熊書權(quán)，李 凡，林 濤，孫玉豹，宋宏志

（1.中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518000；2.中海油田服務(wù)股份有限公司 油田生產(chǎn)研究院，天津 300459）

中國海上油田稠油儲(chǔ)量豐富，不同油田的油藏條件差異較大，渤海A油田位于渤海中部海域，包括北區(qū)和南區(qū)兩個(gè)區(qū)塊，主力油層段發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段與館陶組頂部，為多6CB9組、多油水系統(tǒng)的復(fù)雜油藏；油藏埋藏淺（900～1400m），儲(chǔ)層物性好，孔隙連通性較好，具有高孔高滲的特征，具有粘度高、密度大、含硫量低、凝固點(diǎn)低等特點(diǎn)，屬重質(zhì)稠油[1]；這類油田原油粘度對(duì)油井產(chǎn)能的影響較大，主要采取熱采方式增產(chǎn)。而在南海海域發(fā)現(xiàn)的稠油油田B面臨的問題是薄差層含油性相對(duì)較差、泥質(zhì)含量高、平面非均質(zhì)性強(qiáng)、連通性差、能量補(bǔ)充較慢，迫切需要能量補(bǔ)充技術(shù)，提高采油速度和采收率。

對(duì)于薄層稠油油藏的開發(fā)，采用直井開發(fā)時(shí)，單層控制儲(chǔ)量低，采用水平井開發(fā)能夠顯著增大泄油面積，擴(kuò)大蒸汽的波及體積，提高油藏的采收率[2,3]。通過文獻(xiàn)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，除采用水平井開采外，水驅(qū)技術(shù)以及氣水交替技術(shù)可解決薄層稠油的問題[4-11]。同時(shí)，在注水開發(fā)過程中，普遍存在注水井注入壓力長期居高不下、注入量低、單井注入壓力差異大等問題，采用納米聚硅材料可以緩解這一問題。陸先亮等[12-15]等通過巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)、微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)納發(fā)現(xiàn)納米液驅(qū)油技術(shù)相對(duì)其他三次采油復(fù)合驅(qū)油有自己獨(dú)特的特點(diǎn)，認(rèn)為納米液驅(qū)油技術(shù)有著廣闊的前景。

因此，針對(duì)高含泥稠油油藏提出了納米SiO2輔助氣水交替工藝研究，本文正是基于這個(gè)研究方向開展了研究工作。

1 納米SiO2微乳液的性能評(píng)價(jià)

納米技術(shù)是納米級(jí)科學(xué)，醫(yī)學(xué)，工程和技術(shù)相結(jié)合的研究。納米技術(shù)最基本的認(rèn)識(shí)主要包括使用范圍從1nm到100nm的納米顆粒[15]。由于這種材料的尺度處于原子簇和宏觀物質(zhì)的交接區(qū)域，物質(zhì)不直接表現(xiàn)為原子和宏觀的性質(zhì)，而使納米材料有著常規(guī)材料所沒有的特殊性能，從而大大拓展了納米材料在油田化學(xué)方面的使用范圍。本文針對(duì)納米材料的疏水特性，采用納米SiO2作為油相，與水、表面活性劑、助表面活性劑和鹽類制備納米SiO2微乳液，制備方法如下：

（1）稱取0.2g納米SiO2，3mL十二烷基苯磺酸鈉和8mL正丁醇，加入50mL燒杯中攪拌均勻；

（2）稱取50mL水和 1.5g NaCl，加入 100mL錐形瓶中攪拌均勻；

（3）將50mL燒杯中溶液加入加入100mL錐形瓶中攪拌均勻，形成納米SiO2微乳液；

（4）將納米SiO2微乳液置于50mL柱塞量筒中靜置，觀察其穩(wěn)定情況。

通過外觀對(duì)比可知，在靜置2h后，納米SiO2微乳液未見有明顯分層或沉淀，說明納米SiO2可以穩(wěn)定分散在微乳液中。

1.1 洗油效率評(píng)價(jià)

