低盐度水驱提高采收率实验研究

苏文博，刘月田*，皮 建，王云鹏，李长勇

1.“油气资源与探测”国家重点实验室·中国石油大学，北京 昌平 102249 2.中海油研究总院有限责任公司，北京 朝阳 100028

引 言

低盐度水驱指油田注入水矿化度低于油藏原始地层水矿化度，通常注入水矿化度低于5 000 mg/L[1]。利用低盐度水驱开发油藏是近年来油藏开发领域较为活跃的研究方向。低盐度水驱的成功实施一般需要满足以下条件：存在地层水、极性官能团、黏土矿物以及合理的低盐度注入水。地层水中的高价阳离子、原油中的极性官能团以及岩石中的黏土矿物为离子交换、桥接和扩散提供了基础，合理盐度范围内的低盐度注入水则是低盐度水驱成功的关键。与其他化学驱和热采方法相比，低盐度水驱具有成本低廉、操作简单以及风险较低等特点，具有很大的应用潜力和推广空间[2-4]。

近20年来，国外进行了许多低盐度水驱提高采收率的室内研究及现场试验。以Soraya和Austad等为代表的研究人员，在室内对低盐度水驱的机理及影响因素等进行了系统性的研究[5-14]；在矿场试验方面，科威特石油公司最早在砂岩油藏开展了利用低盐度水驱技术提高油田开发效果的研究，发现低盐度水驱可使残余油饱和度降低25%～50%[15]。后继研究者对不同类型的油藏进行了不同方式的矿场试验，均取得了较好的应用效果[16-21]。对低盐度水驱机理的研究虽取得了显著的进展，但仍未得出一致的结论[22-24]。

目前，国外提出的低盐度水驱机理主要包括：类碱驱、微粒运移以及多组分离子交换引起的储层润湿性改变[3]。国内在低盐度水驱方面的研究较少，只有吴晓燕在室内研究了转驱时机对低盐度水驱效果的影响[25]，因此，亟需对低盐度水驱进行更加全面深入的研究。

本文利用岩芯物理模拟实验方法，对均质砂岩岩芯进行低盐度水驱，通过对比实验，用不同盐度、相同注水速度以及相同盐度、不同注水速度的水进行驱替，分析盐度及注水速度对采出程度的影响，给出了此类油藏利用低盐度水驱开发提高采收率的有效途径。研究结果对进一步深入探讨低盐度水驱技术及其现场应用具有指导意义。

1 实验研究

1.1 材料与仪器

实验中所用岩芯为孔渗条件基本一致的人造砂岩岩芯，直径2.5 cm，长7.5 cm，气测渗透率2 000 mD。鉴于砂岩中黏土矿物的存在对低盐度水驱的效果起着至关重要的作用[26]，实验测量了人造岩芯中黏土矿物的组成，如表1所示。

表1 人造岩芯黏土矿物含量Tab.1 The clay mineral content in artificial cores

所用地层水（盐度为238 460.5 mg/L）及不同盐度盐水为用蒸馏水与以下试剂混合而成：氯化钠、氯化钾、氯化钙、氯化镁、碳酸氢钠、无水硫酸钠。以上试剂均为分析纯，产自北京化工厂。所用不同盐度盐水的成分和性质见表2。

表2 不同盐度盐水的离子浓度及盐度Tab.2 The ion concentration and salinity of different salinity saline

实验用油为大庆油田原油与柴油按体积比1：3混合配制的模拟油，地面条件下模拟油各指标如下：密度 0.861 g/cm3，黏度 17.85 mPa·s，沥青含量0.46%，胶质含量3.21%。

实验所用设备有：X射线衍射仪（深圳市艾兰特科技有限公司）、真空泵（V-i120SV 型）、多功能岩芯驱替物理模拟装置（海安石油科技仪器有限公司）、高精度电子天平（精度0.1 mg，北京梅特勒-托利多仪器公司）、恒温箱（海安石油科技仪器有限公司）、黏度计（NDJ-5S型）、恒速恒压泵（DZ47-60型）以及活塞容器等。

