MDG系列分子膜增注剂的室内性能评价

戴　群，渠慧敏，罗　杨，王　磊，谭云贤

(中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营 257000)

根据油藏分类标准，渗透率低于10×10-3μm2的油藏被定义为特低渗透油藏[1]。胜利油田一般低渗透油藏孔隙度小于20%，平均孔径不足2 μm，特低渗透油藏孔隙度约10%，平均孔径约1 μm。储层低孔低渗是引起注水压力升高、油层吸水能力下降的主要原因，2013年低渗透油藏欠注井约530口，其中注水压力大于25 MPa的占50%以上。由于受工艺条件、油藏地质特征等因素限制，常规降压增注技术[2-9]难以适用于特低渗透油藏。为了提高低渗透油藏的增注效果，笔者研制开发了新型的MDG系列分子膜增注剂，并对其润湿性、表面活性以及耐温耐盐性能等进行了评价。

1　实验部分

1.1　原料及仪器

煤油；石英砂，粒度0.120～0.150 mm；氯化铵，分析纯；脱脂棉；标准盐水，质量浓度分别为20 000 mg/L及40 000 mg/L；分子膜增注剂溶液。

电子恒温水浴锅，控温精度±1 ℃；耐温耐压容器，容积≥250 mL，耐温≥200 ℃，耐压≥5 MPa；表界面张力仪，德国Kruss-K100C或同类型产品，精度0.01 mN/m；秒表；烘箱，室温至200 ℃，控温精度±2 ℃。

1.2　实验方法

1.2.1接触角的测定

将100～120目的石英砂洗净，在105 ℃下干燥至恒重，放在干燥器中备用。配制不同浓度的分子膜增注剂溶液，称取干净的石英砂倒入溶液中，液固质量比为50∶7，搅拌均匀后置于空气振荡器中振荡48 h，取出石英砂烘干。称取6 g处理好的石英砂分2次装入填砂管，并均匀振动、压实，使填砂管每次的填充高度相同，以保证石英砂的堆积密度恒定。将填砂管放在支架上并保持与地面垂直，当填砂管刚一接触液面时开始记时，记录液面上升的高度与对应的时间，接触角计算公式如下：

式中，θ为接触角，(°)；H为液体在毛细管中的上升高度，mm；k为与玻璃管有关的常数，取值4.09；t为液体上升的时间，s。

1.2.2渗流能力的测定

配制不同浓度的分子膜增注剂溶液，将干净的石英砂置于其中，吸附平衡后干燥。将干燥的石英砂分2次装入填砂管，并均匀振动、压实，使填砂管每次的填充高度相同，以保证石英砂的堆积密度恒定。将填砂管放在支架上并保持与地面垂直，当填砂管刚一接触液面时开始记时，记录液面上升的高度与对应的时间。渗流速率及渗流速率变化率的计算公式如下：

渗流速率=液面上升的高度/时间

渗流速率变化率=(溶液的渗流速率-水的渗流速率)/水的渗流速率

1.2.3表界面张力的测定

配制所需浓度的分子膜增注剂溶液，用表/界面张力仪测量表/界面张力，连续测量3次，取平均值。平行测量结果之差≤1 mN/m。

此外，与电刀不同，超声刀的低温工作环境使烟雾生成少，医务人员的不适感随之减少；同时可避免送检组织的边缘碳化，提高了病理评估的准确性。而且超声刀使用时无电刺激性，易于彻底切除重要结构周围的淋巴结及软组织，避免肌肉剧烈收缩、抖动引起的血管神经损伤。

2　结果与讨论

2.1　MDG系列分子膜增注剂的润湿性能

测定常温下MDG系列分子膜增注剂质量浓度为500 mg/L时的接触角，结果如表1所示。石英砂表面经过MDG系列分子膜剂处理后由强水湿转变成弱水湿。岩石的润湿性发生改变，由原来的强水湿转化为弱水湿，可扩大孔道半径，降低水的界面张力，提高水相渗透率，从而提高储层的吸水能力，改善注水开发效果[10]。

表1　石英砂表面经不同化合物处理后的接触角

2.2　MDG系列分子膜增注剂的渗流能力

测定MDG系列分子膜增注剂质量浓度为500 mg/L时的渗流能力，结果如表2所示。GT2、BFS、BNFS和TD12的渗流速率均高于水的渗流速率，其中BFS、BNFS和TD12的渗流速率变化率>20%，BFS的渗流速率变化率达到41.26%,因此选择BFS、BNFS和TD12进一步研究。

