蓬莱19-3 油田纳米驱油技术研究与应用

李 虎，李 翔，郑 举，徐国瑞，贾永康，张延旭

（1.中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津 300459；2.中海油田服务股份有限公司，天津 300459）

蓬莱19-3 油田构造为一大型断裂背斜构造，两组近南北走向的断层和多条近北东走向的断层将其切割成多个断块，属于构造/岩性构造油藏。多次吸水剖面测试结果显示：大部分区块各小层优势通道已经形成，存在无效水循环。

纳米分散体药剂可以使油和水形成离散状分散体。由于分散体中的每个油滴和水滴呈现分子量级，其最小直径可以达到纳米级别，所以命名为纳米级分散体。以蓬莱19-3 储层性质和流体为模拟对象，通过室内实验以降低界面张力、降黏能力、改变润湿性、洗油能力、提高采收率等性能评价纳米分散体调驱体系，最后通过数模确定注入参数[1，2]。在蓬莱19-3 油田A 井组实施矿场实验，单井含水最高下降17 %，井组递减增油6 400 m3，有效期为8 个月。实验结果表明，纳米分散体调驱技术是蓬莱19-3 油田控水增油的有效方法。

1 实验部分

1.1 界面张力测定实验

1.1.1 实验仪器 界面张力仪（JK99）、微量注射器、水浴、烧杯、试管、玻璃棒。

1.1.2 实验材料 PL19-3 油田油水样、纳米分散体。

1.1.3 实验方案 利用PL19-3-A 油田现场油水样配制0.0 %、0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.4 %、0.5 %六组浓度的纳米级分散体溶液，使用界面张力仪（JK99）测试在60 ℃条件下的油水界面张力。

1.1.4 实验步骤 参照标准SY/T 5545-92《界面张力测定方法-旋转滴法》。

1.1.5 实验结果（见表1） 由表1 可知，随着纳米分散体浓度的增加，油水界面张力不断降低。可以看出，浓度为0.5 %的纳米分散体可以在油水界面形成超低界面张力，达到10-3mN/m 级别，实现超低界面张力。

表1 不同浓度下油水界面张力实验结果Tab.1 Results of oil-water interfacial tension at different concentrations

1.2 原油降黏率实验

1.2.1 实验仪器 Brookfield 黏度计、水浴、烧杯、试管、玻璃棒。

1.2.2 实验材料 PL19-3 油田地层水、纳米分散体。

1.2.3 实验方案 纳米级分散体配制成三组浓度分别为0、0.3 %、0.5 %的纳米级分散体溶液，测试各浓度下的纳米级分散体溶液对PL19-3 油田原油的降黏率。

1.2.4 实验步骤 参照标准QSH-0055-2007《稠油降黏剂技术要求》中“5.6 降黏率”方法。

1.2.5 实验结果（见表2） 由表2 可知，纳米分散体对原油有一定的降黏效果，浓度0.5 %条件下原油降黏率达到48.7 %。

表2 对原油降黏率测定实验结果Tab.2 Results of viscosity reduction of crude oil

1.3 润湿接触角测定实验

1.3.1 实验仪器 接触角测定仪、水浴、烧杯、试管、玻璃棒、载玻片。

1.3.2 实验材料 PL19-3 油田地层水、纳米分散体。

1.3.3 实验方案 测定不同浓度溶液下油水润湿角。

1.3.4 实验步骤

（1）使用蓬莱19-3 油田原油润湿载玻片；

（2）按照接触角测定仪操作规程测定不同浓度药剂溶液下油水润湿角。

1.3.5 实验结果（见表3） 由表3 可知，PL19-3 注入水的润湿角为55°，0.1 %分散体的润湿角为35°，0.5 %分散体的润湿角为9°，可以看出加有分散体的注入水可以有效降低润湿角，使表面水湿性能增强，从而更有利于将原油从岩石表面剥离分散。

表3 不同药剂浓度下润湿角测定结果Tab.3 Wetting angle results at different concentrations

1.4 静态油砂洗油率实验

1.4.1 实验仪器 水浴、烧杯、试管、玻璃棒。

1.4.2 实验材料 油砂、PL19-3 地层水、纳米分散体。

1.4.3 实验方案 测试不同浓度药剂的油砂洗油能力。

1.4.4 实验步骤

（1）利用PL19-3 油田注入水配制0、0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.4 %、0.5 %六组浓度的纳米级分散体溶液备用；