1.2 实验方案

方案1：高盐度转低盐度水驱实验，即首先用FW驱替岩芯至不出油之后，用FW-20进行转注至不出油之后，再用FW-100转注至不出油为止。

方案2：不同盐度相同注水速度驱替实验，即在相同注水速度（0.20 mL/min，根据前期速敏实验确定）下用表2中不同盐度的盐水以及蒸馏水，分别对岩芯进行驱替，直至不出油为止。

方案3：相同盐度不同注水速度驱替实验，即在相同注入水盐度下，选用注入速度0.10，0.20，0.30，0.40，0.50及0.75 mL/min，分别对岩芯进行驱替，直至不出油为止。在此方案中，选用两种盐度的水分别进行不同注入速度下的水驱实验，一种是用在方案2中使采收率达到最大的低盐度水，另一种是用地层水。

1.3 实验步骤

（1）将人造岩芯放入抽滤瓶中，用真空泵抽真空2 h，之后用地层水饱和4 h，记录饱和地层水前后岩芯的质量；

（2）用原油驱替饱和地层水后的岩芯，达到流量稳定状态，直到不出水，记录驱出的地层水的体积，计算束缚水饱和度和原始含油饱和度；

（3）将饱和油的岩芯放到恒温箱中，在90◦C条件下老化7～10 d，得到盐水驱替前所用的油湿性岩芯；

（4）按照设计好的实验方案，在实验室条件下进行岩芯驱替实验，实时记录不同注入水PV数下驱出的油水量。

2 结果与分析

2.1 方案1：高盐度转低盐度水驱实验

整个驱替过程中原油的采出程度随注入PV数的变化情况如图1所示。

图1 整个水驱过程采出程度随PV数变化图Fig.1 The recovery varies with the PV number throughout the water flooding process

由图1可知，在地层水驱替前期，采出程度随注入水PV数的增加而增加，达到3 PV后，采出程度基本不再增加，最终采收率为56.30%。在5 PV之后用FW-50（盐度为4 769.2 mg/L）在相同注入速度下进行转驱，最终采收率为58.15%，提高了1.85%。在此基础上，再用FW-100（盐度为2 384.6 mg/L）在相同注入速度下转驱，最终采收率又提高了1.48%，达59.63%。总的来说，在地层水驱替的基础上，通过低盐度水驱使采收率提高了3.33%。由此证明了低盐度水驱技术的有效性。

在用低盐度水（FW-50、FW-100）进行驱替过程中，原油中的极性组分与水中离子发生皂化反应，降低界面张力，促进原油解吸，使岩石向亲水方向转变；同时，在连续驱替作用下，岩石内部的伊利石、云母等黏土矿物逐渐溶解并发生运移，改变注入水液流方向，提高注入水波及效率。整个驱替过程中，低盐度水驱的类碱驱、诱发黏土颗粒运移以及促使岩石润湿性改变的作用得到有效发挥，最终实现连续驱替过程原油采收率的逐步提高。

2.2 方案2：不同盐度相同注水速度驱替实验

取8个岩芯，饱和油并老化相同时间后，用表2中的盐水分别进行驱替，驱替速度为0.20 mL/min，直至驱出的流体中不含油为止。各驱替情况下原油的采出程度随注入水PV数的变化情况如图2所示，原油的最终采收率对比如图3所示。

结合图2、图3可以看出，在进行低盐度水驱时，就提高原油采收率而言，存在最佳盐度值。随着注入水盐度的降低，采收率先升高后降低。在注入水盐度在2 384.6 mg/L时，采收率达到最大值。继续降低盐度，采收率逐渐降低，当盐度降低至1 192.3 mg/L及以下时，采收率迅速下降，比用地层水驱替时采收率还要低。

图2 不同盐度水驱替时采出程度变化曲线图Fig.2 The variation curves during different salinity water flooding processes