為評(píng)價(jià)納米SiO2微乳液體系的靜態(tài)洗油效率，參考標(biāo)準(zhǔn)QSH1020_2191-201《驅(qū)油用表面活性劑選擇技術(shù)要求》，將目標(biāo)井X1井所在層位地層砂與原油按4∶1比例混合，放入恒溫箱中在油藏溫度下恒溫老化7d，每天攪拌一次，使油砂混合均勻；稱取老化好的油砂5g放入錐形瓶中，向錐形瓶中倒入50g納米SiO2微乳液，充分混合后在油藏溫度下靜置48h，觀察到加入納米SiO2微乳液后，可以明顯看到大量油滴在油砂中剝離，靜置后的樣品溶液中漂浮的原油及瓶壁上粘附的原油用干凈的棉紗蘸出，并倒出納米SiO2微乳液，將錐形瓶放在100℃烘箱中烘至恒量，計(jì)算靜態(tài)洗油效率為51.8%，說明加入納米SiO2微乳液可以有效洗油效率。

1.2 界面張力評(píng)價(jià)

為評(píng)價(jià)納米SiO2微乳液的油水界面張力，參考標(biāo)準(zhǔn)SY/T5370-2018《表面及界面張力測(cè)定方法》，采用美國科諾工業(yè)有限公司TX500C懸滴界面張力儀，分別測(cè)定了X1井產(chǎn)出液過濾后的地層水樣和納米SiO2微乳液的界面張力（油樣為X1井脫水原油），轉(zhuǎn)速為 6000r·min-1，測(cè)定溫度為 75℃，測(cè)定結(jié)果見表1。

表1 油水界面張力Tab.1 IFT between oil and water

加入納米SiO2微乳液后，可以有效降低油水界面張力，降低率達(dá)到了98.8%，說明納米SiO2可以大幅降低油水流動(dòng)阻力。

1.3 微觀機(jī)理研究

為進(jìn)一步評(píng)價(jià)納米SiO2微乳液進(jìn)入地層后的作用機(jī)理，采用55XA金相顯微鏡觀察納米SiO2對(duì)油水乳狀液的狀態(tài)改變情況。采用X1井脫水原油與地層水按照質(zhì)量比4∶1配置成乳狀液，將乳狀液至于載玻片觀察其狀態(tài)；在載玻片上逐漸滴入納米SiO2微乳液，使其自然潤濕乳狀液，并觀察乳狀液變化。

圖1 加入納米SiO2微乳液后乳狀液變化Fig.1 Changes of emulsion after adding nano SiO2 microemulsion

由圖1可知，油水乳狀液為油包水型乳狀液，水相液滴分散于原油中，納米SiO2微乳液加入后，水相液滴迅速聚并，說明納米SiO2微乳液可以聚并水相液滴，從而逐漸將油包水型乳狀液轉(zhuǎn)化為水包油型乳狀液，大大降低驅(qū)油阻力，從而提高原油采收率。

2 納米SiO2輔助氣水交替實(shí)驗(yàn)研究

針對(duì)南海某高含泥稠油油田B油田部分油井水驅(qū)后出現(xiàn)的含水率上升，日產(chǎn)油迅速下降等問題，本節(jié)開展水驅(qū)后納米SiO2輔助氣水交替實(shí)驗(yàn)，探索水驅(qū)開發(fā)接替技術(shù)方向。

2.1 實(shí)驗(yàn)試劑及材料

實(shí)驗(yàn)用水是根據(jù)海上稠油油田地層水的實(shí)際組成配制的人工模擬鹽水，礦化度為37543mg·L-1。實(shí)驗(yàn)用油為目標(biāo)井X1井脫水原油，原油黏度115mPa·s；實(shí)驗(yàn)用的氣體為CO2和N2，氣體樣品為鋼瓶裝壓縮氣體，CO2純度99.9%，N2純度99.5%。實(shí)驗(yàn)用化學(xué)劑為本文制備的納米SiO2微乳液和十二烷基苯磺酸鈉。

表2 實(shí)驗(yàn)用模擬鹽水離子組成Tab.2 Ionic composition of simulated water

2.2 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置采用自主研制的熱采一維驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，由恒溫箱、蒸汽注入系統(tǒng)、氣體注入系統(tǒng)、液體注入系統(tǒng)（注入泵、儲(chǔ)液中間容器等）、填砂模型、回壓控制系統(tǒng)、溫度計(jì)量、計(jì)量系統(tǒng)（包括氣體流量計(jì)量、液體流量計(jì)量等）、數(shù)據(jù)采集控制系統(tǒng)等組成，實(shí)驗(yàn)流程圖見圖2。填砂模型為人工填砂巖心，尺寸φ3.8cm×40cm。

