纳米驱油剂性能评价探索*

2021-07-02邬国栋麦尔耶姆古丽安外尔潘竟军邓伟兵张敬春张凤娟王牧群翟怀建

油田化学 2021年2期

邬国栋，麦尔耶姆古丽·安外尔，潘竟军，邓伟兵，张敬春，张凤娟，王牧群，翟怀建

（1.中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油天然气集团有限公司纳米化学重点实验室，北京 100083）

0 前言

新疆油田玛湖低渗透砂砾岩油藏常规开发采收率低，剩余资源大量地分布在地下空间大小只有几个微米甚至纳米尺寸的储集层中，以目前的常规技术难以动用。纳米驱油剂iNanoW1.0是中国石油勘探开发研究院研发的改性纳米二氧化硅产品［1-2］，具有破坏水分子间的氢键缔合作用，能有效降低水分子团簇大小，将自然状态存在的普通水变成“小分子水”，从而使水进入细小孔隙和吼道，扩大特低渗透区域的波及体积。纳米驱油剂可以有效降低注水的启动压力，解决水注不进去或注入压力高的难题［3-4］。纳米驱油剂压裂液可以通过降低毛细管力增强地层自发渗析作用，实现压裂液破胶液对致密油纳米孔隙中原油的清洗和置换，最大限度地提高储层原油采收率，达到增产增效的目的［5-6］。目前，纳米驱油剂在提高采收率方面研究，主要是通过润湿性能、原油置换性能评价或者用可视化微观模型评价洗油效果、探索驱油机理，用常规的压裂液性能评价实验方法开展纳米驱油剂性能评价实验，从宏观实验现象中寻找纳米驱油剂的表现特征，尚未见报道。本文通过常规评价手段评价纳米驱油剂材料的性能，旨在探索纳米驱油剂性能评价方法，为纳米驱油剂注水、压裂现场应用提供技术支撑，进一步提高储藏开发效果。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

纳米驱油剂iNanoW1.0，有效含量20%，中国石油勘探开发研究院；表面活性剂为压裂用非氟碳类助排剂MJ-1，新疆康恩实业石油化工有限公司；蒸馏水；氯化钾，工业级；纳膨润土：符合石油天然气行业标准SY/T 5971—2016的要求；煤油：实验试剂；岩心，取自准噶尔盆地陆梁区块，岩心参数如表1所示。

表1 准噶尔盆地陆梁区块驱替实验用岩心参数

DCAT21 型表/界面张力仪，德国Dataphysics 公司；TX500C 型全量程界面张力仪，美国彪维公司；OCA20型视频光学接触角测量仪，美国CNG公司；NP-03 型微电脑页岩膨胀测试仪，无锡市石油仪器设备有限公司；KA-1000型离心机，上海安亭科学仪器厂；玻璃毛细管（0.3～1.45 mm），上海积裕实验室设备有限公司；CFS200 型气液两相岩心流动系统，法国艾迪科技国际有限公司。

1.2 实验方法

（1）表、界面张力测定

首先用蒸馏水配制不同浓度纳米驱油剂溶液，再向不同浓度的纳米驱油剂溶液中分别加入0.3%的表面活性剂MJ-1，然后在室温（25 ℃）和120 ℃下分别将纳米驱油剂溶液和纳米驱油剂+表面活性剂复配体系陈化6 h。在25 ℃下，采用吊片法测定不同浓度纳米驱油剂溶液和纳米驱油剂+表面活性剂复配体系的表面张力；在室温、转速6000 r/min 条件下，采用界面张力仪分别测定纳米驱油剂溶液、纳米驱油剂+表面活性剂复配体系与煤油间的界面张力。

（2）接触角测定

在常温下，采用接触角测定仪测试不同浓度纳米驱油剂水溶液在载玻片表面的接触角，分别读取自液滴与载玻片接触后0.5、1和2 min时的接触角，每个样重复测定3次，取平均值。

（3）毛细管高度测定

在100 mL 的烧杯中配制相同体积不同浓度的纳米驱油剂溶液，分别用不同直径（0.3～1.45 mm）的开口毛细管垂直插入纳米驱油剂溶液，待毛细管中液面稳定后，读取毛细管液面高度。

（4）防膨率测定

参照中国石油天然气行业标准SY/T 5971—2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》中的“防膨率测定——离心法”，测定钠膨润土在黏土稳定剂溶液和蒸馏水中体积膨胀增量，按式（1）计算防膨率：

式中：B1—防膨率，%；V2—纳膨润土在试验用水中的膨胀体积，mL；V1—纳膨润土在黏土稳定剂溶液中的膨胀体积，mL；V0—纳膨润土在煤油中的膨胀体积，mL。

（5）岩心驱替实验

采用恒流模式（流量0.2 mL/min），在压力25 MPa、常温下，分别用蒸馏水、0.1%纳米驱油剂蒸馏水溶液正向驱替岩心，记录48 h内上游压力变化和出液量。

