南海东部高含泥稠油油藏纳米SiO2辅助气水交替技术研究

熊书权，李 凡，林 涛，孙玉豹，宋宏志

（1.中海石油(中国)有限公司 深圳分公司，广东 深圳 518000；2.中海油田服务股份有限公司 油田生产研究院，天津 300459）

中国海上油田稠油储量丰富，不同油田的油藏条件差异较大，渤海A油田位于渤海中部海域，包括北区和南区两个区块，主力油层段发育于明化镇组下段与馆陶组顶部，为多6CB9组、多油水系统的复杂油藏；油藏埋藏浅（900～1400m），储层物性好，孔隙连通性较好，具有高孔高渗的特征，具有粘度高、密度大、含硫量低、凝固点低等特点，属重质稠油[1]；这类油田原油粘度对油井产能的影响较大，主要采取热采方式增产。而在南海海域发现的稠油油田B面临的问题是薄差层含油性相对较差、泥质含量高、平面非均质性强、连通性差、能量补充较慢，迫切需要能量补充技术，提高采油速度和采收率。

对于薄层稠油油藏的开发，采用直井开发时，单层控制储量低，采用水平井开发能够显著增大泄油面积，扩大蒸汽的波及体积，提高油藏的采收率[2,3]。通过文献调研发现，除采用水平井开采外，水驱技术以及气水交替技术可解决薄层稠油的问题[4-11]。同时，在注水开发过程中，普遍存在注水井注入压力长期居高不下、注入量低、单井注入压力差异大等问题，采用纳米聚硅材料可以缓解这一问题。陆先亮等[12-15]等通过岩心驱替实验、微观驱油实验发现纳发现纳米液驱油技术相对其他三次采油复合驱油有自己独特的特点，认为纳米液驱油技术有着广阔的前景。

因此，针对高含泥稠油油藏提出了纳米SiO2辅助气水交替工艺研究，本文正是基于这个研究方向开展了研究工作。

1 纳米SiO2微乳液的性能评价

纳米技术是纳米级科学，医学，工程和技术相结合的研究。纳米技术最基本的认识主要包括使用范围从1nm到100nm的纳米颗粒[15]。由于这种材料的尺度处于原子簇和宏观物质的交接区域，物质不直接表现为原子和宏观的性质，而使纳米材料有着常规材料所没有的特殊性能，从而大大拓展了纳米材料在油田化学方面的使用范围。本文针对纳米材料的疏水特性，采用纳米SiO2作为油相，与水、表面活性剂、助表面活性剂和盐类制备纳米SiO2微乳液，制备方法如下：

（1）称取0.2g纳米SiO2，3mL十二烷基苯磺酸钠和8mL正丁醇，加入50mL烧杯中搅拌均匀；

（2）称取50mL水和 1.5g NaCl，加入 100mL锥形瓶中搅拌均匀；

（3）将50mL烧杯中溶液加入加入100mL锥形瓶中搅拌均匀，形成纳米SiO2微乳液；

（4）将纳米SiO2微乳液置于50mL柱塞量筒中静置，观察其稳定情况。

通过外观对比可知，在静置2h后，纳米SiO2微乳液未见有明显分层或沉淀，说明纳米SiO2可以稳定分散在微乳液中。

1.1 洗油效率评价

为评价纳米SiO2微乳液体系的静态洗油效率，参考标准QSH1020_2191-201《驱油用表面活性剂选择技术要求》，将目标井X1井所在层位地层砂与原油按4∶1比例混合，放入恒温箱中在油藏温度下恒温老化7d，每天搅拌一次，使油砂混合均匀；称取老化好的油砂5g放入锥形瓶中，向锥形瓶中倒入50g纳米SiO2微乳液，充分混合后在油藏温度下静置48h，观察到加入纳米SiO2微乳液后，可以明显看到大量油滴在油砂中剥离，静置后的样品溶液中漂浮的原油及瓶壁上粘附的原油用干净的棉纱蘸出，并倒出纳米SiO2微乳液，将锥形瓶放在100℃烘箱中烘至恒量，计算静态洗油效率为51.8%，说明加入纳米SiO2微乳液可以有效洗油效率。

1.2 界面张力评价

为评价纳米SiO2微乳液的油水界面张力，参考标准SY/T5370-2018《表面及界面张力测定方法》，采用美国科诺工业有限公司TX500C悬滴界面张力仪，分别测定了X1井产出液过滤后的地层水样和纳米SiO2微乳液的界面张力（油样为X1井脱水原油），转速为 6000r·min-1，测定温度为 75℃，测定结果见表1。

