引 言

在1967年Bernard G G^[1]用低矿化度水对含有黏土矿物岩芯进行驱替实验时，增加了驱油效率。1991年以Morrow N R为代表的科研人员针对离子强度对提高采收率的作用做了20多年研究^[2]。1999年Tang Guoqing和Morrow N R^[3]首次解释了低矿化度提高采收率原理，低矿化度水驱技术概念正式进入人们的视野。后来，Robertson E P^[4]、Lager A^[5]和Seccombe J^[6]开展了油田试验达到预期效果，证实了低矿化度采油技术的可行性^[7]。低矿化度水驱油与传统化学驱技术相比具有成本低、油田施工步骤相对简单和环境污染小等特点^[8-9]，这引起了国际石油公司关注，Shell公司对提高采收率原理进行深入剖析^[10]，BP公司在美国Alaska North Slope油田^[11]，科威特AAR Energy公司在科威特Greater Burgan油田皆开展了低矿化度提高采收率试验^[12]。

1 低矿化度水驱油技术

低矿化度水驱油技术是指在油田开发三次采油阶段，注入矿化度相对较低的水，从而改变储层物理化学性质，促进原油从岩石表面解吸，以改善水驱油效率来提高原油采收率技术。下面针对低矿化度界限、技术优势和主要研究方法做简要介绍。

1.1 低矿化度门限值

Webb等做了大量岩芯驱替实验，证实了过高矿化度对提高采收率是无益的，即便注入水矿化度低于地层水矿化度也是无效的；同样过低矿化度也是无效。由于孔隙壁面黏土矿物类型、结构和分布情况等因素对低矿化度门限值影响较大，因此，油田实施低矿化度水驱前，应该对准确的注入水矿化度区间进行实验验证，以便取得更好提高采收率的效果。

大量实验表明低矿化度门限值一般在1 000~5 000 mg/L，如果注入水矿化度低于1 000 mg/L会导致黏土矿物的膨胀或者反絮凝，这会导致孔隙喉道封堵，注水量降低，油藏压力降低。如果注入水矿化度高于5 000 mg/L，提高采收率效果就不好。通常大部分油田注入水矿化度是在1 000~2 000 mg/L取得较好增产效果^[13]。

1.2 低矿化度水驱优势

低矿化度水驱相对传统碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱驱油和混相驱油等来说，化学试剂成本相对低廉，在油田施工不需要繁杂的施工步骤，只需控制好注入水矿化度，环境污染相对较小，而且增加原油采收率高于碱和聚合物驱油方法(见表 1)。

1.3 主要实验研究方法

经过20多年探索，测试低矿化度水驱增加原油采收率研究方法初步成熟，主要研究方法有：吸附解吸的自动渗吸测试、润湿性改变的测井-注入-测井测试技术、阳离子交换和驱油效率的单井化学示踪法、提高驱油效率的岩芯驱替实验^[14]、用于观察微粒迁移研究的X射线衍射法、测量离子交换和双电层扩散的电位测量法、微观离子移动和阳离子桥接的原子力学测量、低界面和润湿性改变的接触角测量等。

2 提高采收率原理

目前，尽管什么机理主导改善低矿化度水驱技术增加原油采收率尚有些争议，但是对低矿化度增加原油采收率原理的研究已经取得实质性的进展，出炉了众多解释原理包括微粒迁移、润湿性改变(润湿性改变是作为结果，其作用机理包括多极性官能团离子交换、阳离子交换、阳离子桥接和双电层扩散等)、pH值升高和低界面张力等，下文将对主要原理作简要介绍。

2.1 微粒迁移

传统观点认为：微粒迁移会造成储层伤害，渗透率降低^[15]，应该尽量避免。然而，在采用低矿化度水驱时，更大的好处是提高了驱油效率，增加原油采收率。

(1) 改善储层非均质性。在水驱过程中，注入水首先进入高渗透率区域，再进入低渗透率区域，低矿化度引发的微粒迁移改变了原储层性质，减少渗透率非均质性，有利于对驱油油水分界面的控制，产生聚合物类似的功效，减小指进现象，降低了油水流度比、储层流体渗流速度和油井含水率，提升波及系数。

(2) 降低储层最大滞留浓度。最大滞留浓度是指在油藏温度和压力不变、水驱油通道内渗流速度变化不大情况下，在静电力、牵引力、支撑力和重力的力矩平衡状态下，微粒滞留在岩石孔隙表面的最大浓度。

