李賓飛，李博良，孟 勇，李海峰, 張燎源，李兆敏

(1.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島 266580； 2.非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點實驗室(中國石油大學(xué)(華東))，山東青島 266580； 3.中國石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東東營257000；4.中海油田服務(wù)股份有限公司生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300450)

中國低滲透油氣資源豐富，儲量占比高達(dá)46%，高效開發(fā)利用低滲透油氣資源對確保中國能源安全和油氣可持續(xù)發(fā)展意義重大[1-2]。與常規(guī)中高滲油藏不同，低滲透油藏具有孔喉半徑小、巖性致密、儲層物性差、自然能量供應(yīng)不足等特點，開發(fā)難度大，亟需在開發(fā)技術(shù)上實現(xiàn)創(chuàng)新與突破，提高開發(fā)效果[3-6]。氣-水交替驅(qū)綜合了氣驅(qū)和水驅(qū)的優(yōu)點，是提高低滲透油藏開發(fā)效果的有效手段[7]。一方面氣體注入可以克服低滲透油藏注水開發(fā)中“產(chǎn)液低、吸水能力差”等問題[8-9]；另一方面水段塞的加入可以有效控制氣體驅(qū)替前緣，抑制氣驅(qū)快速前進(jìn)，延遲氣體的產(chǎn)出和氣竄的發(fā)生，從而擴(kuò)大氣體的波及體積，改善開發(fā)效果[10-13]。近年來，國內(nèi)外學(xué)者通過試驗?zāi)M、現(xiàn)場應(yīng)用等方式發(fā)現(xiàn)水驅(qū)時注入低礦化度水并優(yōu)化其離子組成可以改善儲層的親水性，促進(jìn)原油在儲層中的剝離從而提高采收率[14-18]。Alotaibi等[19]利用雙電層擴(kuò)散理論解釋了不同礦化度水對砂巖潤濕性的影響。Mcguire等[20]在Alaska油田進(jìn)行了低礦化度水驅(qū)增產(chǎn)試驗，采收率提高8%～19%。氮氣-低礦化度水交替驅(qū)是在常規(guī)氣-水交替驅(qū)的基礎(chǔ)上，將水段塞替換為能改變潤濕性、提高驅(qū)油效率的低礦化度水，以期達(dá)到更高的采收率。目前，國內(nèi)外對于氣-水交替驅(qū)的研究，多是氮氣、二氧化碳等不同類型氣體與常規(guī)注入水的結(jié)合[21-23]，關(guān)于低礦化度水在氣-水交替驅(qū)中應(yīng)用的研究卻較少，筆者通過室內(nèi)試驗，研究氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的開采特征，分析滲透率、非均質(zhì)性對驅(qū)替效果的影響，并通過核磁掃描分析剩余油微觀分布特征，揭示低滲油藏氮氣-低礦化度水交替驅(qū)提高采收率的機(jī)制。

1 試 驗

1.1 試驗材料

(1)試驗用油：由煤油與現(xiàn)場原油復(fù)配而成，50 ℃下的黏度為2.05 mPa·s，飽和分、芳香分、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為63.36%、26.69%、5.75%和3.68%。

(2)試驗用水：模擬地層水(礦化度為1.08×105mg/L)，其中Na++K+、Ca2+、Cl-、Mg2+、Fe3+、HCO3-和SO42-質(zhì)量濃度分別為3.51×104、0.41×104、0.61×105、656、0.38、31.2和335 mg/L。驅(qū)替試驗過程中用到的低礦化度水為稀釋模擬地層水(礦化度為5×103mg/L)。

(3)試驗氣體：氮氣(純度為99.9%)。

(4)試驗巖心：天然低滲巖心，孔隙度為8.7%～19.4%，滲透率為(0.1～50)×10-3μm2。巖心成分質(zhì)地為灰白色含礫粗砂巖，其中礦物成分中石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為62.4%，長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為22.5%，巖屑及其他礦物約占20%，其中黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為4.3%，巖石泥質(zhì)膠結(jié)，巖性致密。

(5)光滑巖心磨片：由上述試驗巖心加工而成。

1.2 試驗裝置

(1)三相接觸角測定試驗裝置：接觸角測定儀，型號JC2000D1，生產(chǎn)廠家POWEREACH。

(2)巖心驅(qū)替系統(tǒng)試驗裝置：溫度控制系統(tǒng)、注入系統(tǒng)、回壓控制系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)以及產(chǎn)出物收集系統(tǒng)。注入系統(tǒng)中的氣體注入計量裝置為氣體質(zhì)量流量計(Brooks生產(chǎn)，型號5850E，標(biāo)準(zhǔn)狀況下最大流量50 mL/min，最大工作壓力15MPa，精度±1%FS)。試驗流程示意圖如圖1所示。