当注入水盐度过高时，水中的二价离子（主要是Ca2+、Mg2+）能强烈地吸附在黏土物质表面并与原油中的沥青、胶质等极性物质形成金属复合物，不利于原油的解吸以及岩石向亲水方向的转化；而在注入水盐度过低时，岩石中的黏土矿物发生膨胀或反絮凝，导致孔隙吼道堵塞，岩芯渗透率下降。一般情况下，低盐度水驱的最低门限值为1 000.00 mg/L[27]。在最佳注入盐度条件下，低盐度水驱的类碱驱、诱发黏土颗粒运移以及促使岩石润湿性改变的作用得到最大程度发挥，原油采收率也最高。

图3 不同盐度水驱替时采收率对比图Fig.3 The comparison diagram of different salinity water flooding processes

2.3 方案3：相同盐度不同注水速度驱替实验

在此方案中，选用两种盐度的水分别进行不同注水速度的驱替实验：一种是在方案2中得到的使采收率达到最大的FW-100（盐度为 2 384.6 mg/L），一种是地层水FW，分别代表低盐度水与高盐度水。设置注水速度 0.10，0.20，0.30，0.40，0.50和0.75 mL/min。

用FW与FW-100在上述注水速度下分别对岩芯进行驱替时，采出程度随注入水PV数的变化情况如图4所示。

图4 不同注入速度下用FW与FW-100进行水驱采出程度随注入水PV数变化图Fig.4 The recovery varies with the PV number under different injection rates using FW and FW-100

从图4可以看出，在相同注水速度下，高盐度与低盐度水驱时采出程度随注入体积的变化情况存在差别，且在注入速度0.40 mL/min前后，二者的差别形式明显不同。在注入速度小于0.40 mL/min时，在相同注入体积情况下，相较高盐度水驱，低盐度水驱时的采出程度更高，达到最大采出程度所需要的时间也更长；而在注水速度大于0.40 mL/min时，相同注入体积情况下，低盐度水驱时的采出程度相对更低，达到最大采出程度所需的时间也更短。

当注水速度小于0.40 mL/min时，高盐度水驱不能引起储层润湿性发生转变，在较短时间内采出程度已趋于稳定；而对低盐度水驱来说，由于注入水与储层逐渐发生反应，储层岩石的润湿性逐渐向偏水湿的方向转变，促进原油的解吸，从而采出程度持续增大，最终采出程度也更高。由于水-原油-岩石之间的反应需要时间，因此低盐度水驱达到最大采出程度所需要的时间也更长。

当注水速度大于0.40 mL/min时，对于低盐度水驱来说，由于注水速度较快，水中离子未能及时与储层发生反应，单位时间单位岩石表面上反应的离子数太少，低盐度水促使岩石表面向水湿性方向转化的作用不能充分发挥出来，因此较早时间达到最大采出程度且值较低；而对于高盐度水驱来说，由于离子浓度较高，能够克服低盐度水驱时单位时间单位岩石表面积上反应的离子数太少的局限，离子数能得到及时补充，使得高速下的高盐度水驱具有接近相对低速下低盐度水驱驱油效率的趋势，导致原油最终采出程度较高。

将高盐度与低盐度水驱时原油的采收率随注水速度的变化情况进行对比，如图5所示。

图5 高盐度与低盐度水驱时采收率随注水速度变化情况Fig.5 The recovery varies with the injection rates during high/low salinity water flooding

从图5可以看出，无论采用高盐度水驱还是低盐度水驱，采收率随注水速度变化的趋势均为先增大后减小，低盐度水驱的最佳注水速度（0.20 mL/min）要小于高盐度水驱的最佳注水速度（0.40 mL/min），且在注水速度较低（＜0.30 mL/min）时，低盐度水驱的采收率明显高于高盐度水驱时，而在注水速度相对较高（＞0.40 mL/min）时，高盐度水驱的采收率略高于低盐度水驱时的情况。

低速下，由于低盐度水驱有使储层润湿性向亲水性转变的特性，使得低盐度水驱时的采收率明显高于高盐度水驱；而在高速驱替下，低盐度水驱诱发储层润湿性转变的作用不能得到发挥，高盐度水驱在一定程度上克服了低盐度水驱单位时间单位岩石表面上反应的离子数太少的局限，能够获得相对较高的采收率。

