高盐油藏无机凝胶与泡沫复合调驱研究

何 欣，卢祥国，曹伟佳，陈 超，徐 浩，张立东

（1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆163318；2.中国石油吐哈油田分公司 采油工程院，新疆哈密838200）

雁木西油田位于新疆吐鲁番盆地，由4个局部圈闭组成，属于胜南-雁木西构造带。雁6块为该油田主力开发区块，包含第三系和白垩系两套层系，属于中孔中渗油藏，非均质性十分严重。第三系储层地面原油具有原油密度低、黏度低、凝固点低、含水高等特点。地层水水型为CaCl2型，总矿化度115 500～191 800 mg/L，Ca2+和Mg2+质量浓度超过7 000 mg/L，为高矿化度CaCl2型原生地层水。目前，雁木西油田主力层系综合含水率超过93%，采出程度不到20%，“稳油控水”形势十分严峻，亟待开发大幅度提高采收率技术。聚合物驱油技术已经成为高含水油田提高采收率的重要措施之一[1-5]，但雁木西油田注入水总矿化度、Ca2+、Mg2+浓度较高，现有普通聚合物和抗盐聚合物不仅分散和熟化效果较差，而且滞留和液流转向能力也较弱，聚合物驱难以取得较好技术经济效果。近年来，无机凝胶调驱技术由于耐温耐盐能力强、注入性好、无毒环保和药剂费用低等特点，在高盐高温油藏调整吸液剖面实践中受到广泛重视，并在试验中取得明显增油降水效果。唐孝芬等[6]开发了一种适应高温高盐油藏WJSTP无机凝胶涂层调剖剂，它通过多次涂层方式实现对多孔介质不同程度封堵。牛丽伟等[7]研究了无机凝胶成胶性能和封堵效果，认为无机凝胶以“—Si—O—Si—”离子键方式在岩石骨架表面吸附，从而达到减小渗透率和增大渗流阻力目的。针对吐哈雁木西油藏提高采收率技术需求，本文以目标油藏储层地质特征和流体特性等为模拟对象，开展了无机凝胶与表面活性剂配伍性研究，为“无机凝胶+表面活性剂溶液”交替注入提高采收率方法矿场试验技术决策提供了实验依据。

1 实验部分

1.1 药剂

主剂硅酸钠Na2SiO3（分析纯）由国药集团化学试剂有限公司生产，市场购买；助剂为地层水中Ca2+和Mg2+。非离子表面活性剂（简称DWS）由大连戴维斯科技有限公司生产，有效质量分数35%。

实验用水为雁木西油田注入水和清水，水质分析见表1。实验用油为模拟雁木西脱气原油。

表1 水质分析Table 1 Inter face tension test data

1.2 岩心

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造层内非均质岩心[8-9],岩心外观几何尺寸：高×宽×长＝4.5 cm×4.5 cm×30 cm，其中高渗层Kg（气测渗透率）为800×10ˉ3μm2，中渗层Kg为200×10ˉ3μm2，低渗层Kg为50×10ˉ3μm2，各小层厚度1.5 cm。

1.3 设备和步骤

1.3.1 设备 TXˉ5000C旋滴界面张力仪测试驱油剂与原油界面张力。岩心驱替实验装置评价无机凝胶、表面活性剂溶液与气交替注入方式增油降水效果，驱替实验装置包括平流泵、压力传感器和中间容器等组成，除平流泵外，其它部分置于55℃恒温箱（见图1）。

图1 实验设备及流程示意Fig.1 Schematic diagram of experimental equipment and flow

1.3.2 步骤 （1）常温下岩心抽空饱和地层水，确定孔隙体积。（2）油藏温度55℃下油驱水，确定含油饱和度。（3）油藏温度55℃下水驱到含水率98%，确定水驱采收率。（4）按照实验方案设计内容进行调驱实验，确定采收率。

上述实验注入速度0.3 mL/min，实验过程中30 min记录1次注入压力，计量一次注入液和采出液体积，计算采出液含水率、分流率和采收率及注入端各个小层吸液率。

1.4 方案设计

1.4.1 无机凝胶与表面活性剂组合方式及其油水界面张力

（1）清水表面活性剂溶液。采用清水配制DWS溶液，质量分数分别为0.05%、0.10%、0.15%、0.20%、0.25%和0.30%，利用界面张力仪测试不同质量分数下DWS溶液与原油间界面张力。

（2）“清水+Na2SiO3”表面活性剂溶液 首先采用清水配制质量分数为0.61%Na2SiO3溶液，再分别加入质量分数为0.05%、0.15%和0.30%的DWS，利用界面张力仪测试不同质量分数下DWS溶液与原油间界面张力。

