高鹽油藏?zé)o機(jī)凝膠與泡沫復(fù)合調(diào)驅(qū)研究

何 欣，盧祥國(guó)，曹偉佳，陳 超，徐 浩，張立東

（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶163318；2.中國(guó)石油吐哈油田分公司 采油工程院，新疆哈密838200）

雁木西油田位于新疆吐魯番盆地，由4個(gè)局部圈閉組成，屬于勝南-雁木西構(gòu)造帶。雁6塊為該油田主力開(kāi)發(fā)區(qū)塊，包含第三系和白堊系兩套層系，屬于中孔中滲油藏，非均質(zhì)性十分嚴(yán)重。第三系儲(chǔ)層地面原油具有原油密度低、黏度低、凝固點(diǎn)低、含水高等特點(diǎn)。地層水水型為CaCl2型，總礦化度115 500～191 800 mg/L，Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度超過(guò)7 000 mg/L，為高礦化度CaCl2型原生地層水。目前，雁木西油田主力層系綜合含水率超過(guò)93%，采出程度不到20%，“穩(wěn)油控水”形勢(shì)十分嚴(yán)峻，亟待開(kāi)發(fā)大幅度提高采收率技術(shù)。聚合物驅(qū)油技術(shù)已經(jīng)成為高含水油田提高采收率的重要措施之一[1-5]，但雁木西油田注入水總礦化度、Ca2+、Mg2+濃度較高，現(xiàn)有普通聚合物和抗鹽聚合物不僅分散和熟化效果較差，而且滯留和液流轉(zhuǎn)向能力也較弱，聚合物驅(qū)難以取得較好技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果。近年來(lái)，無(wú)機(jī)凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)由于耐溫耐鹽能力強(qiáng)、注入性好、無(wú)毒環(huán)保和藥劑費(fèi)用低等特點(diǎn)，在高鹽高溫油藏調(diào)整吸液剖面實(shí)踐中受到廣泛重視，并在試驗(yàn)中取得明顯增油降水效果。唐孝芬等[6]開(kāi)發(fā)了一種適應(yīng)高溫高鹽油藏WJSTP無(wú)機(jī)凝膠涂層調(diào)剖劑，它通過(guò)多次涂層方式實(shí)現(xiàn)對(duì)多孔介質(zhì)不同程度封堵。牛麗偉等[7]研究了無(wú)機(jī)凝膠成膠性能和封堵效果，認(rèn)為無(wú)機(jī)凝膠以“—Si—O—Si—”離子鍵方式在巖石骨架表面吸附，從而達(dá)到減小滲透率和增大滲流阻力目的。針對(duì)吐哈雁木西油藏提高采收率技術(shù)需求，本文以目標(biāo)油藏儲(chǔ)層地質(zhì)特征和流體特性等為模擬對(duì)象，開(kāi)展了無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑配伍性研究，為“無(wú)機(jī)凝膠+表面活性劑溶液”交替注入提高采收率方法礦場(chǎng)試驗(yàn)技術(shù)決策提供了實(shí)驗(yàn)依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 藥劑

主劑硅酸鈉Na2SiO3（分析純）由國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司生產(chǎn)，市場(chǎng)購(gòu)買；助劑為地層水中Ca2+和Mg2+。非離子表面活性劑（簡(jiǎn)稱DWS）由大連戴維斯科技有限公司生產(chǎn)，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)35%。

實(shí)驗(yàn)用水為雁木西油田注入水和清水，水質(zhì)分析見(jiàn)表1。實(shí)驗(yàn)用油為模擬雁木西脫氣原油。

表1 水質(zhì)分析Table 1 Inter face tension test data

1.2 巖心

實(shí)驗(yàn)巖心為石英砂環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)人造層內(nèi)非均質(zhì)巖心[8-9],巖心外觀幾何尺寸：高×寬×長(zhǎng)＝4.5 cm×4.5 cm×30 cm，其中高滲層Kg（氣測(cè)滲透率）為800×10ˉ3μm2，中滲層Kg為200×10ˉ3μm2，低滲層Kg為50×10ˉ3μm2，各小層厚度1.5 cm。