表1 油水界面张力Tab.1 IFT between oil and water

加入纳米SiO2微乳液后，可以有效降低油水界面张力，降低率达到了98.8%，说明纳米SiO2可以大幅降低油水流动阻力。

1.3 微观机理研究

为进一步评价纳米SiO2微乳液进入地层后的作用机理，采用55XA金相显微镜观察纳米SiO2对油水乳状液的状态改变情况。采用X1井脱水原油与地层水按照质量比4∶1配置成乳状液，将乳状液至于载玻片观察其状态；在载玻片上逐渐滴入纳米SiO2微乳液，使其自然润湿乳状液，并观察乳状液变化。

图1 加入纳米SiO2微乳液后乳状液变化Fig.1 Changes of emulsion after adding nano SiO2 microemulsion

由图1可知，油水乳状液为油包水型乳状液，水相液滴分散于原油中，纳米SiO2微乳液加入后，水相液滴迅速聚并，说明纳米SiO2微乳液可以聚并水相液滴，从而逐渐将油包水型乳状液转化为水包油型乳状液，大大降低驱油阻力，从而提高原油采收率。

2 纳米SiO2辅助气水交替实验研究

针对南海某高含泥稠油油田B油田部分油井水驱后出现的含水率上升，日产油迅速下降等问题，本节开展水驱后纳米SiO2辅助气水交替实验，探索水驱开发接替技术方向。

2.1 实验试剂及材料

实验用水是根据海上稠油油田地层水的实际组成配制的人工模拟盐水，矿化度为37543mg·L-1。实验用油为目标井X1井脱水原油，原油黏度115mPa·s；实验用的气体为CO2和N2，气体样品为钢瓶装压缩气体，CO2纯度99.9%，N2纯度99.5%。实验用化学剂为本文制备的纳米SiO2微乳液和十二烷基苯磺酸钠。

表2 实验用模拟盐水离子组成Tab.2 Ionic composition of simulated water

2.2 实验装置

实验装置采用自主研制的热采一维驱替实验装置，由恒温箱、蒸汽注入系统、气体注入系统、液体注入系统（注入泵、储液中间容器等）、填砂模型、回压控制系统、温度计量、计量系统（包括气体流量计量、液体流量计量等）、数据采集控制系统等组成，实验流程图见图2。填砂模型为人工填砂岩心，尺寸φ3.8cm×40cm。

图2 实验流程图Fig.2 Experimental process

2.3 实验步骤

（1）测定填砂模型渗透率 根据目标油藏的油藏特性填砂制模型，气测渗透率，在室温条件下模型抽空3.5h。

（2）饱和水 在恒温箱75℃下饱和人工模拟盐水，计量注入速度和压差，前后称重，计算孔隙度。将饱和盐水的模型在75℃恒温箱内放置12h以上。

（3）饱和油 将填砂模型和原油置于恒温箱中，并加热至油藏温度（75℃），以恒定的速率用实验原油驱替填砂模型中的饱和水，直到填砂模型两端的压差平稳，建立束缚水饱和度（原始含油饱和度），继续驱替1.0～2.0倍孔隙体积后，记录压差及驱替出的累计水量，计算填砂模型的原始含油饱和度。

（4）驱替 将饱和油后的填砂模型置于恒温箱中，并将温度设置为油藏温度（75℃），恒温2h，开始驱替并记录压差、产液量、产水量和产油量等数据。当含水率达到98.5%以上时，停止驱替。

2.4 实验结果分析

2.4.1 不同开发方式对稠油油田开发影响 不同开发方式对于稠油开发效果影响较大，如图3所示。水驱过程基本可以分为3段，无水采收期（0.00～0.20PV）驱油效率快速增长（0%～22%），含水率稳定在0%；水突破前期（0.20～0.94PV）驱油效率增长减缓（22%～43.09%），含水率快速上升（0%～86%）；水突破后期（0.94PV）驱油效率基本稳定，含水率基本稳定，最终驱油效率为46.87%，含水率98.8%。与之不同，烟道气驱实验过程存在较大差异：（1）蓄能阶段（0～0.55PV）烟道气的注入并未有效驱替原油，原油驱油效率为 0；（2）气突破前（0.55～1.47PV）随着烟道气的不断注入，原油启动、驱油效率快速增加，1.47PV 达到 17.21%；（3）气突破后（1.47PV）烟道气突破，气窜严重，驱油效率缓慢增长，最终烟道气驱采收率仅为21.85%。

图3 3种驱替方式驱油效率和含水率变化曲线Fig.3 Displacement efficiency and water cut curves of three displacement methods

