于 萌，李 翔，鐵磊磊，李志元，劉文輝，吳 豹，鄭玉飛

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459；2.中海油天津化工研究設(shè)計院有限公司）

海上高含水油田非均質(zhì)性嚴(yán)重，含水量快速上升，亟需從油田條件出發(fā)找出適合實施的便捷且有效封堵的控水穩(wěn)油技術(shù)［1-3］。此外，部分海上油田注水礦化度高達30 000 mg/L，現(xiàn)有有機凝膠類堵劑的注入性或耐溫抗鹽性能較難滿足要求，而耐溫抗鹽類有機調(diào)剖劑成本較高，無法適應(yīng)“低油價調(diào)驅(qū)”的需求［4-7］。聚合物微球可以真正地進入地層深部發(fā)揮作用，對于礦化度較高的地層也能發(fā)揮較好的降水增油效果［8-10］。但是，聚合物微球采用乳液聚合的方式合成，制備工藝較為復(fù)雜，且成分中的表面活性劑、白油及耐溫抗鹽組分成本較高［11-12］。因此，有必要結(jié)合海上優(yōu)勢滲流通道發(fā)育的高礦化度油田實施條件，研發(fā)出既能保證在線注入的優(yōu)勢，又能實現(xiàn)有效驅(qū)油的低成本驅(qū)油技術(shù)，提升措施的實施效果。高鹽油藏地層水中含有大量二價金屬離子，通過向儲層注入一定濃度的具有特定結(jié)構(gòu)的表面活性劑，在巖石孔隙中經(jīng)自組裝形成瞬時三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，表現(xiàn)出類似于聚合物溶液的黏彈性，可以達到有效的驅(qū)油效果［13-14］。但是，單獨使用黏彈性表面活性劑形成具有一定黏彈性的蠕蟲狀膠束，所需原料的濃度較高，成本較高，制約了黏彈性表面活性劑驅(qū)油劑在現(xiàn)場的應(yīng)用。

筆者提出了一種思路：向低濃度的黏彈性表面活性劑（有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于0.2%）中加入低濃度的無機硅酸鈉成分，與地層中的鈣鎂離子形成無機凝膠，以增強體系的黏彈性。同時引入納米材料，進一步改善體系的黏彈性和耐溫性。黏彈性驅(qū)油劑在地層中造成孔隙過流斷面減小、滲流阻力增加，在環(huán)境友好的前提下達到擴大波及體積和提高采收率的目的。筆者擬以流變性測試、微觀表征和動態(tài)模擬為技術(shù)手段，研究硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑的流變性能、微觀形貌、原位增稠及驅(qū)油性能，為驅(qū)油劑驅(qū)油機理的認(rèn)識和礦場應(yīng)用設(shè)計及效果分析提供依據(jù)和指導(dǎo)。

1 實驗部分

1.1 實驗原料

液體硅酸鈉，二氧化硅與氧化鈉物質(zhì)的量比為1.5～3.5，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為26.0%，工業(yè)產(chǎn)品；氯化鈣，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為94.0%；兩性離子表面活性劑A為酰胺丙基甜菜堿，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為40%，工業(yè)級；兩性離子表面活性劑B為酰胺丙基羥丙基磺基甜菜堿，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為40%，工業(yè)級；納米粒子為粒徑為15、30、50 nm的二氧化硅固體粉末；注入水為渤海B油田現(xiàn)場注入水，離子組成見表1；原油為渤海B油田AX2H井原油樣品，地層溫度（65℃）下黏度為13.6 mPa·s。

表1 注入水離子組成Table 1 Ion content of injected water

1.2 樣品制備

將表面活性劑A、B和納米二氧化硅粒子按照一定的質(zhì)量比混合，在80℃恒溫攪拌30 min，然后在25℃靜置，得到驅(qū)油劑的活性組分；稱取一定質(zhì)量的驅(qū)油劑活性組分，使用液體硅酸鈉作為增強劑，攪拌加入，得到硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑。

1.3 測試表征

1）流變性測試：分別測試硅酸鈉、納米粒子、溫度、濃度、剪切速率等條件對驅(qū)油劑流變性的影響。其中，黏度和黏彈性測試在Mars 60旋轉(zhuǎn)流變儀上進行，測試夾具為DG41-Ti。