1.3 設(shè)備和步驟

1.3.1 設(shè)備 TXˉ5000C旋滴界面張力儀測(cè)試驅(qū)油劑與原油界面張力。巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置評(píng)價(jià)無(wú)機(jī)凝膠、表面活性劑溶液與氣交替注入方式增油降水效果，驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置包括平流泵、壓力傳感器和中間容器等組成，除平流泵外，其它部分置于55℃恒溫箱（見(jiàn)圖1）。

圖1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程示意Fig.1 Schematic diagram of experimental equipment and flow

1.3.2 步驟 （1）常溫下巖心抽空飽和地層水，確定孔隙體積。（2）油藏溫度55℃下油驅(qū)水，確定含油飽和度。（3）油藏溫度55℃下水驅(qū)到含水率98%，確定水驅(qū)采收率。（4）按照實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)內(nèi)容進(jìn)行調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)，確定采收率。

上述實(shí)驗(yàn)注入速度0.3 mL/min，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中30 min記錄1次注入壓力，計(jì)量一次注入液和采出液體積，計(jì)算采出液含水率、分流率和采收率及注入端各個(gè)小層吸液率。

1.4 方案設(shè)計(jì)

1.4.1 無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑組合方式及其油水界面張力

（1）清水表面活性劑溶液。采用清水配制DWS溶液，質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.05%、0.10%、0.15%、0.20%、0.25%和0.30%，利用界面張力儀測(cè)試不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下DWS溶液與原油間界面張力。

（2）“清水+Na2SiO3”表面活性劑溶液 首先采用清水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.61%Na2SiO3溶液，再分別加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%、0.15%和0.30%的DWS，利用界面張力儀測(cè)試不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下DWS溶液與原油間界面張力。

（3）混合水表面活性劑溶液。①“注入水”。②注 入 水 和 清 水 質(zhì) 量 比 分 別 為3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3。6種不同礦化度溶劑水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%的DWS溶液，利用界面張力儀測(cè)試不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下DWS溶液與原油間界面張力。

（4）“無(wú)機(jī)凝膠+表面活性劑”混合液。注入水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.61%的Na2SiO3溶液，稱為“無(wú)機(jī)凝膠”。再用清水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%的DWS溶液。將清水DWS溶液和無(wú)機(jī)凝膠分別按照質(zhì)量分?jǐn)?shù)95∶5、85∶15、70∶30和55∶45比例混合，利用界面張力儀測(cè)試不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下DWS溶液與原油間界面張力。

（5）在方案（4）的基礎(chǔ)上再分別加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%的DWS，利用界面張力儀測(cè)試不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下DWS溶液與原油間界面張力。

1.4.2 無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑組合方式及其驅(qū)油效果

（1）表面活性劑不同段塞尺寸驅(qū)油效果。①飽和油+水驅(qū)至含水率98%+0.10 PV表面活性劑驅(qū)（ws＝0.3%）+后續(xù)水驅(qū)98%。②飽和油+水驅(qū)至含水率98%+0.3 PV表面活性劑驅(qū)（ws＝0.3%）+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。③飽和油+水驅(qū)至含水率98%+0.50 PV表面活性劑驅(qū)（ws＝0.3%）+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。其中，ws為表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

（2）調(diào)驅(qū)劑不同注入順序驅(qū)油效果。

①水驅(qū)至含水率98%+0.06 PV無(wú)機(jī)凝膠+0.05 PV表面活性劑溶液與氣驅(qū)(氮?dú)馀c表面活性劑溶液同時(shí)注入巖心，注入時(shí)間與注入表面活性劑時(shí)間相同)+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。其中，無(wú)機(jī)凝膠藥劑注入方式：將“0.06 PV主劑（Na2SiO3，3 660 mg/L，清水）+0.015 PV隔離液+0.06 PV注入水+0.015 PV隔離液”等分成6份，分6輪次交替注入，之后注入0.05 PV表面活性劑溶液（ws＝0.3%）。

②水驅(qū)至含水率98%+0.06 PV無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑混合液+氣驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。其中，無(wú)機(jī)凝膠藥劑注入方式：將“0.06 PV主劑（Na2SiO3，3 660 mg/L，清水）與表面活性劑（ws＝0.3%）復(fù)配體系+氣驅(qū)（與注入表活劑時(shí)間相同）+0.015 PV清水+0.06 PV注入水+0.015 PV清水”等分成6份，分6輪次交替注入。