3 结 论

（1）用地层水（盐度为 238 460.5 mg/L）对岩芯驱替至不出油之后，再用FW-50（盐度为4 769.2 mg/L）及 FW-100（盐度为 2 384.6 mg/L）进行连续驱替，采收率分别提高1.85%、1.48%，累计提高3.33%。证明了低盐度水驱技术提高原油采收率的有效性。

（2）低盐度水驱存在最佳盐度值。当盐度在2 384.6 mg/L左右时，低盐度水驱采收率最大。盐度过低时，引发黏土矿物膨胀或反絮凝，导致孔隙吼道堵塞、岩芯渗透率下降，低盐度水驱提高采收率作用不能得到发挥。

（3）当注水速度在0.40 mL/min之前时，在相同注入体积情况下，相较高盐度水驱，低盐度水驱的采出程度更高，达到最大采出程度所需要的时间也更长；而在注水速度大于0.40 mL/min时，相同注入体积情况下，低盐度水驱时的采出程度相对更低，达到最大采出程度所需的时间也更短。

（4）无论采用高盐度水驱还是低盐度水驱，采收率随着注水速度变化的趋势均为先增大后减小，即存在最佳注水速度，且低盐度水驱的最佳注水速度要小于高盐度水驱的最佳注水速度。在现场实施时，低盐度水驱要选用较低的注入速度，而在选用较高盐度的水进行驱替时，要适当提高注入速度。

[1]SOROPTG,PARKERAR,LOOIJERMT,et al.Integrated approach in deploying low salinity waterflooding[C].SPE 165277-MS,2013.doi:10.2118/165277-MS

[2]AL-SHALABI E W,SEPEHRNOORI K,DELSHAD M.Mechanisms behind low salinity waterflooding in carbonate reservoirs[C].SPE 165339-MS,2013.doi:10.2118/-165339-MS

[3]王平，姜瑞忠，王公昌，等.低矿化度水驱研究进展及展望[J].岩性油气藏，2012，24（2）：106-110.doi：10.-3969/j.issn.1673-8926.2012.02.024 WANG Ping, JIANG Ruizhong, WANG Gongchang, et al.Research advance and prospect of low salinity water flooding[J]. Lithologic Reservoirs, 2012, 24(2): 106–110. doi:10.3969/j.issn.1673-8926.2012.02.024

[4]李磊.XM油田低矿化度注水提高采收率可行性研究[D].成都：西南石油大学，2015.LI Lei.Feasibility study on increasing oil recovery by low salinity water injection in XM Oilfield[D].Chengdu:Southwest Petroleum University,2015.

[5]SORAYAB,MALICKC,PHILIPPEC,et al.Oilrecovery by low salinity brine injection:Laboratory results on outcrop and reservoir cores[C].SPE 124277-MS,2009.doi:10.2118/124277-MS

[6]AUSTAD T,REZAEIDOUST A,PUNTERVOLD T.Chemical mechanism of low salinity water flooding in sandstone reservoirs[C].SPE 129767-MS,2010.doi:10.-2118/129767-MS

[7]NASRALLA R A, ALOTAIBI M B, NASR-EL-DIN H A.Efficiency of oil recovery by low salinity water flooding in sandstone reservoirs[C]. SPE 144602-MS, 2011. doi: 10.-2118/144602-MS

[8]IDOWU J,SOMERVILLE J,ADEBARI D,et al.Effect of salinity changes of the injected water on water flooding performance in carbonate reservoirs[C].SPE 150816-MS,2011.doi:10.2118/150816-MS

[9]YOUSEF A A,AL-SALEH S,AL-JAWFI M.Improved/Enhanced oil recovery from carbonate reservoirs by tuning injection water salinity and ionic content[C].SPE 154076-MS,2012.doi:10.2118/154076-MS

[10]FATHI S J,AUSTAD T,STRAND S.Water-based enhanced oil recovery(EOR)by “Smart Water”in carbonate reservoirs[C].SPE 154570-MS,2012.doi:10.2118/-154570-MS

[11]SHARIFI M, SHAIKH M. Investigation of optimum salinity of injected water in carbonate reservoirs using wettability measurement and core flooding[C]. SPE 165992-MS,2013. doi: 10.2118/165992-MS

