低渗透油藏氮气-低矿化度水交替驱油特征及机制

李宾飞，李博良，孟 勇，李海峰, 张燎源，李兆敏

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580； 2.非常规油气开发教育部重点实验室(中国石油大学(华东))，山东青岛 266580； 3.中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营257000；4.中海油田服务股份有限公司生产事业部，天津 300450)

中国低渗透油气资源丰富，储量占比高达46%，高效开发利用低渗透油气资源对确保中国能源安全和油气可持续发展意义重大[1-2]。与常规中高渗油藏不同，低渗透油藏具有孔喉半径小、岩性致密、储层物性差、自然能量供应不足等特点，开发难度大，亟需在开发技术上实现创新与突破，提高开发效果[3-6]。气-水交替驱综合了气驱和水驱的优点，是提高低渗透油藏开发效果的有效手段[7]。一方面气体注入可以克服低渗透油藏注水开发中“产液低、吸水能力差”等问题[8-9]；另一方面水段塞的加入可以有效控制气体驱替前缘，抑制气驱快速前进，延迟气体的产出和气窜的发生，从而扩大气体的波及体积，改善开发效果[10-13]。近年来，国内外学者通过试验模拟、现场应用等方式发现水驱时注入低矿化度水并优化其离子组成可以改善储层的亲水性，促进原油在储层中的剥离从而提高采收率[14-18]。Alotaibi等[19]利用双电层扩散理论解释了不同矿化度水对砂岩润湿性的影响。Mcguire等[20]在Alaska油田进行了低矿化度水驱增产试验，采收率提高8%～19%。氮气-低矿化度水交替驱是在常规气-水交替驱的基础上，将水段塞替换为能改变润湿性、提高驱油效率的低矿化度水，以期达到更高的采收率。目前，国内外对于气-水交替驱的研究，多是氮气、二氧化碳等不同类型气体与常规注入水的结合[21-23]，关于低矿化度水在气-水交替驱中应用的研究却较少，笔者通过室内试验，研究氮气-低矿化度水交替驱的开采特征，分析渗透率、非均质性对驱替效果的影响，并通过核磁扫描分析剩余油微观分布特征，揭示低渗油藏氮气-低矿化度水交替驱提高采收率的机制。

1 试 验

1.1 试验材料

(1)试验用油：由煤油与现场原油复配而成，50 ℃下的黏度为2.05 mPa·s，饱和分、芳香分、胶质和沥青质的质量分数分别为63.36%、26.69%、5.75%和3.68%。

(2)试验用水：模拟地层水(矿化度为1.08×105mg/L)，其中Na++K+、Ca2+、Cl-、Mg2+、Fe3+、HCO3-和SO42-质量浓度分别为3.51×104、0.41×104、0.61×105、656、0.38、31.2和335 mg/L。驱替试验过程中用到的低矿化度水为稀释模拟地层水(矿化度为5×103mg/L)。

(3)试验气体：氮气(纯度为99.9%)。

(4)试验岩心：天然低渗岩心，孔隙度为8.7%～19.4%，渗透率为(0.1～50)×10-3μm2。岩心成分质地为灰白色含砾粗砂岩，其中矿物成分中石英质量分数约为62.4%，长石质量分数约为22.5%，岩屑及其他矿物约占20%，其中黏土矿物质量分数约为4.3%，岩石泥质胶结，岩性致密。

(5)光滑岩心磨片：由上述试验岩心加工而成。

1.2 试验装置

(1)三相接触角测定试验装置：接触角测定仪，型号JC2000D1，生产厂家POWEREACH。

(2)岩心驱替系统试验装置：温度控制系统、注入系统、回压控制系统、数据采集系统以及产出物收集系统。注入系统中的气体注入计量装置为气体质量流量计(Brooks生产，型号5850E，标准状况下最大流量50 mL/min，最大工作压力15MPa，精度±1%FS)。试验流程示意图如图1所示。