③水驅(qū)至含水率98%+0.06 PV無(wú)機(jī)凝膠+表面活性劑+氣驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。注入方式：將“0.06 PV主劑（Na2SiO3，3 660 mg/L，清水）+0.05 PV表面活性劑（ws＝0.3%，軟化水）+氣驅(qū)（與每輪表面活性劑注入時(shí)間相同）+0.06 PV注入水+0.015 PV清水”等分成6份，分6輪次交替注入。

2 結(jié)果分析

2.1 無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑組合方式及其油水界面張力

2.1.1 清水表面活性劑溶液 采用清水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)DWS溶液，油水界面張力測(cè)試數(shù)據(jù)見(jiàn)圖2。從圖2可以看出，隨DWS質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，油水界面張力減小。當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時(shí)，界面張力值急劇下降，之后下降速度減緩并逐漸達(dá)到穩(wěn)定。分析認(rèn)為，質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低時(shí)每個(gè)表面活性劑分子的活動(dòng)范圍比較大，水分子在親油碳?xì)滏溨車帕姓R[10-14]。隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，降低界面張力能力沒(méi)有發(fā)生突變，表明質(zhì)量分?jǐn)?shù)未達(dá)到臨界膠束質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

圖2 質(zhì)量分?jǐn)?shù)與界面張力關(guān)系Fig.2 Relationship between mass fraction and interfacial tension

2.1.2 混合水表面活性劑溶液 采用不同混合比例混合水（清水+注入水）配制表面活性劑溶液（DWS，0.2%），油水界面張力測(cè)試數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。從表2可知，隨溶劑水（混合水）礦化度減小，油水界面張力逐漸降低，且在同一個(gè)數(shù)量級(jí)內(nèi)，因此相差不大。由此可見(jiàn)，溶劑水礦化度對(duì)油水界面張力影響不大，DWS具有良好抗鹽性。

表2 油水界面張力測(cè)試數(shù)據(jù)Table 2 Oil-water interface tension test data

2.1.3 清水“Na2SiO3+表面活性劑”溶液 采用清水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.61%Na2SiO3溶液，再加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)DWS，油水界面張力測(cè)試數(shù)據(jù)見(jiàn)表3。從表3可知，在Na2SiO3質(zhì)量分?jǐn)?shù)一定條件下，隨表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，油水界面張力降低。與清水表面活性劑相比較（見(jiàn)表3），清水“Na2SiO3+表面活性劑”溶液油水界面張力略有升高，在同一個(gè)數(shù)量級(jí)內(nèi)。由此可見(jiàn)，Na2SiO3對(duì)油水界面張力影響不大。

表3 Na2SiO3+表面活性劑界面張力測(cè)試數(shù)據(jù)Table 3 Interface tension test data of Na2SiO 3+DWS

2.1.4 “無(wú)機(jī)凝膠+表面活性劑”混合液 采用清水配制表面活性劑溶液（DWS，質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.2%），再加入不同量無(wú)機(jī)凝膠，形成混合液。混合液與原油間界面張力測(cè)試數(shù)據(jù)見(jiàn)表4。從表4可知，隨無(wú)機(jī)凝膠加入量增加，界面張力逐漸增加，但升幅不大。由此可見(jiàn)，當(dāng)無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑溶液相遇或混合后，無(wú)機(jī)凝膠對(duì)油水間界面張力影響不大。

表4 無(wú)機(jī)凝膠+表面活性劑與原油間界面張力測(cè)試數(shù)據(jù)Table 4 Test data of inter facial tension between inor ganic gel surfactant+DWSand crude oil

2.1.5 “混合液+表面活性劑”混合液 將無(wú)機(jī)凝膠與清水按照不同比例混合形成混合液，再加入表面活性劑（DWS，質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.2%），形成混合液?；旌弦号c原油間界面張力測(cè)試數(shù)據(jù)見(jiàn)表5。從表5可知，隨混合液中無(wú)機(jī)凝膠含量增加，混合液與原油間界面張力呈現(xiàn)增加趨勢(shì)，但幅度不大，進(jìn)一步證實(shí)無(wú)機(jī)凝膠對(duì)油水間界面張力影響不大。