2）微觀結(jié)構(gòu)分析：測試驅(qū)油劑的微觀形貌。其中，冷凍透射電鏡（Cryo-TEM）測試在200 kV的JEM-2010型透射電鏡上完成。

3）驅(qū)油性能測試：采用多孔測壓裝置，水驅(qū)至含水率到達95%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）后注入0.3 PV（巖心孔隙體積）的驅(qū)油劑，后續(xù)水驅(qū)至含水率達到95%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)），計算采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 流變性分析

驅(qū)油劑的驅(qū)油能力取決于其流變性能，良好的驅(qū)油劑需要在井口注入時（高剪切條件下）黏度較低，保證良好的注入性能，在地層深部（低剪切條件下）黏度較高，體現(xiàn)良好的黏度保留率。因此，著重考察了硅酸鈉、納米材料、溫度、溶液濃度、剪切速率等條件對體系流變性的影響。

2.1.1 硅酸鈉的影響

樣品1為使用注入水配制的化學(xué)組成質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.40%（表面活性劑有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.16%）的兩性離子表面活性劑溶液；樣品2為向樣品1中加入0.15%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）的硅酸鈉溶液，使用立式攪拌器以400 r/min的攪拌轉(zhuǎn)速攪拌30 min的樣品。

圖1為在65℃條件下剪切作用對驅(qū)油劑流變性的影響。從圖1看出，加入低濃度的液體硅酸鈉后，在模擬近井地帶（高剪切速率條件下）體系的黏度較單一黏彈性活性劑體系的黏度下降明顯，對改善體系的注入性效果明顯；在模擬地層深部（低剪切速率條件下），體系的靜態(tài)黏度增加顯著，說明低濃度液體硅酸鈉的加入對黏彈性驅(qū)油劑的黏度提高顯著。分析其原因為：水玻璃在沉積過程中可吸附在黏彈性表面活性劑形成的蠕蟲狀膠束上將蠕蟲狀膠束包埋，使整個網(wǎng)絡(luò)得以加強；網(wǎng)絡(luò)內(nèi)的硅酸鈉凝膠吸附、包裹水分子，從而在一定程度上減少了游離水的含量。黏彈性表面活性劑網(wǎng)絡(luò)和硅酸鈉凝膠相輔相成，提高了網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的強度，限制了硅酸鈉凝膠的大尺寸移動，硅酸鈉凝膠賦予網(wǎng)絡(luò)以較大的局部變形阻力，使兩性表面活性劑+液體硅酸鈉體系的黏度、強度和穩(wěn)定性更大。

圖1 65℃條件下剪切作用對驅(qū)油劑流變性的影響Fig.1 Effect of shear action on rheological behavior of oil displacement agent at 65℃

同時，與硅酸鈉顆粒相比，液體硅酸鈉亦具有顯著增強體系黏彈性的效果，且具有可在線注入、簡單有效以及風(fēng)險較低的特點；不僅解決了平臺空間不足的難題，而且在很大程度上簡化了施工工藝，具有很大的應(yīng)用潛力和推廣空間。

2.1.2 納米粒子的影響

圖2為兩性表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%、液體硅酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%，引入不同含量與粒徑的二氧化硅納米粒子以后，驅(qū)油劑在7.34 s-1的恒剪切速率下黏度與二氧化硅納米粒子含量的關(guān)系曲線。

圖2 二氧化硅納米粒子含量與體系黏度的關(guān)系曲線Fig.2 Relationship between silica nanoparticle content and system viscosity

從圖2看出，不同粒徑的納米二氧化硅對硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑黏度的影響規(guī)律幾乎是一樣的，當(dāng)二氧化硅納米粒子質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.01%時體系的黏度最大，進一步增加納米二氧化硅粒子的含量則會導(dǎo)致體系黏度的減小。相較于不含二氧化硅納米粒子體系，引入0.01%納米二氧化硅粒子以后可以將體系的黏度增加約1/3。綜合考慮引入納米粒子含量和體系的黏度，選擇粒徑為30 nm的二氧化硅粒子，該產(chǎn)品表現(xiàn)為一種乳白色的膠狀流體。25℃時，該產(chǎn)品在7.34 s-1恒剪切速率下的黏度測試結(jié)果顯示（圖3a），引入納米二氧化硅以后，體系的黏度增加了4 mPa·s，說明硅酸鹽黏彈性驅(qū)油劑與納米二氧化硅粒子之間的相互作用力是真實存在的。對于硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑體系，其稀釋溶解過程本質(zhì)就是將高度纏結(jié)的、長的蠕蟲狀膠束逐漸解開，使其形成一種相對比較均一的蠕蟲狀膠束的過程。這一過程中，纏結(jié)的蠕蟲狀膠束逐漸解開，進而導(dǎo)致體系黏度的增加，硅酸鈉凝膠的沉積增強了復(fù)合體系的黏彈性和強度，納米二氧化硅顆粒充分、均勻地分散到復(fù)合體系形成的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)中，進一步提高了網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的強度和黏度，表現(xiàn)出硅酸凝膠-黏彈性表面活性劑-納米二氧化硅顆粒三者之間的協(xié)同增效作用。此外，圖3b觸變性測試結(jié)果顯示，不含納米粒子的體系沒有觸變性，而含納米粒子的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑具有明顯的觸變性，即形成了類似泥漿的空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，故而賦予了體系很強的動力穩(wěn)定性。