（3）混合水表面活性剂溶液。①“注入水”。②注 入 水 和 清 水 质 量 比 分 别 为3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3。6种不同矿化度溶剂水配制质量分数为0.20%的DWS溶液，利用界面张力仪测试不同质量分数下DWS溶液与原油间界面张力。

（4）“无机凝胶+表面活性剂”混合液。注入水配制质量分数为0.61%的Na2SiO3溶液，称为“无机凝胶”。再用清水配制质量分数为0.20%的DWS溶液。将清水DWS溶液和无机凝胶分别按照质量分数95∶5、85∶15、70∶30和55∶45比例混合，利用界面张力仪测试不同质量分数下DWS溶液与原油间界面张力。

（5）在方案（4）的基础上再分别加入质量分数为0.20%的DWS，利用界面张力仪测试不同质量分数下DWS溶液与原油间界面张力。

1.4.2 无机凝胶与表面活性剂组合方式及其驱油效果

（1）表面活性剂不同段塞尺寸驱油效果。①饱和油+水驱至含水率98%+0.10 PV表面活性剂驱（ws＝0.3%）+后续水驱98%。②饱和油+水驱至含水率98%+0.3 PV表面活性剂驱（ws＝0.3%）+后续水驱至含水率98%。③饱和油+水驱至含水率98%+0.50 PV表面活性剂驱（ws＝0.3%）+后续水驱至含水率98%。其中，ws为表面活性剂质量分数。

（2）调驱剂不同注入顺序驱油效果。

①水驱至含水率98%+0.06 PV无机凝胶+0.05 PV表面活性剂溶液与气驱(氮气与表面活性剂溶液同时注入岩心，注入时间与注入表面活性剂时间相同)+后续水驱至含水率98%。其中，无机凝胶药剂注入方式：将“0.06 PV主剂（Na2SiO3，3 660 mg/L，清水）+0.015 PV隔离液+0.06 PV注入水+0.015 PV隔离液”等分成6份，分6轮次交替注入，之后注入0.05 PV表面活性剂溶液（ws＝0.3%）。

②水驱至含水率98%+0.06 PV无机凝胶与表面活性剂混合液+气驱+后续水驱至含水率98%。其中，无机凝胶药剂注入方式：将“0.06 PV主剂（Na2SiO3，3 660 mg/L，清水）与表面活性剂（ws＝0.3%）复配体系+气驱（与注入表活剂时间相同）+0.015 PV清水+0.06 PV注入水+0.015 PV清水”等分成6份，分6轮次交替注入。

③水驱至含水率98%+0.06 PV无机凝胶+表面活性剂+气驱+后续水驱至含水率98%。注入方式：将“0.06 PV主剂（Na2SiO3，3 660 mg/L，清水）+0.05 PV表面活性剂（ws＝0.3%，软化水）+气驱（与每轮表面活性剂注入时间相同）+0.06 PV注入水+0.015 PV清水”等分成6份，分6轮次交替注入。

2 结果分析

2.1 无机凝胶与表面活性剂组合方式及其油水界面张力

2.1.1 清水表面活性剂溶液 采用清水配制不同质量分数DWS溶液，油水界面张力测试数据见图2。从图2可以看出，随DWS质量分数增加，油水界面张力减小。当质量分数为0.1%时，界面张力值急剧下降，之后下降速度减缓并逐渐达到稳定。分析认为，质量分数较低时每个表面活性剂分子的活动范围比较大，水分子在亲油碳氢链周围排列整齐[10-14]。随质量分数增加，降低界面张力能力没有发生突变，表明质量分数未达到临界胶束质量分数。

图2 质量分数与界面张力关系Fig.2 Relationship between mass fraction and interfacial tension

2.1.2 混合水表面活性剂溶液 采用不同混合比例混合水（清水+注入水）配制表面活性剂溶液（DWS，0.2%），油水界面张力测试数据见表2。从表2可知，随溶剂水（混合水）矿化度减小，油水界面张力逐渐降低，且在同一个数量级内，因此相差不大。由此可见，溶剂水矿化度对油水界面张力影响不大，DWS具有良好抗盐性。

表2 油水界面张力测试数据Table 2 Oil-water interface tension test data

2.1.3 清水“Na2SiO3+表面活性剂”溶液 采用清水配制质量分数为0.61%Na2SiO3溶液，再加入不同质量分数DWS，油水界面张力测试数据见表3。从表3可知，在Na2SiO3质量分数一定条件下，随表面活性剂质量分数增加，油水界面张力降低。与清水表面活性剂相比较（见表3），清水“Na2SiO3+表面活性剂”溶液油水界面张力略有升高，在同一个数量级内。由此可见，Na2SiO3对油水界面张力影响不大。