图1 试验流程示意图Fig.1 Sketch map of experimental flow

1.3 试验步骤

三相接触角测量步骤：

(1)用乙醇、去离子水将样品池，光滑的岩心磨片等试验器材清洁擦干，连接好试验设备待用。

(2)浸泡岩心磨片。将处理好的岩心磨片放到原生地层水溶液中进行浸泡。

(3)将配置好的已知离子种类和矿化度的溶液放入样品池内，将岩心磨片固定好后利用注射针头注入油滴并使之悬在岩心磨片上。

(4)接触角测量。调整显微镜焦距，按照设定时间间隔段截取图片照片并利用“五点拟合法”进行角度测量(试验温度为30 ℃)。

(5)本组试验结束后清洗样品池，更换岩心磨片与不同水样进行下一组试验，试验结束后清洗仪器，整理实验台。

岩心驱替试验步骤：

(1)测量渗透率、孔隙度等岩心参数。

(2)抽真空并饱和模拟地层水，饱和完后将其浸泡在地层水中3 d。

(3)饱和油，岩心饱和油后在70 ℃条件下老化3 d。

(4)将岩心放入岩心夹持器内，连接好驱替系统，放置70 ℃恒温箱预热。

(5)温度稳定后以0.1 mL/min的注入速度注入驱替介质，记录驱替过程中驱替压差、采收率等参数的变化。

(6)非均质性驱替试验按上述步骤将两个岩心并联驱替。

2 低矿化度水对岩石润湿性的影响

当向地层内注入不同于原始地层水的注入水时，由于注入水离子种类及质量浓度的差异变化会导致油藏岩石性质的变化，使储层润湿性发生改变。图2为不同矿化度条件下油-水-岩石三相接触角变化曲线，由曲线可以看出，随着地层水矿化度的降低，地层水、油滴、岩石表面的三相接触角逐渐变小，岩石亲水性增强，变化速度逐步加剧。这是由于降低注入水矿化度有利于产生较厚的水膜(基于DLVO理论和扩散双电子层理论)，使岩石亲水性增强，促使原油更容易脱离岩石表面，提高了洗油效率[24]；另外降低溶液的盐度可以提高有机物在水中的溶解度，即盐溶效应[25]。在有机物疏水部分周围形成氢键，形成水结构，从而导致有机物溶解度增加，从而使岩石变得更亲水。因此地层水矿化度的降低可以增强岩石亲水性，使用低矿化度水驱替时，有助于原油从岩石表面剥离。

图2 不同地层水矿化度条件下三相接触角变化Fig.2 Variation of three-phase antennae under different salinity of formation water

3 不同介质驱油特征对比

通过岩心驱替试验，对比研究地层水驱、低矿化度水驱以及氮气-低矿化度水交替驱的驱油特征，分析低矿化度水、氮气的注入对驱替压差、采收率以及孔隙剩余油的影响。

3.1 低矿化度水驱油特征

岩心饱和完油后进行模拟地层水驱，在注入4VP(VP为孔隙体积)地层水时转为低矿化度水驱，注入速度均为0.1 mL/min。试验岩心参数如表1所示。

表1 驱油试验岩心参数

图3为原始地层水驱转低矿化度水驱的驱替压差及采收率变化曲线。从图3中可以看出，转为低矿化度水驱后，不同渗透率岩心驱替时的驱替压差和采收率均有所提高。这是由于低矿化度水与岩石相互作用，使油水界面张力与三相接触角发生变化，岩石的亲水性得到增强，有效促进了孔隙中原油与岩石的分离，增大了油水两相的流动阻力，从而提升了低矿化度水的驱油效率。

随着渗透率的降低，低矿化度水驱较原始地层水驱的压差增幅增大，采收率增幅略微下降。当岩心渗透率为1.659×10-3和12.630×10-3μm2时，注入低矿化度水后的采收率较地层水驱分别提高了约3.3%和5.5%。分析认为储层渗透率较低时喉道半径小且连通性差，注入水的波及效率不高，随着渗透率的增加，喉道半径变大，注入水的流动能力变强，低矿化度水与岩石发生反应的效率加强。

图3 原始地层水驱转低矿化度水驱的驱替压差及采收率变化Fig.3 Displacement pressure difference and recovery from original formation water flooding to low-salinity water flooding

3.2 氮气-低矿化度水交替驱油特征

利用渗透率相近的两块岩心，饱和油后进行低矿化度水驱转氮气-低矿度水交替驱与氮气-原始地层水交替驱对比试验。岩心渗透率分别12.630×10-3和12.581×10-3μm2，氮气-原始地层水交替注入段塞与氮气-低矿化度水交替注入段塞为0.1VP，注入气水比为1，注入速度为0.1 mL/min，驱替压差及采收率对比曲线如图4所示。

图4 不同驱替方式的驱替压差及采收率对比Fig.4 Comparison of displacement pressure difference and recovery of different displacement modes

由图4(a)可以看出，氮气-低矿化度水交替驱初期，由于气液两相流动过程中相对渗透率的减小以及低渗条件下多孔介质中的“气体捕集”现象的产生，导致岩心两端的注入压差明显增加；随着氮气注入量的增加以及原油的采出，含水率先下降后期慢慢升高，当注入体积达到约4.5VP时，驱替压差增加趋势变缓并逐渐稳定，稳定压差高于氮气-原始地层水驱替压差。

