保持水平83.1%，水驅儲量動用程度84.7%。

2020 年4 月9 日，進行區塊調驅，30 口注水井，選擇不同直徑的SAA4-NSD 體系，針對剩余油分布狀況，通過選擇較大直徑（500～1 500 nm，具體按儲層裂縫數值進行合理配比）的混合體系，注入濃度0.08%，單井平均配注12 m3，注入量為360 m3/d，改善注水井吸水剖面擴大波及體積，其中一個井組注入參數（見表2），共注入108 d。2020 年7 月26 日，針對儲層深部剩余油，通過選擇較小直徑（＜300 nm）的體系，注入濃度0.10%，配注不變，以封堵高滲層段擴大波及體積，時長8 個月[6]。按開發要求加密錄取動態數據，總時長344 d。按參數不變井103 口統計，累計增油1 907 t，單井組增油64 t，單井日增油5.38×10-4t，標定遞減率由8.7%下降到8.3%，含水上升率由2.7%下降到2.1%，油田開發形勢明顯轉好。

表2 C155 區長6 油藏H46-40 井組大直徑調驅注入參數

3 結論

（1）SAA4-NSD 體系用于調驅時，可以接續改變注入水流向，能解決常規水驅波及剩余油，實現驅油效率的提高，提升油田開發水平。

（2）NSD 具有較高強度，在現場能自由復配規格各異直徑，滿足不同區塊的縫寬、注入速度要求。

（3）經過為期1 年的試驗，用多種直徑SAA4-NSD體系，從微觀上分析，微裂縫是封堵的主要對象，納米微球進入孔隙后滯留，使液固界面分子作用力更強，啟動壓力更大，從而降低滲透率，提高注入水波及系數，從而提高運用程度。從宏觀數據上分析，通過SAA4-NSD 體系，可以使儲層內流體比表面積增大，通過滲透率降低驅油，使開發形勢逐步變好。

（4）從生產動態宏觀分析，合適的β 值、濃度和注水速度是決定調驅效果的關鍵，持續性調驅是取得措施效果的手段。