圖1 試驗流程示意圖Fig.1 Sketch map of experimental flow

1.3 試驗步驟

三相接觸角測量步驟：

(1)用乙醇、去離子水將樣品池，光滑的巖心磨片等試驗器材清潔擦干，連接好試驗設(shè)備待用。

(2)浸泡巖心磨片。將處理好的巖心磨片放到原生地層水溶液中進(jìn)行浸泡。

(3)將配置好的已知離子種類和礦化度的溶液放入樣品池內(nèi)，將巖心磨片固定好后利用注射針頭注入油滴并使之懸在巖心磨片上。

(4)接觸角測量。調(diào)整顯微鏡焦距，按照設(shè)定時間間隔段截取圖片照片并利用“五點擬合法”進(jìn)行角度測量(試驗溫度為30 ℃)。

(5)本組試驗結(jié)束后清洗樣品池，更換巖心磨片與不同水樣進(jìn)行下一組試驗，試驗結(jié)束后清洗儀器，整理實驗臺。

巖心驅(qū)替試驗步驟：

(1)測量滲透率、孔隙度等巖心參數(shù)。

(2)抽真空并飽和模擬地層水，飽和完后將其浸泡在地層水中3 d。

(3)飽和油，巖心飽和油后在70 ℃條件下老化3 d。

(4)將巖心放入巖心夾持器內(nèi)，連接好驅(qū)替系統(tǒng)，放置70 ℃恒溫箱預(yù)熱。

(5)溫度穩(wěn)定后以0.1 mL/min的注入速度注入驅(qū)替介質(zhì)，記錄驅(qū)替過程中驅(qū)替壓差、采收率等參數(shù)的變化。

(6)非均質(zhì)性驅(qū)替試驗按上述步驟將兩個巖心并聯(lián)驅(qū)替。

2 低礦化度水對巖石潤濕性的影響

當(dāng)向地層內(nèi)注入不同于原始地層水的注入水時，由于注入水離子種類及質(zhì)量濃度的差異變化會導(dǎo)致油藏巖石性質(zhì)的變化，使儲層潤濕性發(fā)生改變。圖2為不同礦化度條件下油-水-巖石三相接觸角變化曲線，由曲線可以看出，隨著地層水礦化度的降低，地層水、油滴、巖石表面的三相接觸角逐漸變小，巖石親水性增強(qiáng)，變化速度逐步加劇。這是由于降低注入水礦化度有利于產(chǎn)生較厚的水膜(基于DLVO理論和擴(kuò)散雙電子層理論)，使巖石親水性增強(qiáng)，促使原油更容易脫離巖石表面，提高了洗油效率[24]；另外降低溶液的鹽度可以提高有機(jī)物在水中的溶解度，即鹽溶效應(yīng)[25]。在有機(jī)物疏水部分周圍形成氫鍵，形成水結(jié)構(gòu)，從而導(dǎo)致有機(jī)物溶解度增加，從而使巖石變得更親水。因此地層水礦化度的降低可以增強(qiáng)巖石親水性，使用低礦化度水驅(qū)替時，有助于原油從巖石表面剝離。

圖2 不同地層水礦化度條件下三相接觸角變化Fig.2 Variation of three-phase antennae under different salinity of formation water

3 不同介質(zhì)驅(qū)油特征對比

通過巖心驅(qū)替試驗，對比研究地層水驅(qū)、低礦化度水驅(qū)以及氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的驅(qū)油特征，分析低礦化度水、氮氣的注入對驅(qū)替壓差、采收率以及孔隙剩余油的影響。

3.1 低礦化度水驅(qū)油特征

巖心飽和完油后進(jìn)行模擬地層水驅(qū)，在注入4VP(VP為孔隙體積)地層水時轉(zhuǎn)為低礦化度水驅(qū)，注入速度均為0.1 mL/min。試驗巖心參數(shù)如表1所示。

表1 驅(qū)油試驗巖心參數(shù)

圖3為原始地層水驅(qū)轉(zhuǎn)低礦化度水驅(qū)的驅(qū)替壓差及采收率變化曲線。從圖3中可以看出，轉(zhuǎn)為低礦化度水驅(qū)后，不同滲透率巖心驅(qū)替時的驅(qū)替壓差和采收率均有所提高。這是由于低礦化度水與巖石相互作用，使油水界面張力與三相接觸角發(fā)生變化，巖石的親水性得到增強(qiáng)，有效促進(jìn)了孔隙中原油與巖石的分離，增大了油水兩相的流動阻力，從而提升了低礦化度水的驅(qū)油效率。