2 结果及讨论

2.1 纳米驱油剂溶液的表/界面性能

2.1.1 表/界面张力

不同浓度的纳米驱油剂iNanoW1.0 体系和iNanoW1.0+0.3%表面活性剂MJ-1复配体系的表面张力及其与煤油间的界面张力测定结果分别见图1和图2。不同质量分数（0.01%～0.5%）的iNanoW1.0 体系的表面张力为59.06～65.02 mN/m，iNanoW1.0 体系与原油间的界面张力为26.94～31.36 mN/m，没有表现出与水明显不同的表/界面性能；纳米驱油剂iNanoW1.0+0.3%表面活性剂MJ-1复配体系的表/界面张力与0.3% 表面活性剂MJ-1溶液的表/界面张力相当，纳米驱油剂基本不影响表面活性剂水溶液的表/界面张力。

图1 不同浓度纳米驱油剂iNanoW1.0体系和iNanoW1.0+0.3% MJ-1复配体系的表面张力

图2 不同浓度纳米驱油剂iNanoW1.0体系和iNanoW1.0+0.3% MJ-1复配体系分别与煤油间的界面张力

2.1.2 润湿性

将不同质量分数（0.01%～0.5%）的纳米驱油剂iNanoW1.0 体系滴在载玻片上，不同时间后的接触角测量结果见表2。由表2 可知，不同质量分数（0.01%～0.5%）的纳米驱油剂iNanoW1.0 体系在玻璃载玻片上的接触角在0.5 min 时为14°～17°，1 min 时为12°～17°，2 min 时为7°～14°。纳米驱油剂水溶液为水润湿体系，基本没有改变水在玻璃载玻片上的接触角。

表2 不同浓度纳米驱油剂iNanoW1.0体系在载玻片上的接触角随时间变化

2.1.3 毛细管高度

液体在毛细管中的上升高度取决于向上的毛细管力和液体自身重力两方面。毛细管力的大小与毛细管内径和液体分子的内聚力有关。亲水毛细管内径越小、液体分子内聚力越大，则毛细管力越大，液体在毛细管中的上升高度就越高。对于水溶液而言，水分子间的氢键作用越大，水分子内聚力越大，在毛细管中的毛细管力越大，水在毛细管中的上升高度就越大；反之，水分子间的氢键作用越小，水分子内聚力越小，在毛细管中的毛细管力越小，水在毛细管中的上升高度就越小。不同质量分数（0.01%～0.5%）的纳米驱油剂iNanoW1.0 体系在不同内径毛细管中的液面高度见图3。从图3 可以看出，纳米驱油剂iNanoW1.0 体系在毛细管中上升高度小于清水的。当iNanoW1.0 质量分数大于0.1%时，在内径0.3～1.45 mm 的毛细管中，液面高度变化不大，趋于稳定。毛细管内径越小，蒸馏水与不同浓度iNanoW1.0水溶液在毛细管中的液面高度相差越大。说明纳米驱油剂iNanoW1.0可减弱水分子间的氢键作用，随着毛细管内径的减小，重力作用优势逐渐突出，纳米驱油剂iNanoW1.0 注入细小孔隙更能表现出优势，有利于降低启动压力。

图3 不同质量分数的iNanoW1.0体系在不同内径毛细管内的液面上升高度

2.2 纳米驱油剂的防膨性能

用离心法测量膨润土在不同质量分数（0.01%～0.5%）的iNanoW1.0 体系以及KCl 水溶液中的膨胀高度，结果见表3。膨润土在iNanoW1.0体系中的膨胀体积大于在蒸馏水中的膨胀体积，且iNanoW1.0质量分数越大膨胀体积越大。纳米驱油剂iNanoW1.0 的加入会增加膨润土在水中膨胀体积。膨润土以蒙脱石为主，蒙脱石为“三明治”型层状硅酸盐结构，水分子进入蒙脱石晶层，使晶层间距加大而发生膨胀。纳米驱油剂iNanoW1.0使水更容易进入蒙脱石晶层，促进了膨润土的膨胀。

表3 膨润土在不同测试体系中的膨胀高度（离心法）

向不同浓度的纳米驱油剂iNanoW1.0体系中分别加入2%、4%的KCl，防膨率见图4。可以看出，随着iNanoW1.0 质量分数的增加，防膨率呈现逐渐增大的趋势，纳米驱油剂提高了防膨剂KCl 的防膨效果。这是因为纳米驱油剂的加入减小了氯化钾水溶液分子团簇大小，增加了氯化钾与黏土类矿物接触的比表面积，增加了氯化钾中钾离子与岩石矿物石英晶格充填的程度，从而降低了黏土矿物膨胀的程度。

图4 2% KCl、4% KCl与iNanoW1.0复配体系的防膨性能（离心法）

2.3 岩心驱替效果

蒸馏水、0.1%的纳米驱油剂iNanoW1.0 体系驱替岩心实验结果如图5 和图6 所示。蒸馏水在25 MPa下48 h未通过岩心，而0.1%的iNanoW1.0体系在25 MPa下48 h后出液量达到0.52 mL。纳米驱油剂iNanoW1.0 的加入提高了水在岩心中的注入能力。这可能是因为纳米驱油剂iNanoW1.0实现了将“普通水”变成“小分子水”，“小分子水”可通过“普通水”所通不过的纳米孔隙。