与之对比，气水交替驱显示出较大优势体现在：（1）有效提高驱油效率。在水驱的基础上进行烟道气驱驱油效率从46.87%快速提升到74.80%，提高驱油效率达到27.93%；（2）有效抑制含水率的快速上升。水驱结束时含水率已快速爬升至65.77%，交替注入烟道气驱有效抑制含水率上升，在0.94PV时含水率降至45.45%。综上，气水交替驱注入相较于水驱和烟道气驱在驱油效率和含水率上升方面均表现出较大优势。

2.4.2 纳米SiO2辅助气水交替对稠油油田开发影响 纳米SiO2辅助水驱对于稠油开发具有明显优势，如图4所示。初始水驱条件下岩心驱油效率分别为41.83%和54.59%，转注普通表面活性剂和纳米SiO2后岩心驱油效率迅速增长到84.50%和72.58%，即普通表面活性剂和纳米SiO2提高驱油效率的效果分别为42.67%和17.98%。此外，普通表面活性剂和纳米SiO2对于含水率上升影响同样存在较大差异。水驱条件下，岩心含水率迅速增加至97.41%和99.62%，转注表面活性剂和纳米SiO2后含水率发生明显下降。其中，转注纳米SiO2后，含水率迅速降低至59.13%，而后缓慢上升。与之对比，转注表面活性剂后，含水率降至69.73%，而后快速上升。因此，转注纳米SiO2可以有效改善含水上升规律。综上，纳米SiO2较之普通表面活性剂具有明显优势。

图4 不同化学剂辅助气水交替驱油效率和含水率变化曲线Fig.4 Displacement efficiency and water cut of alternate gas water displacement by different chemicals

3 纳米SiO2辅助气水交替数值模拟研究

选取的目标井位X1井，原始地层压力14MPa，原始地层温度75℃，储层物性为高孔中渗，岩性包括荧光细砂岩、荧光灰质细砂岩、荧光泥质细砂岩，泥质含量13.8%，有效孔隙度25.6%含水饱和度24.3%，渗透率321.6mD。该井为一口水平井，水平段长度643m，有效厚度3.5m，距离油水界面1707m，注水井为X2井。

以CMG组分模型来进行数值模拟，建立角点网格系统，网格步长约为50m×50m，总节点数为（51×29×11）16269个，如图 5所示。

图5 目标井位平面图与受效井位剖面图Fig.5 Plan of target well location and profile of effective well location

采用3种注入方式进行了模拟研究，第一种方案是水驱，注水速度为350m3·d-1；第二种方案是气水交替驱（伴注普通化学剂），注入速度分别为40000Nm3·d-1和 350m3·d-1，其中气水体积比约为 1∶1，交替周期为2个月；第三种方案与第二种方案相同，气水交替驱（伴注纳米SiO2体系），注入速度分别为40000Nm3·d-1和 350m3·d-1，其中气水体积比约为 1∶1，交替周期为2个月。

图6 驱替开采效果对比Fig.6 Comparison of displacement efficient

由图6可知，水驱转气水交替后，单井日产油水平均提升31.2%～55.9%，其中伴注纳米SiO2可将单井日产油平均提高55.9%，这是由于纳米SiO2可将孔喉中的油滴剥离并聚并，从而形成“油墙”，从而提高波及体积，大大提高采收率。

图7 X1井附近平均压力变化Fig.7 Pressure stage near Well X1

以X1井附近压力变化为例，如图7所示，在水驱转气水交替前，X1井水平段平均压力13.24MPa，气水交替结束后，X1井水平段平均压力升高至18.34MPa，有效提高了注入井周围地层压力，这是由于烟道气可以对原油起到溶胀作用，未溶解原油中的烟道气占据地层孔隙，从而起到增加地层能量的效果。

同时，如图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，扩大波及系数，提高驱油效率，气水交替驱是提高采收率的有效手段。

图8 X1井附近平均粘度变化Fig.8 Average viscosity change of well X1

4 结论与建议

（1）本文制备的纳米SiO2微乳液可以将纳米SiO2均匀的分散至微乳液体系中，具有良好的洗油能力和界面活性。

（2）室内实验研究表明，相比于普通表面活性剂，纳米SiO2微乳液可以将水驱后期的含水率迅速降低，最低可以将含水率降至59.13%，将水驱后驱油效率提升42.67%。

（3）数值模拟研究结果表明，纳米SiO2辅助气水交替技术可以明显改善水驱后含水率上升，单井产油量降低等问题，该技术应用于南海B油田后，单井产能提高了55.9%，注入井周围地层压力由12.38MPa提升至16.59MPa，起到了很好的补充能量的作用。

（4）研究成果对于南海东部高含泥稠油油藏水驱开发的接替技术提供了很好的研究方向，为后续油藏和工艺方案的设计提供了重要依据。