表3 Na2SiO3+表面活性剂界面张力测试数据Table 3 Interface tension test data of Na2SiO 3+DWS

2.1.4 “无机凝胶+表面活性剂”混合液 采用清水配制表面活性剂溶液（DWS，质量分数0.2%），再加入不同量无机凝胶，形成混合液。混合液与原油间界面张力测试数据见表4。从表4可知，随无机凝胶加入量增加，界面张力逐渐增加，但升幅不大。由此可见，当无机凝胶与表面活性剂溶液相遇或混合后，无机凝胶对油水间界面张力影响不大。

表4 无机凝胶+表面活性剂与原油间界面张力测试数据Table 4 Test data of inter facial tension between inor ganic gel surfactant+DWSand crude oil

2.1.5 “混合液+表面活性剂”混合液 将无机凝胶与清水按照不同比例混合形成混合液，再加入表面活性剂（DWS，质量分数0.2%），形成混合液。混合液与原油间界面张力测试数据见表5。从表5可知，随混合液中无机凝胶含量增加，混合液与原油间界面张力呈现增加趋势，但幅度不大，进一步证实无机凝胶对油水间界面张力影响不大。

表5 混合液+表面活性剂与原油间界面张力测试数据Table 5 Test data of interfacial tension between mixed surfactant+DWSand crude oil

综上所述，无论是Na2SiO3还是无机凝胶与表面活性剂混合，混合液与原油间界面张力变化幅度较小，表明其具有良好配伍性。

2.2 无机凝胶与表面活性剂组合方式及驱油效果

2.2.1 表面活性剂溶液段塞尺寸的影响 表面活性剂段塞尺寸对驱油效果影响实验结果见表6。从表6可以看出，随表面活性剂溶液段塞尺寸增加，采收率增幅加大。注入压力、含水率和采收率与注入PV数关系对比见图3。从图3可以看出，水驱过程中随着原油采出程度不断提高，油相渗透率逐渐减小，水相渗透率逐渐增加，渗流阻力减小，注入压力下降，液流转向和扩大波及体积效果变差。在表面活性剂溶液注入过程中，当段塞尺寸超过0.1 PV后，表面活性剂与原油乳化作用增强，乳状液存在的“贾敏效应”致使渗流阻力增加，注入压力提高，液流转向和扩大波及体积作用效果增强，采收率增幅明显提高。

表6 不同段塞尺寸下采收率实验数据结果Table6 Interfacetension test data under different slugsizes

图3 不同段塞尺寸时注入压力、含水率和采收率与PV数关系Fig.3 Relationship between PV number and injectionpressure,water cut,recovery factor with different slug sizes

2.2.2 无机凝胶与表面活性剂组合方式对驱油效果的影响 无机凝胶与表面活性剂组合方式对驱油效果的影响见表7。从表7可以看出，3种组合方式都提升了采收率，其中第3种组合方式较好。

表7 不同组合方式下采收率实验结果Table 7 Interface tension test data under different combinations

注入压力、含水率和采收率与注入PV数关系对比见图4。从图4可以看出，在3种无机凝胶与表面活性剂和氮气组合方式中，“无机凝胶+表面活性剂溶液+气”交替注入方式与“无机凝胶与表面活性剂复配液+气”交替注入方式注入压力较高，液流转向和扩大波及体积效果较好，因而采收率增幅较大。

图4 不同组合方式下注入压力、含水率和采收率与PV数关系Fig.4 Relationship between injection pressure,water cut,recovery and PV number under different combination modes

3 结 论

（1）溶剂水矿化度对非离子表活性剂（DWS）溶液与目标油藏原油间界面张力影响不大，表明该表面活性剂具有良好抗盐性。

（2）无机凝胶（硅酸钙或硅酸镁）对非离子表面活性剂（DWS）溶液与目标油藏原油间界面张力影响不大，表明在实施“硅酸钠+注入水+清水表面活性剂溶液”交替注入调驱的驱油效果不会受到太大的影响。

（3）表面活性剂溶液自身滞留和液流转向能力较差，驱油效果较差。当表面活性剂与原油发生乳化作用时，“贾敏效应”可以产生附加渗流阻力和液流转向效果，因而采收率呈现较大幅度升高。

（4）在3种无机凝胶与表面活性剂和氮气组合方式中，“无机凝胶+表面活性剂溶液+气”交替注入方式注入压力较高，液流转向和扩大波及体积效果较好，因而采收率增幅较大。因此，推荐“无机凝胶+表面活性剂溶液+气”为矿场试验注入方式，不仅注入性较好，而且工艺比较简单。