圖3 固定濃度的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑的黏度（a）、觸變性（b）；不同濃度的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑的黏度（c）和濃度-黏度關(guān)系（d）Fig.3 Viscosity（a），thixotropy（b）of silicate composite viscoelastic oil displacement agent with fixed concentration；viscosity（c）and relationship of concentration and viscosity（d）of silicate composite viscoelastic oil displacement agent with different concentration

圖3c、d為65℃時不同濃度的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑的恒剪切速率（7.34 s-1）黏度。從圖3c、d看到，如果控制硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑的有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%～0.5%，體系的黏度可以在10～50 mPa·s可控調(diào)節(jié)。

2.2 微觀結(jié)構(gòu)分析

圖3黏度結(jié)果顯示，在65℃時硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑表現(xiàn)出了很顯著的黏度特征，表明體系中形成了黏彈性網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)。為了更直觀地揭示硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑的微觀結(jié)構(gòu)特征，對不同濃度的驅(qū)油劑利用冷凍透射電鏡進行研究。首先將配制好的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑溶液（總質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%）靜置備用，取1～2 μL測試溶液于銅網(wǎng)上，浸入液體乙烷凍干，再通過透射電鏡觀察膠束的形貌。樣品TEM照片見圖4。從圖4看到，硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)低至0.1%時，體系形成了非常長的膠束網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，但數(shù)量不足，故黏度較??；驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加至0.3%時，體系增加了膠束網(wǎng)狀的長度以及硅酸鹽與活性劑之間的相互作用，故黏度急劇增大。冷凍透射電鏡結(jié)果顯示，長的膠束網(wǎng)狀的形成賦予了硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑的高黏度特征。從圖4a、b中除了可以看到大量長的網(wǎng)狀膠束存在以外，還可以觀察到一些黑色小顆粒團聚體存在，團聚體能譜（EDS）圖（見圖5）顯示其中存在硅元素和氧元素，因此團聚體應(yīng)為納米二氧化硅顆粒團聚體。作為對照，同樣使用透射電鏡對質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%的粒徑為30 nm的二氧化硅水分散液進行TEM觀察（圖4c），從中可以觀察到大量納米二氧化硅團聚體存在。由此可見，圖4a、b中的小顆粒團聚體為納米二氧化硅，表明體系中形成了含納米粒子的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油復(fù)合體。

圖4 0.1%、0.3%硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑cryo-TEM照片（a、b）；0.1%納米二氧化硅水分散液TEM照片（c）Fig.4 Cryo-TEM images of 0.1%and 0.3%silicate composite viscoelastic oil displacement agent（a，b）；TEM images of 0.1%nano silica aqueous dispersion（c）

圖5 團聚體EDS圖Fig.5 EDS spectrum of aggregates

2.3 溫度的影響

在注入驅(qū)油劑的過程中，要求具有良好的注入性，即注入流體的黏度要相對較??；在驅(qū)油劑向地層深部運移過程中，要求注入的驅(qū)油劑在高溫高鹽的油藏條件下具有較高的黏度。為了驗證硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑的地層原位增稠特征，研究了驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%（表面活性劑有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.12%）、恒剪切速率（7.34 s-1）時溫度對體系黏度的影響，結(jié)果見圖6。從圖6看到，起始溫度為25℃時，隨著時間的延長體系的黏度雖有一定的波動但幅度不大，此階段體系的平均黏度約為5 mPa·s；600 s后將測試溫度通過程序升溫至65℃，可以觀察到體系在400 s的升溫過程中黏度逐漸減?。? 000 s以后體系的黏度又開始逐漸增加，繼續(xù)持續(xù)1 000 s以后體系的黏度達到比較穩(wěn)定的值13 mPa·s。此結(jié)果清晰地表明了硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑具備溫度誘導(dǎo)的地層原位增稠現(xiàn)象。