由图4(b)可以看出，氮气-低矿化度水交替驱的效果最好。低矿化度水驱的原油采收率稳定为49.25%，转为氮气-低矿化度水交替驱后，采收率提高了6.78%，相比氮气-原始地层水交替驱驱提高了约4.14%。

图5 不同驱替方式在T2谱上的响应特征Fig.5 Response characteristic of different displacement modes on T2 spectrum

图5为不同驱替方式在T2谱上的响应特征，其中横坐标弛豫时间可代表岩心的孔径，纵坐标信号强度代表含油饱和度。饱和油状态下右侧大孔径信号峰值较高，在地层水驱后，右侧大孔径的信号强度有了较大程度的降低；在低矿化度水驱以及氮气-低矿化度水交替驱后，大孔径与小孔径的信号强度均逐渐降低，且小孔径的降低程度所占比例越来越大。分析认为在地层水驱过程中，由于水相黏度高，地层吸水能力差，导致大部分地层水在大孔道中流动，大孔隙信号强度降低明显；低矿化度水的注入使储层亲水性增强，大、小孔径中的原油进一步被驱替出来；氮气-低矿化度水交替驱时，低矿化度水段塞

在改变储层润湿性的基础上，还能够抑制气体前缘的快速推进，且氮气渗流能力比水强，在压差作用下气体会朝着水难以波及的部分细小含油孔道推进，使细小孔径的剩余油流入孔径较大的通道，储层的中油、气、水三相得到重新分布，此时的气相和水相占据不同孔径的含油孔道，有效提高了波及效率与洗油效率。

图6为水驱及氮气-低矿化度水交替驱方式下的核磁成像图。其中信号强度代表含油饱和度，3种驱替方式下注入端的信号强度要明显低于采出端的信号强度，且由图6(b)～(d)整体的信号强度依次下降；氮气-低矿化度水交替驱的波及范围明显大于原始地层水驱和低矿化度水驱。这是由于低矿化度水使储层的亲水性增加、贾敏效应加剧、渗流阻力增大，抑制气窜，使氮气段塞能够进入水难以进入的细小孔隙，这又为低矿化度水自身的渗流开辟了通道，从而更有效地与储层岩石发生反应，提高波及区域的洗油效率。氮气与低矿化度水段塞之间相互影响，使彼此更好地发挥自身特点，在改善驱油效率方面有很大优势。

图6 不同驱替方式下核磁成像Fig.6 Nuclear magnetic imaging of different displacement modes

4 渗透率及非均质性对氮气-低矿化度水交替驱油特征的影响

4.1 渗透率对驱油效果的影响

选取渗透率分别为0.651×10-3、1.659×10-3、3.245×10-3和12.630×10-3μm2的新岩心，饱和后进行低矿化度水驱，在注入2VP时转为氮气-低矿化度水气交替驱。氮气-低矿化度水交替注入段塞为0.1VP，注入速度为0.1 mL/min。

图7为不同渗透率下驱替压差随注入体积变化曲线。从图7中可看出，岩心的渗透率对驱替压差和稳定时间有较大的影响，随着岩心渗透率增加，氮气-低矿化度水交替注入驱替压差的增幅有明显降低，且驱替压差稳定时间逐渐提前。当渗透率低于1×10-3μm2时，在进行氮气-低矿化度水交替驱过程中压差增速快、增幅大，稳定时氮气-低矿化度水交替驱阶段注入体积大于5VP；当岩心渗透率为12.630×10-3μm2时，驱替压差稳定时氮气-低矿化度水交替驱阶段的注入体积约为2VP。

图8为不同渗透率下采收率随注入体积变化曲线。从图8中可以看出，氮气-低矿化度水交替驱的采收率较低矿化度水驱有明显的提高，且随着渗透率的增加，对原油采收率的提高幅度逐渐增大，采收率达到稳定时所需的注入体积逐渐减小。当岩心渗透率为0.651×10-3μm2时，氮气-低矿化度水交替驱采收率一直以较小幅度保持增长，较低矿化度水驱的采收率增加5.62%；岩心渗透率为12.630×10-3μm2时，采收率增加8.08%，稳定时氮气-低矿化度水交替驱阶段的注入体积约为2VP。这是因为当渗透率低于1×10-3μm2时，流体流动困难，氮气、低矿化度水段塞发挥作用的效率受到一定限制，原油采收率增长缓慢；随着渗透率的增加，流体在多孔介质中的流动能力增强，氮气-低矿化度水交替驱能更好地发挥氮气、低矿化度水段塞的优势，使孔隙内的原油被更高效采出。