隨著滲透率的降低，低礦化度水驅(qū)較原始地層水驅(qū)的壓差增幅增大，采收率增幅略微下降。當(dāng)巖心滲透率為1.659×10-3和12.630×10-3μm2時，注入低礦化度水后的采收率較地層水驅(qū)分別提高了約3.3%和5.5%。分析認(rèn)為儲層滲透率較低時喉道半徑小且連通性差，注入水的波及效率不高，隨著滲透率的增加，喉道半徑變大，注入水的流動能力變強(qiáng)，低礦化度水與巖石發(fā)生反應(yīng)的效率加強(qiáng)。

圖3 原始地層水驅(qū)轉(zhuǎn)低礦化度水驅(qū)的驅(qū)替壓差及采收率變化Fig.3 Displacement pressure difference and recovery from original formation water flooding to low-salinity water flooding

3.2 氮氣-低礦化度水交替驅(qū)油特征

利用滲透率相近的兩塊巖心，飽和油后進(jìn)行低礦化度水驅(qū)轉(zhuǎn)氮氣-低礦度水交替驅(qū)與氮氣-原始地層水交替驅(qū)對比試驗。巖心滲透率分別12.630×10-3和12.581×10-3μm2，氮氣-原始地層水交替注入段塞與氮氣-低礦化度水交替注入段塞為0.1VP，注入氣水比為1，注入速度為0.1 mL/min，驅(qū)替壓差及采收率對比曲線如圖4所示。

圖4 不同驅(qū)替方式的驅(qū)替壓差及采收率對比Fig.4 Comparison of displacement pressure difference and recovery of different displacement modes

由圖4(a)可以看出，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)初期，由于氣液兩相流動過程中相對滲透率的減小以及低滲條件下多孔介質(zhì)中的“氣體捕集”現(xiàn)象的產(chǎn)生，導(dǎo)致巖心兩端的注入壓差明顯增加；隨著氮氣注入量的增加以及原油的采出，含水率先下降后期慢慢升高，當(dāng)注入體積達(dá)到約4.5VP時，驅(qū)替壓差增加趨勢變緩并逐漸穩(wěn)定，穩(wěn)定壓差高于氮氣-原始地層水驅(qū)替壓差。

由圖4(b)可以看出，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的效果最好。低礦化度水驅(qū)的原油采收率穩(wěn)定為49.25%，轉(zhuǎn)為氮氣-低礦化度水交替驅(qū)后，采收率提高了6.78%，相比氮氣-原始地層水交替驅(qū)驅(qū)提高了約4.14%。

圖5 不同驅(qū)替方式在T2譜上的響應(yīng)特征Fig.5 Response characteristic of different displacement modes on T2 spectrum

圖5為不同驅(qū)替方式在T2譜上的響應(yīng)特征，其中橫坐標(biāo)弛豫時間可代表巖心的孔徑，縱坐標(biāo)信號強(qiáng)度代表含油飽和度。飽和油狀態(tài)下右側(cè)大孔徑信號峰值較高，在地層水驅(qū)后，右側(cè)大孔徑的信號強(qiáng)度有了較大程度的降低；在低礦化度水驅(qū)以及氮氣-低礦化度水交替驅(qū)后，大孔徑與小孔徑的信號強(qiáng)度均逐漸降低，且小孔徑的降低程度所占比例越來越大。分析認(rèn)為在地層水驅(qū)過程中，由于水相黏度高，地層吸水能力差，導(dǎo)致大部分地層水在大孔道中流動，大孔隙信號強(qiáng)度降低明顯；低礦化度水的注入使儲層親水性增強(qiáng)，大、小孔徑中的原油進(jìn)一步被驅(qū)替出來；氮氣-低礦化度水交替驅(qū)時，低礦化度水段塞

在改變儲層潤濕性的基礎(chǔ)上，還能夠抑制氣體前緣的快速推進(jìn)，且氮氣滲流能力比水強(qiáng)，在壓差作用下氣體會朝著水難以波及的部分細(xì)小含油孔道推進(jìn)，使細(xì)小孔徑的剩余油流入孔徑較大的通道，儲層的中油、氣、水三相得到重新分布，此時的氣相和水相占據(jù)不同孔徑的含油孔道，有效提高了波及效率與洗油效率。