圖2 實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.2 Experimental process

2.3 實(shí)驗(yàn)步驟

（1）測(cè)定填砂模型滲透率 根據(jù)目標(biāo)油藏的油藏特性填砂制模型，氣測(cè)滲透率，在室溫條件下模型抽空3.5h。

（2）飽和水 在恒溫箱75℃下飽和人工模擬鹽水，計(jì)量注入速度和壓差，前后稱重，計(jì)算孔隙度。將飽和鹽水的模型在75℃恒溫箱內(nèi)放置12h以上。

（3）飽和油 將填砂模型和原油置于恒溫箱中，并加熱至油藏溫度（75℃），以恒定的速率用實(shí)驗(yàn)原油驅(qū)替填砂模型中的飽和水，直到填砂模型兩端的壓差平穩(wěn)，建立束縛水飽和度（原始含油飽和度），繼續(xù)驅(qū)替1.0～2.0倍孔隙體積后，記錄壓差及驅(qū)替出的累計(jì)水量，計(jì)算填砂模型的原始含油飽和度。

（4）驅(qū)替 將飽和油后的填砂模型置于恒溫箱中，并將溫度設(shè)置為油藏溫度（75℃），恒溫2h，開始驅(qū)替并記錄壓差、產(chǎn)液量、產(chǎn)水量和產(chǎn)油量等數(shù)據(jù)。當(dāng)含水率達(dá)到98.5%以上時(shí)，停止驅(qū)替。

2.4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.4.1 不同開發(fā)方式對(duì)稠油油田開發(fā)影響 不同開發(fā)方式對(duì)于稠油開發(fā)效果影響較大，如圖3所示。水驅(qū)過程基本可以分為3段，無水采收期（0.00～0.20PV）驅(qū)油效率快速增長（0%～22%），含水率穩(wěn)定在0%；水突破前期（0.20～0.94PV）驅(qū)油效率增長減緩（22%～43.09%），含水率快速上升（0%～86%）；水突破后期（0.94PV）驅(qū)油效率基本穩(wěn)定，含水率基本穩(wěn)定，最終驅(qū)油效率為46.87%，含水率98.8%。與之不同，煙道氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)過程存在較大差異：（1）蓄能階段（0～0.55PV）煙道氣的注入并未有效驅(qū)替原油，原油驅(qū)油效率為 0；（2）氣突破前（0.55～1.47PV）隨著煙道氣的不斷注入，原油啟動(dòng)、驅(qū)油效率快速增加，1.47PV 達(dá)到 17.21%；（3）氣突破后（1.47PV）煙道氣突破，氣竄嚴(yán)重，驅(qū)油效率緩慢增長，最終煙道氣驅(qū)采收率僅為21.85%。

圖3 3種驅(qū)替方式驅(qū)油效率和含水率變化曲線Fig.3 Displacement efficiency and water cut curves of three displacement methods

與之對(duì)比，氣水交替驅(qū)顯示出較大優(yōu)勢(shì)體現(xiàn)在：（1）有效提高驅(qū)油效率。在水驅(qū)的基礎(chǔ)上進(jìn)行煙道氣驅(qū)驅(qū)油效率從46.87%快速提升到74.80%，提高驅(qū)油效率達(dá)到27.93%；（2）有效抑制含水率的快速上升。水驅(qū)結(jié)束時(shí)含水率已快速爬升至65.77%，交替注入煙道氣驅(qū)有效抑制含水率上升，在0.94PV時(shí)含水率降至45.45%。綜上，氣水交替驅(qū)注入相較于水驅(qū)和煙道氣驅(qū)在驅(qū)油效率和含水率上升方面均表現(xiàn)出較大優(yōu)勢(shì)。

2.4.2 納米SiO2輔助氣水交替對(duì)稠油油田開發(fā)影響 納米SiO2輔助水驅(qū)對(duì)于稠油開發(fā)具有明顯優(yōu)勢(shì)，如圖4所示。初始水驅(qū)條件下巖心驅(qū)油效率分別為41.83%和54.59%，轉(zhuǎn)注普通表面活性劑和納米SiO2后巖心驅(qū)油效率迅速增長到84.50%和72.58%，即普通表面活性劑和納米SiO2提高驅(qū)油效率的效果分別為42.67%和17.98%。此外，普通表面活性劑和納米SiO2對(duì)于含水率上升影響同樣存在較大差異。水驅(qū)條件下，巖心含水率迅速增加至97.41%和99.62%，轉(zhuǎn)注表面活性劑和納米SiO2后含水率發(fā)生明顯下降。其中，轉(zhuǎn)注納米SiO2后，含水率迅速降低至59.13%，而后緩慢上升。與之對(duì)比，轉(zhuǎn)注表面活性劑后，含水率降至69.73%，而后快速上升。因此，轉(zhuǎn)注納米SiO2可以有效改善含水上升規(guī)律。綜上，納米SiO2較之普通表面活性劑具有明顯優(yōu)勢(shì)。