根据Bedrikovetsky P微粒最大滞留浓度原理，微粒受力分析如图 1所示，力矩作用下的岩石孔隙表面微粒剥蚀数表达式为

$\varepsilon = \frac{{{F_{\rm{d}}}{L_{\rm{d}}} + {F_{\rm{l}}}{L_{\rm{n}}}}}{{({F_{\rm{e}}} + {F_{\rm{g}}}){L_{\rm{n}}}}}$

(1)

式中：$\varepsilon$—剥蚀数，无因次；

$F_{\rm{d}}$—流动牵引力，N；

$L_{\rm{d}}$—流动牵引力力距，m；

$F_{\rm{l}}$—支撑力，N；

$L_{\rm{n}}$—支撑力、静电引力和重力力距，m；

$F_{\rm{e}}$—静电引力，N；

$F_{\rm{g}}$—重力，N。

最大滞留浓度等于孔隙介质的剥蚀数，用$\sigma$表示最大微粒滞留浓度，于是方程有

$\sigma = {\sigma _{\rm{M}}}(\varepsilon )$

(2)

式中：$\sigma$—最大微粒滞留浓度，mg/L；

$\sigma _{\rm{M}}$—最大微粒滞留浓度与剥蚀数的函数关系式。

如果孔隙中的微粒浓度小于或等于最大滞留微粒浓度，微粒被束缚在孔隙表面，反之，微粒就会被解吸出来。低矿化度水的突然注入改变了原来的平衡状态，降低了最大滞留浓度，于是油滴从孔隙壁面解吸出来。

2.2 多官能团离子交换

在油相润湿的岩石界面，黏土表面阳离子联接油分子中的极性官能团形成有机金属络合物，有利于黏土界面油相润湿。同时，部分有机极性官能团直接吸附在黏土界面上，置换大部分不稳定的阳离子，进一步促进黏土界面的油相润湿。当注入低矿化度盐水时，发生多官能团离子交换，位于黏土界面上的有机极性官能团和有机金属络合物就会被其他阳离子置换或者除去，原储层润湿性往亲水相转变，从而提高原油的驱油效率(见图 2)。

2.3 阳离子桥接

阳离子桥接是指在静电引力作用下，高价阳离子(如：钙离子和镁离子)同时与原油中带负电的极性官能团和岩石表面的带负电的黏土矿物吸引，由静电引力将原油吸附在储层岩石界面。当低矿化度水注入时，高价离子浓度降低，部分原油由于失去了高价阳离子的桥接作用，由静电排斥力将油滴从岩石表面解吸出来(见图 3)，从而提高原油驱油效率，增加原油产量。

2.4 双电层扩散

双电层扩散指带负电的黏土矿物与带负电极性官能团的油滴分子间，通过高价阳离子的桥接作用相连接，形成黏土矿物与高价阳离子、高价阳离子与负电油滴的双电层结构，降低高价阳离子浓度导致双电层间距增大。由于电层间距离与高价阳离子电解质浓度为负相关，降低地层水中高价阳离子的浓度扩大两电层的间距，一旦静电排斥力超过了高价阳离子桥接作用力，油滴就会从黏土表面解吸出来，从而达到提高原油采收率的效果(见图 4)。

2.5 提升地层水pH值

由于地层水溶解有CO₂和H₂S等酸性气体，致使pH值为5~6左右。低pH值环境有利于原油的极性部分吸附在矿物的黏土表面。大量实验研究表明pH值升高与碳酸盐水解和阳离子交换反应有关。

(1) 碳酸盐水解

在岩石中有大量的碳酸盐，水解反应相对较慢，但会产生过量的OH^-

${\rm{CaC}}{{\rm{O}}_{\rm{3}}}{\rm{ + }}{{\rm{H}}_{\rm{2}}}{\rm{O}}{\rm{C}}{{\rm{a}}^{{\rm{2 + }}}}{\rm{ + HCO}}_{\rm{3}}^{\rm{ - }}{\rm{ + O}}{{\rm{H}}^{\rm{ - }}}$

(3)

(2) H⁺离子置换

由于低矿化度水的注入，在黏土矿物表面将会发生阳离子交换，即原来黏土矿物表面吸附的阳离子将会被H⁺离子置换，水中的H⁺减少，促进水电解反应，产生相对多的OH^-

${\rm{H}}_{\rm{2}} {\rm{O}}\rightleftharpoons{\rm{H}}^{\rm{ + }} {\rm{ + OH}}^{\rm{ - }}$