图7 不同渗透率条件下低矿化度水驱后氮气-低矿化度水交替驱驱替压差随注入体积变化Fig.7 Change of displacement pressure difference with injection volume from low salinity water flooding to nitrogen-low salinity water alternating flooding under different permeability conditions

图8 不同渗透率条件下低矿化度水驱后氮气-低矿化度水交替驱采收率随注入体积变化Fig.8 Recovery of nitrogen-low salinity water alternate flooding with injection volume afterlow salinity water flooding under different permeability conditions

结合不同渗透率条件下氮气-低矿化度水交替驱压差及采收率变化可知：在渗透率低于1×10-3μm2时有较高的流动压力和较低的原油采收率，不宜采用氮气-低矿化度水交替驱来提高原油采收率。在渗透率较高的情况下进行氮气-低矿化度水交替驱时，可将氮气-低矿化度水交替驱阶段的注入量控制在一定范围内来提高原油产量。

4.2 非均质性对驱油效果的影响

重新选取岩心，根据岩心渗透率设定非均质性渗透率级差为2.0、5.8、7.7、12.3(低渗岩心渗透率固定为1.65×10-3μm2)，开展氮气驱与低矿化度水驱转氮气-低矿化度水交替驱的对比试验，氮气-低矿化度水交替注入段塞为0.1VP，注入速度为0.1 mL/min。

图9为不同渗透率级差条件下不同驱替方式的原油采收率对比。由图9中可知，随着非均质性增强，高渗岩心中氮气驱、低矿化度水驱的采收率呈增加的趋势，氮气-低矿化度水交替驱的采收率在低矿化度水驱的基础上有进一步的提高；而低渗岩心中氮气驱、低矿化度水驱的效果越来越差，氮气-低矿化度水交替驱的采收率虽有一定程度提升，但增加幅度逐渐减小。分析认为，氮气-低矿化度水交替驱相比氮气驱能扩大波及范围，相比低矿化度水驱能提升洗油效率，故有着更高的采收率；当渗透率级差较大时，大部分流体在高渗岩心中通过，且在高渗岩心中产生的渗流阻力有限，不足以启动低渗岩心中剩余油，高渗岩心仍然保持着较大的流量，低渗岩心的原油采收率得不到有效提高。

图10为并联岩心试验中综合采收率对比。由图10可知，当岩心渗透率极差为2.0时，氮气-低矿化度水交替驱的原油采收率较低矿化度水驱提高了3.97%，较氮气驱提高了8.08%；当渗透率级差增大到12.3时，氮气-低矿化度水交替驱较低矿化度水驱采收率提高了1.92%，较氮气驱提高了2.05%，提升幅度均有所降低。

结合图9可知，与单纯的氮气驱和低矿化度水驱相比，无论是综合采收率还是高、低渗岩心的采收率，氮气-低矿化度水交替驱都具有一定的优势，说明该驱替方式能够在不同渗透率级差条件下改善驱油效果，但是随着渗透率级差的增加，采收率增幅逐渐减小。这种现象是由于氮气-低矿化度水交替驱过程中，油、气、水形成的三相流在高渗岩心中产生的阻力有限，而随着渗透率级差的增加，其带来的负面作用增强，氮气-低矿化度水交替驱的改善效果变差，提高采收率的效果就越不明显。

图9 不同渗透率级差条件下原油采出程度对比Fig.9 Comparison of oil recovery degree under different permeability gradients

图10 并联岩心试验综合采收率对比Fig.10 Comparison of comprehensive recovery efficiency of parallel core experiments

5 结 论

(1)低矿化度水能够有效增强地层岩石的水润湿性，促进原油从岩石剥离，增大液相流动阻力，提高驱油效率，与地层水驱相比，低矿化度水驱提高采收率3.3%～5.54%。

(2)氮气-低矿化度水交替驱兼具低矿化度水增强地层岩石水润湿作用以及水段塞对氮气窜流的抑制作用，可以有效提高驱替压差，气体可以进入水难以波及的部分细小含油孔道，提高波及体积和驱油效率。氮气-低矿化度水交替驱后，不同尺度孔喉中剩余油均有所降低。

(3)随着渗透率的减小，氮气-低矿化度水交替驱的采收率逐渐降低，达到稳定状态时需要注入的流体体积增大，且在渗透率为12.63×10-3μm2条件下，氮气-低矿化度水交替驱注入2VP后压力基本达到稳定状态，渗透率低于1×10-3μm2时氮气-低矿化度水交替驱注入超过5VP才能达到稳定状态；非均质条件下，氮气-低矿化度水交替驱可以有效降低高渗岩心窜流，扩大波及范围，提高采收率，但是随着渗透率级差的增大，氮气-低矿化度水交替驱对流动调控能力减弱，提高采收率的幅度减小。