特低渗油藏活性二氧化硅驱油技术应用

高庆鸽，任 超，李宁霞，万雷涛

（中国石油长庆油田分公司第四采油厂，陕西靖边 718500）

特低渗油藏是目前陕北油田勘探、开发的主要区域，实现高效开发是油田开发亟待解决的重要问题之一，体积压裂、超前注水、调剖调驱、注聚合物是目前主要手段[1]，常规开采手段，储层的未动用程度受渗透率的影响严重[2]。聚乙二醇（PEG）凝胶、聚丙烯酰胺（PAM）微球等聚合物微球的耐盐、耐温性能较差[3-4]。表面活性剂（SAA）具有降低油水界面张力、改变岩石孔隙表面的润湿性和增强油滴变形的能力，成为油田常用的驱油助剂。纳米SiO2均能起到强化原油膨胀的效果，且由于亲水硅溶胶（HS-40）具有更小的粒径和较高的Zeta 电位绝对值，对原油的膨胀效果更好，可加速原油膨胀[5]。对位于鄂尔多斯盆地北部S 采油厂特低渗砂岩储层进行研究，使用四种常用SAA 对纳米SiO2颗粒（nano-silicon dioxide，简称NSD）表面进行改性，考察改性后NSD 的分散稳定性、降低油水界面张力性能以及改善岩石孔隙表面的润湿性，通过对该区长6 岩心的流动特征和驱油特征研究，探讨纳米微球与化学驱油结合途径，提高采收率。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

SAA-NSD 驱油体系，主要成分为纳米SiO2，固含量为15%～25%，现场取样，提供商为西安长庆化工集团有限公司井下助剂公司；溶剂为现场注入水，甲基硅油，化学纯，道康宁公司；十二烷基苯磺酸钠（SDBS）和吐温80（Tween-80），上海阿拉丁生化科技股份有限公司；双子季铵盐表面活性剂（GS-A6）60%和脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO）99%，山东优索化工科技有限公司；长6净化油，20 ℃下的标准密度为0.827 1 g/cm3；50 ℃的动力黏度为4.371 mPa·s，S 厂中心化验室；S 采油厂长6储层岩心薄片微裂缝（见图1），物性参数（见表1）。

图1 B30-31 薄片微裂缝

表1 岩心物性参数

JJ2000B 旋转滴界面张力仪、LS13320XR 激光衍射粒度分析仪，美国贝克曼库尔特有限公司；JC2000C接触角测量仪，上海中晨数字技术设备有限公司；SZX16 体式显微镜，奥林巴斯（中国）有限公司；UV-2600 紫外可见分光光度计，日本岛津仪器有限公司；LCOSE-100SH 型电动搅拌仪；ZJS-2000 超声波发生装置；电子天平，量筒、烧杯等。

1.2 实验方法与结果

（1）粒度分布。配制好质量分数为0.05%的四种SAA 纳米流体分别置于20～80 ℃的恒温水浴锅中加热，用激光粒度仪测定不同温度、浓度、盐度下的粒度分布。四种SAA-NSD 基本在50 d 内保持稳定。45 ℃温度后，纳米颗粒粒径逐渐快速增大。按实验结果，以经济性对四种SAA 进行复配得到SAA4，总浓度不超过0.10%，改性纳米流体的Zeta 电位为-35 mV 左右，表明该体系较为稳定，粒度大小主要分布在5～95 nm，平均粒径大小约为22.5 nm。

（2）界面张力。使用旋转滴界面张力仪，在45 ℃（该区长6 储层原始地层温度）、6 000 r/min 转速下，应用SY/T5370—1999《表面及界面张力测定方法》测量，测定0.05%～0.10%纳米驱油剂与净化油的稳态界面张力。单一改性SDBS 纳米溶液降低油水界面张力效果较好。SAA4-NSD 分散液和地层水相比，油水界面张力平均降低15.79%。

（3）润湿性。用接触角测量仪，在45 ℃下，应用SY/T5153—2007《油藏岩石润湿性测定方法》，测定SDBS-NSD 在质量分数为0.05%浓度下、SAA4-NSD 体系0.10%纳米驱油剂的润湿接触角。净化油滴铺展在岩心表面，水相接触角为145°，油滴在岩石表面的润湿性比较好，油滴在岩石表面运移的黏滞阻力大。经过溶液处理后的两相界面的接触角面积明显减小，SAA4-NSD 体系处理后的岩心，与水相接触角为54.2°，气泡和油滴在岩心表面呈球状，表明SAA4-NSD 体系有利于降低黏滞阻力，提高油滴的流动性。