圖6 升溫后硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑恒剪切速率（7.34 s-1）黏度隨時間的變化Fig.6 Change of viscosity（7.34 s-1）of silicate composite viscoelastic oil displacement agent with time after heating

2.4 驅(qū)油性能

提高原油采收率的效果是衡量驅(qū)油劑性能最重要的一個指標(biāo)，因此對比研究了常規(guī)聚合物驅(qū)油劑、不含納米二氧化硅的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑以及含納米二氧化硅的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑在提高原油采收率方面的差異，結(jié)果見圖7。從圖7看出，以聚合物作為驅(qū)油劑提高原油采收率的值為16.35%，同濃度不含納米二氧化硅和含納米二氧化硅的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑提高原油采收率的值分別達到20.99%和33.72%，二者在相同條件下提高原油采收率的效果都優(yōu)于常規(guī)聚合物驅(qū)油劑，尤其是含納米二氧化硅的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑，其提高原油采收率的效果相較于聚合物驅(qū)油劑幾乎提升了1倍。此結(jié)果表明，含納米二氧化硅的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑同時具備黏彈特性、界面活性的優(yōu)點。相較于不含納米二氧化硅體系，含納米二氧化硅的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑具有更高的黏度，且納米二氧化硅顆粒的存在進一步增強了驅(qū)油體系的強度，進而表現(xiàn)出更優(yōu)的水油流度比改善能力和彈性驅(qū)油能力，故而體現(xiàn)出優(yōu)異的提高原油采收率的性能。

圖7 注入PV數(shù)與提高原油采收率的關(guān)系曲線Fig.7 Relationship curve between injection PV and EOR

3 現(xiàn)場應(yīng)用

BX1H井位于渤海B油田3井區(qū)淺層，以淺水三角洲沉積為主，屬于構(gòu)造層狀為主的油藏，平均孔隙度為30.9%、滲透率為1 551 mD，高孔高滲，具有較好的儲層物性。該砂體于2015年6月投入開發(fā)，共2口井（一注一采），其中油井為AX2H。

調(diào)驅(qū)前，砂體累產(chǎn)液35.3×104m3，累產(chǎn)油13.1×104m3，采出程度為13.9%，綜合含水率為85.3%。BX1H井調(diào)驅(qū)劑總注入量為63 000 m3，藥劑總用量為185 t。注入預(yù)交聯(lián)顆粒和聚合物微球后期，注入壓力升高明顯，注入性受限。2021年9月1日起，開始注入硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑，注入壓力平穩(wěn)，目前仍在持續(xù)注入。截止到2021年11月，BX1H井組油井AX2H含水率從85.3%下降到83.2%，井組增油2 050 m3（見表2）。從BX1H井組增油和含水率看，在注水優(yōu)勢方向上形成有效調(diào)驅(qū)效果。

表2 BX1H井組調(diào)驅(qū)效果Table 2 Displacement control effect of well group BX1H

4 結(jié)論

1）基于液體硅酸鈉、兩性表面活性劑、納米二氧化硅為原料，制備了能顯著提高注入水黏度和優(yōu)良驅(qū)油性能的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑。2）透射電鏡表征結(jié)果表明，長的網(wǎng)狀膠束的形成賦予了水相較高的黏度，通過調(diào)節(jié)藥劑用量為0.3%～0.5%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)），可以實現(xiàn)水相黏度在10～50 mPa·s可控調(diào)節(jié)。3）通過比較常規(guī)聚合物驅(qū)油劑、不含納米二氧化硅以及含納米二氧化硅的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑在提高原油采收率方面的差異，發(fā)現(xiàn)含納米二氧化硅的硅酸鹽復(fù)合黏彈性驅(qū)油劑提高原油采收率的效果相較于聚合物驅(qū)油劑幾乎提升了1倍。該工作基于不同物質(zhì)間存在的協(xié)同作用，不僅提供了一種新的高效驅(qū)油劑，而且為新型驅(qū)油劑的研發(fā)提供了一種新思路。