[12]MOHSENZADEH A,POURAFSHARY P,Al-WAHAIBI Y.Oil recovery enhancement in carbonate reservoirs via low saline water flooding in presence of low concentration active ions:A case study[C].SPE 179767-MS,2016.doi:10.2118/179767-MS

[13]NASRALLA R A,SERGIENKO E,MASALMEH S,et al.Potential of low-salinity waterflood to improve oil recovery in carbonates:Demonstrating the effect by qualitative coreflood[C].SPE 172010-PA,2016.doi:10.2118/-172010-PA

[14]SHEHATA A M,NASR-EL-DIN H A.Laboratory investigations to determine the effect of connate-water composition on low-salinity waterflooding in sandstone reservoirs[C].SPE 171690-PA,2017.doi:10.2118/171690-PA

[15]WEBB K J,BLACK C J J,AL-AJEEL H.Low salinity oil recovery-log-inject-log[C].SPE 89379-MS,2004.doi:10.2118/89379-MS

[16]MCGUIRE P L,CHATHAM J R,PASKVAN F K,et al.Low salinity oil recovery:An exciting new eor opportunity for Alaska′s north slope[C].SPE 93903-MS,2005.doi:10.2118/93903-MS

[17]SECCOMBE J,LAGER A,JERAULD G,et al.Demonstration of low-salinity EOR at interwell scale,Endicott Field,Alaska[C].SPE 129692-MS,2010.doi:10.2118/-129692-MS

[18]YOUSEF A A,LIU J S,BLANCHARD G W,et al.Smartwater flooding:Industry′s first field test in carbonate reservoirs[C].SPE 159526-MS,2012.doi:10.2118/-159526-MS

[19]AKHMETGAREEV V,KHISAMOV R.Incremental oil recovery due to low-salinity waterflooding:Pervomaiskoye oil field case study[C].SPE 182043-MS,2016.doi:10.2118/182043-MS

[20]NGUYEN N T B,DANG C,NGHIEM L X,et al.Geochemical interpretation and field scale optimization of low salinity water flooding[C].SPE 180107-MS,2016.doi:10.2118/180107-MS

[21]ERKE S I,VOLOKITIN Y E,EDELMAN I Y,et al.Low salinity flooding trial at West Salym Field[C].SPE 179629-MS,2016.doi:10.2118/179629-MS

[22]ZHANG Y,XIE X,MORROW N R.Waterflood performance by injection of brine with different salinity for reservoir cores[C].SPE 109849-MS,2007.doi:10.2118/-109849-MS

[23]RIVET S,LAKE L W,POPE G A.A coreflood investigation of low salinity enhanced oil recovery[C].SPE 134297-MS,2010.doi:10.2118/134297-MS

[24]NASRALLA R A,NASR-EL-DIN H A.Core flood study of low salinity water injection in sandstone reservoirs[C].SPE 149077-MS,2011.doi:10.2118/149077-MS

[25]吴晓燕，吕鹏，王成胜，等.转注时机对低矿化度水驱效果的影响研究[J].科学技术与工程，2016，16（4）：12-14.doi：10.3969/j.issn.1671-1815.2016.04.003 WU Xiaoyan,LÜ Peng,WANG Chengsheng,et al.Research on injection occasion impact of low salinity water on oil displacement[J].Science Technology and Engineering,2016,16(4):12–14.doi:10.3969/j.issn.1671-1815.-2016.04.003

[26]吴剑，常毓文，李嘉，等.低矿化度水驱技术增产机理与适用条件[J].西南石油大学学报（自然科学版），2015，37（3）：145-151.doi：10.11885/j.issn.1674-5086.-2013.11.04.06 WU Jian,CHANG Yuwen,LI Jia,et al.Mechanisms of low salinity waterflooding enhanced oil recovery and its application[J].Journal of Southwest Petroleum University,2015,37(3):145–151.doi:10.11885/j.issn.1674-5086.2013.11.04.06

[27]PARKER A R,LOOIJER M T,AL-QARSHUBI I S M,et al.Intergrated approach in deploying low salinity waterflooding[C].SPE 165277-MS,2013.doi:10.2118/-165277-MS