（2）将各浓度的溶液10 mL 分别加入25 mL 的烧杯中。再分别向这六个烧杯中缓慢加入10 mL 地层油。由于重力分异，地层油在上，水溶液在下；

（3）取六份3 g 的实验砂粒，分别缓慢均匀撒入烧杯中，砂粒会携带大量的油形成油包砂沉入溶液底部；

（4）同时将六个烧杯放在模拟地层温度60 ℃水浴箱中1 h，观察变化；

（5）将六组砂粒取出烘干后，称重，以0.0 %药剂浓度下的油砂质量为基准，计算各浓度下药剂的洗油效率。

1.4.5 实验结（见图1） 对比图1 可知，未加入药剂样品时，当烧杯加热到目标温度后（地层温度），油包砂在地层水中保持稳定，地层油始终与砂粒固结在一起沉降在水底，水相难以打破油相进入砂体内。加入分散体药剂后，随着浓度升高（从左至右），洗油效率也越高（见图2），地层砂吸附油量越少，颜色越浅。

图1 不同浓度药剂洗油照片（左：加热前，右：加热后）Fig.1 Photos of oil washing with different concentrations of agents（Left:before heating，Right:after heating）

图2 不同浓度洗油效率曲线Fig.2 Oil washing efficiency curve of different concentration

由图2 可知，随着纳米分散体浓度增加，纳米分散体对油砂的洗油效率逐渐变强，在0.1 %浓度条件下洗油效率即可达到67 %，证明纳米分散体具有良好的洗油效果。在浓度达到0.5 %时，静态洗油效率达到79.1 %。

1.5 实验小结

通过实验研究，证明0.5 %的纳米分散体具有使PL19-3 油田油水界面张力降低到10-3级别的超低油水界面张力能力，同时具有超强的润湿性，并侧证其油水两相性质，形成超低界面张力后从而极大降低毛细管力差异，增加驱替毛管数，因此能够打开常规水驱无法进入的小孔道中，提高微观水驱波及体积[3-6]。通过洗油效率实验，表明纳米分散体具有较高的洗油效率，静态洗油效率达到79.1 %。

2 数值模拟

建立双层一注一采线性模型，两层渗透率相差10倍（见图3）。设计五种注入方式（见表4），通过驱替模拟对比高低渗层的流量分配来优选注入方式，流入高渗层的流量百分比为QH，流入低渗层的流量百分比为QL。

图3 线性模型示意图Fig.3 Schematic diagram of linear model

表4 注入方案列表Tab.4 List of injection options

五种注入方式中，Case1-CTN 和Case2-CTN 分别为第一和第二种方案的连续注入的情况；对于Case1，Case2 和Case3，单日注入地层的药剂总量都是一致的。而Case1-CTN 和Case2-CTN 则注入了更多的药剂。

模拟结果（见图4），高浓度的持续注入降低了药剂的工作效率并且会使更多的药剂流入到高渗层；如图4（b），Case1，Case2，Case3 对层间流量分配的影响差别不大，并且都不会明显改变流量的分配；段塞间歇注入方式可以减弱由于药剂过多的流入高渗层而造成对增产效果的影响[7]。综上，从流量分配角度考虑，Case1的段塞交替注入0.5 %浓度药剂+注水的方式为最优注入方式。

图4 流量分配模拟结果Fig.4 Simulation results of flow distribution

3 矿场实验

3.1 注入方案

综合油藏工程方案与数值模拟研究手段，针对A井组实际情况，确定出合理的纳米级分散体工艺参数，得出注入方案（见表5）。

表5 A 井组纳米级分散体注入方案Tab.5 Nano-dispersion injection scheme of A

3.2 措施效果

该井累计施工88 d，截至2017 年11 月2 日累计注入药剂94.3 t，距离设计用量相差20.7 t。调驱作业后含水上升趋势得到明显改善，含水最高降低17 个百分点，递减增油6 400 m3。如果不受油井降频和注水井停注影响，纳米分散体调驱效果可能会更好[8，9]。

4 总结

（1）通过实验研究，证明0.5 %的纳米分散体具有使PL19-3 油田油水界面张力降低到10-3级别的超低油水界面张力能力，同时具有超强的润湿性，并侧证其油水两相性质，形成超低界面张力后从而极大降低毛细管力差异，增加驱替毛管数，因此能够打开常规水驱无法进入的小孔道中，提高微观水驱波及体积。通过洗油效率实验，表明纳米分散体具有较高的洗油效率，静态洗油效率达到79.1 %。

（2）通过数值模拟研究，交替注入可提高药剂效率，药剂浓度油藏内部工作浓度达到0.4 %会取得较好效果，考虑吸附损失，0.6 %为较为理想的注入浓度。

（3）A 井组现场试验注入较为顺利，注入性好，过程中充满度有所提高，显示一定的调整剖面效果；施工后井组内单井最高降低含水17 %，递减增油6 400 m3，有效期为8 个月，投入产出比1:3。结果表明，纳米分散体调驱技术是高含水期油藏高效挖潜的有效技术。