圖4 不同化學(xué)劑輔助氣水交替驅(qū)油效率和含水率變化曲線Fig.4 Displacement efficiency and water cut of alternate gas water displacement by different chemicals

3 納米SiO2輔助氣水交替數(shù)值模擬研究

選取的目標(biāo)井位X1井，原始地層壓力14MPa，原始地層溫度75℃，儲(chǔ)層物性為高孔中滲，巖性包括熒光細(xì)砂巖、熒光灰質(zhì)細(xì)砂巖、熒光泥質(zhì)細(xì)砂巖，泥質(zhì)含量13.8%，有效孔隙度25.6%含水飽和度24.3%，滲透率321.6mD。該井為一口水平井，水平段長度643m，有效厚度3.5m，距離油水界面1707m，注水井為X2井。

以CMG組分模型來進(jìn)行數(shù)值模擬，建立角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格步長約為50m×50m，總節(jié)點(diǎn)數(shù)為（51×29×11）16269個(gè)，如圖 5所示。

圖5 目標(biāo)井位平面圖與受效井位剖面圖Fig.5 Plan of target well location and profile of effective well location

采用3種注入方式進(jìn)行了模擬研究，第一種方案是水驅(qū)，注水速度為350m3·d-1；第二種方案是氣水交替驅(qū)（伴注普通化學(xué)劑），注入速度分別為40000Nm3·d-1和 350m3·d-1，其中氣水體積比約為 1∶1，交替周期為2個(gè)月；第三種方案與第二種方案相同，氣水交替驅(qū)（伴注納米SiO2體系），注入速度分別為40000Nm3·d-1和 350m3·d-1，其中氣水體積比約為 1∶1，交替周期為2個(gè)月。

圖6 驅(qū)替開采效果對(duì)比Fig.6 Comparison of displacement efficient

由圖6可知，水驅(qū)轉(zhuǎn)氣水交替后，單井日產(chǎn)油水平均提升31.2%～55.9%，其中伴注納米SiO2可將單井日產(chǎn)油平均提高55.9%，這是由于納米SiO2可將孔喉中的油滴剝離并聚并，從而形成“油墻”，從而提高波及體積，大大提高采收率。

圖7 X1井附近平均壓力變化Fig.7 Pressure stage near Well X1

以X1井附近壓力變化為例，如圖7所示，在水驅(qū)轉(zhuǎn)氣水交替前，X1井水平段平均壓力13.24MPa，氣水交替結(jié)束后，X1井水平段平均壓力升高至18.34MPa，有效提高了注入井周圍地層壓力，這是由于煙道氣可以對(duì)原油起到溶脹作用，未溶解原油中的煙道氣占據(jù)地層孔隙，從而起到增加地層能量的效果。

同時(shí)，如圖8所示，措施前，水平段平均粘度116mPa·s，措施后水平段平均粘度 102mPa·s，有效降低了注入井的粘度，增大油相流度，擴(kuò)大波及系數(shù)，提高驅(qū)油效率，氣水交替驅(qū)是提高采收率的有效手段。

圖8 X1井附近平均粘度變化Fig.8 Average viscosity change of well X1

4 結(jié)論與建議

（1）本文制備的納米SiO2微乳液可以將納米SiO2均勻的分散至微乳液體系中，具有良好的洗油能力和界面活性。

（2）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明，相比于普通表面活性劑，納米SiO2微乳液可以將水驅(qū)后期的含水率迅速降低，最低可以將含水率降至59.13%，將水驅(qū)后驅(qū)油效率提升42.67%。

（3）數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，納米SiO2輔助氣水交替技術(shù)可以明顯改善水驅(qū)后含水率上升，單井產(chǎn)油量降低等問題，該技術(shù)應(yīng)用于南海B油田后，單井產(chǎn)能提高了55.9%，注入井周圍地層壓力由12.38MPa提升至16.59MPa，起到了很好的補(bǔ)充能量的作用。

（4）研究成果對(duì)于南海東部高含泥稠油油藏水驅(qū)開發(fā)的接替技術(shù)提供了很好的研究方向，為后續(xù)油藏和工藝方案的設(shè)計(jì)提供了重要依據(jù)。