表5 混合液+表面活性劑與原油間界面張力測(cè)試數(shù)據(jù)Table 5 Test data of interfacial tension between mixed surfactant+DWSand crude oil

綜上所述，無(wú)論是Na2SiO3還是無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑混合，混合液與原油間界面張力變化幅度較小，表明其具有良好配伍性。

2.2 無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑組合方式及驅(qū)油效果

2.2.1 表面活性劑溶液段塞尺寸的影響 表面活性劑段塞尺寸對(duì)驅(qū)油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。從表6可以看出，隨表面活性劑溶液段塞尺寸增加，采收率增幅加大。注入壓力、含水率和采收率與注入PV數(shù)關(guān)系對(duì)比見(jiàn)圖3。從圖3可以看出，水驅(qū)過(guò)程中隨著原油采出程度不斷提高，油相滲透率逐漸減小，水相滲透率逐漸增加，滲流阻力減小，注入壓力下降，液流轉(zhuǎn)向和擴(kuò)大波及體積效果變差。在表面活性劑溶液注入過(guò)程中，當(dāng)段塞尺寸超過(guò)0.1 PV后，表面活性劑與原油乳化作用增強(qiáng)，乳狀液存在的“賈敏效應(yīng)”致使?jié)B流阻力增加，注入壓力提高，液流轉(zhuǎn)向和擴(kuò)大波及體積作用效果增強(qiáng)，采收率增幅明顯提高。

表6 不同段塞尺寸下采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)結(jié)果Table6 Interfacetension test data under different slugsizes

圖3 不同段塞尺寸時(shí)注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系Fig.3 Relationship between PV number and injectionpressure,water cut,recovery factor with different slug sizes

2.2.2 無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑組合方式對(duì)驅(qū)油效果的影響 無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑組合方式對(duì)驅(qū)油效果的影響見(jiàn)表7。從表7可以看出，3種組合方式都提升了采收率，其中第3種組合方式較好。

表7 不同組合方式下采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 7 Interface tension test data under different combinations

注入壓力、含水率和采收率與注入PV數(shù)關(guān)系對(duì)比見(jiàn)圖4。從圖4可以看出，在3種無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑和氮?dú)饨M合方式中，“無(wú)機(jī)凝膠+表面活性劑溶液+氣”交替注入方式與“無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑復(fù)配液+氣”交替注入方式注入壓力較高，液流轉(zhuǎn)向和擴(kuò)大波及體積效果較好，因而采收率增幅較大。

圖4 不同組合方式下注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系Fig.4 Relationship between injection pressure,water cut,recovery and PV number under different combination modes

3 結(jié) 論

（1）溶劑水礦化度對(duì)非離子表活性劑（DWS）溶液與目標(biāo)油藏原油間界面張力影響不大，表明該表面活性劑具有良好抗鹽性。

（2）無(wú)機(jī)凝膠（硅酸鈣或硅酸鎂）對(duì)非離子表面活性劑（DWS）溶液與目標(biāo)油藏原油間界面張力影響不大，表明在實(shí)施“硅酸鈉+注入水+清水表面活性劑溶液”交替注入調(diào)驅(qū)的驅(qū)油效果不會(huì)受到太大的影響。

（3）表面活性劑溶液自身滯留和液流轉(zhuǎn)向能力較差，驅(qū)油效果較差。當(dāng)表面活性劑與原油發(fā)生乳化作用時(shí)，“賈敏效應(yīng)”可以產(chǎn)生附加滲流阻力和液流轉(zhuǎn)向效果，因而采收率呈現(xiàn)較大幅度升高。

（4）在3種無(wú)機(jī)凝膠與表面活性劑和氮?dú)饨M合方式中，“無(wú)機(jī)凝膠+表面活性劑溶液+氣”交替注入方式注入壓力較高，液流轉(zhuǎn)向和擴(kuò)大波及體積效果較好，因而采收率增幅較大。因此，推薦“無(wú)機(jī)凝膠+表面活性劑溶液+氣”為礦場(chǎng)試驗(yàn)注入方式，不僅注入性較好，而且工藝比較簡(jiǎn)單。