表2　MDG系列分子膜增注剂的渗流能力

2.3　MDG系列分子膜增注剂的表面活性

较低的表/界面张力不仅有利于降低注入水和地层之间的黏附功，还有利于降低残余油的饱和度、提高孔道的有效流动半径，进一步降低注水压力。增注剂的表/界面张力测定结果如表3所示。

表3　不同体系的界/表面张力(1 000 mg/L，煤油，25 ℃)　mN/m

从表3可以看出,优选体系可以使水的表面张力从72.32 mN/m降至30 mN/m以下，油水界面张力均降至1.5 mN/m以下，说明优选体系均有较低的表/界面张力，有利于注水。

2.4　MDG系列分子膜增注剂的耐温性能

将适量的MDG系列分子膜增注剂倒入耐温耐压中间容器，并置于120 ℃烘箱中，48 h后取出，测定其质量浓度为500 mg/L时的接触角和表/界面张力，结果如表4和表5所示。

表4　常温和120 ℃下的接触角

表5　常温和120 ℃下的表/界面张力

从表4可以看出，常温下BNFS、TD12和BFS均能将砂岩由强水湿变成弱水湿，3类样品在120 ℃高温下处理后接触角变化不大。从表5可以看出，样品经120 ℃处理48 h后，表/界面张力变化不大。3类样品均具有良好的耐温性能。

2.5　MDG系列分子膜增注剂的耐盐性能

将样品在120 ℃下处理48 h后，分别用自来水、矿化度为20 000 mg/L和40 000 mg/L的标准盐水配制成质量浓度为500 mg/L的溶液，测定其接触角及表/界面张力，结果如表6和表7所示。

表6　不同矿化度时的接触角

表7　不同矿化度时的表/界面张力

2.6　增注剂浓度的影响

为初步确定分子膜剂的用量，考察分子膜剂浓度对接触角和表面张力的影响，结果如图1～图3所示。

图1　接触角随BFS质量浓度的变化

图2　接触角随BNFS和TD12质量浓度的变化

图3　表面张力随分子膜剂质量浓度的变化

从图1和图2看出，接触角随分子膜剂浓度的增加而增大。当分子膜剂达到一定浓度时，接触角几乎不再变化。这是因为随着分子膜剂浓度的增加，其在石英砂上的饱和吸附量逐渐增加，当分子膜剂达到一定浓度后，其饱和吸附量不再发生变化。BFS、BNFS和TD12分别在质量浓度为50，100，500 mg/L时达到弱水湿。

从图3可以看出，分子膜剂浓度增加，表面张力降低。BFS、BNFS和TD12的临界胶束浓度分别为200，500，800 mg/L，此时表面张力达到最低值。

综合表面张力-浓度曲线和接触角-浓度曲线，确定BFS、BNFS和TD12的最低使用质量浓度分别为200，500，800mg/L。

3　结语

根据低渗透砂岩储层特征，合成了MDG系列分子膜增注剂。该类分子膜剂能将砂岩表面由强水湿变成弱水湿，降低表/界面张力，有效提高水的渗流速率。优选出的分子膜剂BFS、BNFS和TD12耐温120 ℃，耐盐40 000 mg/L，其最低使用质量浓度分别为200，500,800 mg/L。MDG系列分子膜剂目前已经实现工业化生产，现场试验效果良好。

[1]才汝成,李阳,孙焕泉.油气藏工程方法与应用[M].石油大学出版社,2002：100.

[2]雍彦,陈广武,邓建华. YJ缓速酸液体系研制及应用[J].内蒙古石油化工,2011(9):15-17.

[3]郑力军,杨立华,张涛,等. 泡沫酸化技术研究及其在低渗非均质油藏中应用[J].油田化学,2011,28(1):9-12.

[4]卢红杰,龙波,马云瑞，等. 多氢酸解堵增注技术研究应用[J].内蒙古石油化工,2010 (23):71-74.

[5]陈晓彦.聚硅纳米材料增注效果研究[J].精细石油化工进展,2010,11(2):1-3.

[6]孙治国.缩膨降压增注技术在敏感性油藏的应用[J].中国高新技术企业,2009(1):123-124.

[7]李洁,赵立强,刘平礼,等.二氧化氯在油水井解堵增注中的应用[J].天然气勘探与开发,2009,32(1):67-70.

[8]缪云,周长林,王斌,等.高温高盐低渗油层表面活性剂增注技术研究[J].钻采工艺,2009,32(2):71-73.

[9]倪文俊,许卫国,王磊,等. 水力深穿透射孔-酸化联作复合增注技术[J].石油机械,2010,38(3):69-71.

[10]周会强,李飞鹏.分子膜在我国油田开发过程中的研究应用[J].石油化工应用,2011,30(4):25-26.