圖6為水驅(qū)及氮氣-低礦化度水交替驅(qū)方式下的核磁成像圖。其中信號強(qiáng)度代表含油飽和度，3種驅(qū)替方式下注入端的信號強(qiáng)度要明顯低于采出端的信號強(qiáng)度，且由圖6(b)～(d)整體的信號強(qiáng)度依次下降；氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的波及范圍明顯大于原始地層水驅(qū)和低礦化度水驅(qū)。這是由于低礦化度水使儲層的親水性增加、賈敏效應(yīng)加劇、滲流阻力增大，抑制氣竄，使氮氣段塞能夠進(jìn)入水難以進(jìn)入的細(xì)小孔隙，這又為低礦化度水自身的滲流開辟了通道，從而更有效地與儲層巖石發(fā)生反應(yīng)，提高波及區(qū)域的洗油效率。氮氣與低礦化度水段塞之間相互影響，使彼此更好地發(fā)揮自身特點，在改善驅(qū)油效率方面有很大優(yōu)勢。

圖6 不同驅(qū)替方式下核磁成像Fig.6 Nuclear magnetic imaging of different displacement modes

4 滲透率及非均質(zhì)性對氮氣-低礦化度水交替驅(qū)油特征的影響

4.1 滲透率對驅(qū)油效果的影響

選取滲透率分別為0.651×10-3、1.659×10-3、3.245×10-3和12.630×10-3μm2的新巖心，飽和后進(jìn)行低礦化度水驅(qū)，在注入2VP時轉(zhuǎn)為氮氣-低礦化度水氣交替驅(qū)。氮氣-低礦化度水交替注入段塞為0.1VP，注入速度為0.1 mL/min。

圖7為不同滲透率下驅(qū)替壓差隨注入體積變化曲線。從圖7中可看出，巖心的滲透率對驅(qū)替壓差和穩(wěn)定時間有較大的影響，隨著巖心滲透率增加，氮氣-低礦化度水交替注入驅(qū)替壓差的增幅有明顯降低，且驅(qū)替壓差穩(wěn)定時間逐漸提前。當(dāng)滲透率低于1×10-3μm2時，在進(jìn)行氮氣-低礦化度水交替驅(qū)過程中壓差增速快、增幅大，穩(wěn)定時氮氣-低礦化度水交替驅(qū)階段注入體積大于5VP；當(dāng)巖心滲透率為12.630×10-3μm2時，驅(qū)替壓差穩(wěn)定時氮氣-低礦化度水交替驅(qū)階段的注入體積約為2VP。

圖8為不同滲透率下采收率隨注入體積變化曲線。從圖8中可以看出，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的采收率較低礦化度水驅(qū)有明顯的提高，且隨著滲透率的增加，對原油采收率的提高幅度逐漸增大，采收率達(dá)到穩(wěn)定時所需的注入體積逐漸減小。當(dāng)巖心滲透率為0.651×10-3μm2時，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)采收率一直以較小幅度保持增長，較低礦化度水驅(qū)的采收率增加5.62%；巖心滲透率為12.630×10-3μm2時，采收率增加8.08%，穩(wěn)定時氮氣-低礦化度水交替驅(qū)階段的注入體積約為2VP。這是因為當(dāng)滲透率低于1×10-3μm2時，流體流動困難，氮氣、低礦化度水段塞發(fā)揮作用的效率受到一定限制，原油采收率增長緩慢；隨著滲透率的增加，流體在多孔介質(zhì)中的流動能力增強(qiáng)，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)能更好地發(fā)揮氮氣、低礦化度水段塞的優(yōu)勢，使孔隙內(nèi)的原油被更高效采出。

圖7 不同滲透率條件下低礦化度水驅(qū)后氮氣-低礦化度水交替驅(qū)驅(qū)替壓差隨注入體積變化Fig.7 Change of displacement pressure difference with injection volume from low salinity water flooding to nitrogen-low salinity water alternating flooding under different permeability conditions

圖8 不同滲透率條件下低礦化度水驅(qū)后氮氣-低礦化度水交替驅(qū)采收率隨注入體積變化Fig.8 Recovery of nitrogen-low salinity water alternate flooding with injection volume afterlow salinity water flooding under different permeability conditions

結(jié)合不同滲透率條件下氮氣-低礦化度水交替驅(qū)壓差及采收率變化可知：在滲透率低于1×10-3μm2時有較高的流動壓力和較低的原油采收率，不宜采用氮氣-低礦化度水交替驅(qū)來提高原油采收率。在滲透率較高的情況下進(jìn)行氮氣-低礦化度水交替驅(qū)時，可將氮氣-低礦化度水交替驅(qū)階段的注入量控制在一定范圍內(nèi)來提高原油產(chǎn)量。