(4)

两个反应同时进行，pH值可以升高2~3个单位，如果pH值达到9，相当于碱驱的效果。此外碱性环境条件下还能够除去注入水中含有的不利高价阳离子。

2.6 降低界面张力

在碱性条件下，油层中发生酸碱反应和皂化反应生成羧酸盐表面活性剂，降低油水界面张力。

(1) 酸碱反应

原油中的石油酸(包括脂肪酸、环烷酸、胶质酸和沥青质酸等)在碱性条件，生成相应的石油酸盐。

${\rm{R—COOH + OH}}^{\rm{ - }}\rightarrow {\rm{R —COO}}^{\rm{ - }} {\rm{ + H}}_{\rm{2}} {\rm{O}}$

(5)

(2) 皂化反应

在油藏压力、温度和碱性条件下，原油中油脂将发生皂化反应生成羧酸盐和醇。

${{\rm{R}}_{\rm{1}}} - {\rm{COO - }}{{\rm{R}}_{\rm{2}}}{\rm{ + O}}{{\rm{H}}^{\rm{ - }}} \to {{\rm{R}}_{\rm{1}}}{\rm{ - CO}}{{\rm{O}}^{\rm{ - }}}{\rm{ + }}{{\rm{R}}_{\rm{2}}}{\rm{ - OH}}$

(6)

采用低矿化度水驱时，反应生成的石油酸盐表面活性剂可以使油水界面张力降到20 mN/m以下，使孔隙砂岩亲水疏油(见图 5)，产生类似表面活性剂的效果。局部羧酸盐表面活性剂浓度相对较高，具有乳化作用，相当于胶束驱油效果。

油水两相油藏存在毛管力，毛管力大小不仅与界面张力成正比，还与油水两相润湿接触角成正比，即

${p_{{\rm{cow}}}} = \frac{{2{\sigma _{{\rm{ow}}}}\cos \theta }}{r}$

(7)

式中：

$p_{{\rm{cow}}}$—毛管力，Pa；

$\sigma _{{\rm{ow}}}$—油水界面张力，N/m；

$\theta$—油水两相接触角，(\degree)；

$r$—毛管半径，m。

多数砂岩油藏表现为亲油，酸碱反应和皂化反应生成的表面活性剂降低了界面张力，从而减少了毛管力的阻力作用，避免了驱油通道中的油滴再次滞留的问题。

2.7 提高油水流度比

在水驱过程中，储层的非均质性会导致注入水快速突进到生产井底，导致含水率快速上升。一维不稳定油水驱替，忽略毛管力影响并且油藏为水平面时的含水率与油、水流度间的关系为

$f_{\rm{w}} = \dfrac{1}{{1 + \lambda _{\rm{o}} /\lambda _{\rm{w}} }} = \dfrac{1}{{1 + \left( {K_{{\rm{ro}}} /K_{{\rm{rw}}} } \right)\left( {\mu _{\rm{w}} /\mu _{\rm{o}} } \right)}}$

(8)

式中：

$f_{\rm{w}} $—含水率，%；

$\lambda _{\rm{o}}$，$\lambda _{\rm{w}}—$油、水相流度，mD/(Pa·s)；

$K_{{\rm{ro}}}$，$K_{{\rm{rw}}}$—油、水相相对渗透率，mD；

$\mu _{\rm{o}}$，$\mu _{\rm{w}}$—油、水相黏度，mPa·s。

含水率与油水流度比负相关，当注入低矿化度水时，水相渗透率降低，而油相相对渗透率上升，油水流度比升高，控制了水的突进速度，提高驱油效率和降低了含水率。

2.8 岩石表面盐溶解

溶解度大小主要与溶质和溶剂性能以及油藏的压力与温度等有关，在确定油藏条件下，以地层水为溶剂，盐为溶质的溶解液中盐的溶解度为定值，盐处于特定的溶解平衡状态。当注入低矿化度水时，油藏中作为溶剂的水相改变，作为溶质的盐溶量必然增加，引发岩石表面的润湿性往亲水转变，不仅改善了驱油效率，还可避免驱油通道中的原油再滞留问题。

2.9 岩石胶结物溶解

常见的砂岩胶结物成分有泥质胶结、钙质胶结、硅质胶结和硫酸盐等，注入低矿化度水能够溶解少量的胶结物，将原来不连通的孔隙连通，改善油藏水驱油通道，增大油藏波及体积，甚至能够打开封闭孔隙，提升洗油效率，减少油藏中残余油量，最终提高原油采收率。