（4）耐盐效果评价。当NaCl 质量分数为6%时，SDBS-NSD 体系有白色絮状物析出，纳米流体的稳定性下降。改变配比，改用SAA4-NSD 体系，pH 调节到8.2 弱碱性、含盐平均为45 000 mg/L、矿化度为58 500 mg/L时（该区注入水在45 ℃下的酸碱度，注入水全分析），稳定天数可达到45 d，表现出较优良的耐盐性。

（5）驱替效果评价。根据SAA4-NSD 体系的波长，选定紫外可见分光光度计波长数值为220 nm；在恒温箱中固定实验温度为45 ℃，固定围压10 MPa，用现场处理后注入水（油田产出水经多级处理后，按配注加入洛河层水而形成，溶解多种生产过程中添加的油水处理助剂）为溶剂，分别用该区注入水、SAA4 和SAA4-NSD 进行驱替实验，设置驱替速度均为0.1 mL/min，形成时间-体积曲线。动态渗吸采收率分别为16.37%、21.59%、27.54%，SAA4-NSD 体系的渗吸采收率最佳。通过对不同直径的NSD 的评价和现场应用，二氧化硅直径与缝宽比β 为1～1.5 时，其注入性、封堵微裂缝效果表现最好[3]。

2 现场试验

2.1 开发现状

随着油田开发的不断深入，不同类型油藏水驱矛盾日益突出，具体表现在鄂尔多斯盆地北部的该油田，基本进入高含水期（＞75 %）、含水上升加快（含水上升率3.0）、采油速度降低（低于0.5%）的开发阶段，平均注水见效周期332 d，剩余油分布复杂，稳产方法少，难以建立有效压力驱替系统，地层压力保持水平低于90%。水驱不均导致剩余油局部富集，需要通过注水井调驱扩大波及体积实现控水增油。通过现场生产验证和室内实验，认识到三叠系优势通道主要由动态缝、微裂缝、人工压裂缝共同构成，造成动用程度较低的主要原因是各类裂缝较发育、物性差，导致注水不易见效。造成注水井水驱不均，含水上升油井增多，见水类型以复合型为主，通过SAA4-NSD 体系调驱，以控制含水上升速度，恢复见水井产能。

2.2 现场应用

L211 区长6 油藏2014 年投入开发，动用地质储量603×104t，油层埋深2 630 m，孔隙度9.37%，渗透率1.26×10-3μm2，有效厚度7.35 m，井排距480×160 m。103 口油井产油量105 t（按措施前后常开和参数一致井数统计），综合含水82.3%，地质储量采出程度9.5%，可采储量采出程度45.9%。压力保持水平83.1%，水驱储量动用程度84.7%。

2020 年4 月9 日，进行区块调驱，30 口注水井，选择不同直径的SAA4-NSD 体系，针对剩余油分布状况，通过选择较大直径（500～1 500 nm，具体按储层裂缝数值进行合理配比）的混合体系，注入浓度0.08%，单井平均配注12 m3，注入量为360 m3/d，改善注水井吸水剖面扩大波及体积，其中一个井组注入参数（见表2），共注入108 d。2020 年7 月26 日，针对储层深部剩余油，通过选择较小直径（＜300 nm）的体系，注入浓度0.10%，配注不变，以封堵高渗层段扩大波及体积，时长8 个月[6]。按开发要求加密录取动态数据，总时长344 d。按参数不变井103 口统计，累计增油1 907 t，单井组增油64 t，单井日增油5.38×10-4t，标定递减率由8.7%下降到8.3%，含水上升率由2.7%下降到2.1%，油田开发形势明显转好。

表2 C155 区长6 油藏H46-40 井组大直径调驱注入参数

3 结论

（1）SAA4-NSD 体系用于调驱时，可以接续改变注入水流向，能解决常规水驱波及剩余油，实现驱油效率的提高，提升油田开发水平。

（2）NSD 具有较高强度，在现场能自由复配规格各异直径，满足不同区块的缝宽、注入速度要求。

（3）经过为期1 年的试验，用多种直径SAA4-NSD体系，从微观上分析，微裂缝是封堵的主要对象，纳米微球进入孔隙后滞留，使液固界面分子作用力更强，启动压力更大，从而降低渗透率，提高注入水波及系数，从而提高运用程度。从宏观数据上分析，通过SAA4-NSD 体系，可以使储层内流体比表面积增大，通过渗透率降低驱油，使开发形势逐步变好。

（4）从生产动态宏观分析，合适的β 值、浓度和注水速度是决定调驱效果的关键，持续性调驱是取得措施效果的手段。