4.2 非均質(zhì)性對驅(qū)油效果的影響

重新選取巖心，根據(jù)巖心滲透率設(shè)定非均質(zhì)性滲透率級差為2.0、5.8、7.7、12.3(低滲巖心滲透率固定為1.65×10-3μm2)，開展氮氣驅(qū)與低礦化度水驅(qū)轉(zhuǎn)氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的對比試驗，氮氣-低礦化度水交替注入段塞為0.1VP，注入速度為0.1 mL/min。

圖9為不同滲透率級差條件下不同驅(qū)替方式的原油采收率對比。由圖9中可知，隨著非均質(zhì)性增強(qiáng)，高滲巖心中氮氣驅(qū)、低礦化度水驅(qū)的采收率呈增加的趨勢，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的采收率在低礦化度水驅(qū)的基礎(chǔ)上有進(jìn)一步的提高；而低滲巖心中氮氣驅(qū)、低礦化度水驅(qū)的效果越來越差，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的采收率雖有一定程度提升，但增加幅度逐漸減小。分析認(rèn)為，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)相比氮氣驅(qū)能擴(kuò)大波及范圍，相比低礦化度水驅(qū)能提升洗油效率，故有著更高的采收率；當(dāng)滲透率級差較大時，大部分流體在高滲巖心中通過，且在高滲巖心中產(chǎn)生的滲流阻力有限，不足以啟動低滲巖心中剩余油，高滲巖心仍然保持著較大的流量，低滲巖心的原油采收率得不到有效提高。

圖10為并聯(lián)巖心試驗中綜合采收率對比。由圖10可知，當(dāng)巖心滲透率極差為2.0時，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的原油采收率較低礦化度水驅(qū)提高了3.97%，較氮氣驅(qū)提高了8.08%；當(dāng)滲透率級差增大到12.3時，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)較低礦化度水驅(qū)采收率提高了1.92%，較氮氣驅(qū)提高了2.05%，提升幅度均有所降低。

結(jié)合圖9可知，與單純的氮氣驅(qū)和低礦化度水驅(qū)相比，無論是綜合采收率還是高、低滲巖心的采收率，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)都具有一定的優(yōu)勢，說明該驅(qū)替方式能夠在不同滲透率級差條件下改善驅(qū)油效果，但是隨著滲透率級差的增加，采收率增幅逐漸減小。這種現(xiàn)象是由于氮氣-低礦化度水交替驅(qū)過程中，油、氣、水形成的三相流在高滲巖心中產(chǎn)生的阻力有限，而隨著滲透率級差的增加，其帶來的負(fù)面作用增強(qiáng)，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的改善效果變差，提高采收率的效果就越不明顯。

圖9 不同滲透率級差條件下原油采出程度對比Fig.9 Comparison of oil recovery degree under different permeability gradients

圖10 并聯(lián)巖心試驗綜合采收率對比Fig.10 Comparison of comprehensive recovery efficiency of parallel core experiments

5 結(jié) 論

(1)低礦化度水能夠有效增強(qiáng)地層巖石的水潤濕性，促進(jìn)原油從巖石剝離，增大液相流動阻力，提高驅(qū)油效率，與地層水驅(qū)相比，低礦化度水驅(qū)提高采收率3.3%～5.54%。

(2)氮氣-低礦化度水交替驅(qū)兼具低礦化度水增強(qiáng)地層巖石水潤濕作用以及水段塞對氮氣竄流的抑制作用，可以有效提高驅(qū)替壓差，氣體可以進(jìn)入水難以波及的部分細(xì)小含油孔道，提高波及體積和驅(qū)油效率。氮氣-低礦化度水交替驅(qū)后，不同尺度孔喉中剩余油均有所降低。

(3)隨著滲透率的減小，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)的采收率逐漸降低，達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)時需要注入的流體體積增大，且在滲透率為12.63×10-3μm2條件下，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)注入2VP后壓力基本達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)，滲透率低于1×10-3μm2時氮氣-低礦化度水交替驅(qū)注入超過5VP才能達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)；非均質(zhì)條件下，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)可以有效降低高滲巖心竄流，擴(kuò)大波及范圍，提高采收率，但是隨著滲透率級差的增大，氮氣-低礦化度水交替驅(qū)對流動調(diào)控能力減弱，提高采收率的幅度減小。