2.10 其他机理

除了上面谈到的几种机理外还有：低矿化度下部分黏土膨胀堵塞高渗透层、黏土重新分布抑制原油的再次滞留、微观改道、油水混相、电荷界面分布和部分残余油重新分布等。

3 适用条件与应用效果 3.1 油田适用条件

根据室内实验和油田试验效果，总结分析低矿化度水驱提高采收率的条件如下：

(1)存在地层水。油层中必须有地层水(束缚水)，提高采收率与原始地层含水饱和度相关。同时，地层水应该含有高价阳离子(例如：钙离子和镁离子等)，高价阳离子是离子交换、桥接和扩散的必备条件。

(2)合理的低矿化度注入水。低矿化度水对离子的组成非常敏感，尤其是钙离子和钠离子。注入水的矿化度门限值为1 000~5 000 mg/L，通常取得良好效果矿化度介于1 000~2 000 mg/L。

(3)水相相对渗透率较好。当转换为低矿化度驱油时，由于微粒迁移或油水混相作用，导致注水压力升高，水相相对渗透率降低，一般不会影响残余油的最大值或最小值，若水相相对渗透率不好，未能提高油水流度比，驱油效果不佳。

(4)合适油藏温度。低矿化度水驱油藏温度一般低于100 ℃。

(5)含有黏土矿物。黏土必须存在，黏土矿物是微粒迁移、多官能团离子交换、阳离子桥接和双电层扩散等机理的必备条件。黏土类型对提高采收率效果具有重大影响。

(6)含有碳酸盐晶体或碳酸盐。碳酸盐溶解有利于提升pH值，促进岩石表面石油的解吸，提高水驱洗油效率。

(7)极性官能团。原油分子中必须包含有带极性官能团(如：带负电的羧酸根官能团或带正电的铵根官能团)。原油分子带电是离子交换、桥接和双电层扩散机理的基础。如去除原油分子的极性官能团会导致提高采收率没有效果。

因此，油藏要想达到提高采收率效果必须注入合理的低矿化度注入水，油藏中有地层水存在，水相渗透率相对较好和合理的油藏温度。要取得黏土微粒迁移就必须有黏土矿物，有碳酸盐存在才能提升pH值，有极性官能团才具备离子交换、桥接和双电层扩散等机理并改变岩石表面润湿性。

3.2 油田应用效果

国外低矿化度水驱技术已经发展到了油田试验阶段，部分油田取得良好效果(见表 2)。BP公司在美国和英国开展油田试验，从表 2可以看出，West Semlek和Moran Reservoir油田注入水矿化度过高，低矿化度效果未能充分展现；Snorre Oil Field注入水矿化度太低黏土膨胀，导致低矿化度水驱效果不明显，North Semlek油藏黏土矿物和原油极性官能团少提采效果不佳。其他符合条件的油田低矿化度采收率达到了6%~15%，英国海上油田General Clair Ridge低矿化度采收率甚至高达27%。同时，AAR 能源公司在科威特Greater Burgan Oilfield低矿化度水驱采收率达到了23.7%。油田试验效果突显了低矿化度提高原油采收率的重要性和技术发展潜力，尤其是以海水为注水源的海上油田提高采收率具备技术可行性和良好经济效益。

4 结 论

通过对低矿化度水驱的研究方法、理论分析、油田适用条件和油田试验等方面对该新提高采收率技术具有以下几个方面深刻认识：

不同油藏的低矿化度门限值不同。大部分油田的低矿化度门限值通常在1 000~5 000 mg/L，油田水驱应用时必须做实验测试，以便在特定油藏条件下获得最佳增产效果。

微粒迁移、多官能团离子交换、高价阳离子桥接和双电层扩散是影响低矿化度水驱效果的主要因素。几种机理有可能协同作用，或者某种机理主导，或者某种机理由于条件不足而不存在。低界面张力、水相相对渗透率、盐溶作用和胶结物溶解等通常作为辅助因素。

油藏必须具备地层水、低矿化度注入水、水相渗透率较高和合适油藏温度等前提条件，同时至少具备黏土矿物，或碳酸盐，或极性官能团等一种或多种条件才能达到提升采收率效果。

低矿化度水驱技术具有成本低、油田生产施工简单、环境污染小和提高采收率高等特征。

致 谢：感谢北京奥伯特石油科技有限公司对论文研究的资助。