适合特低渗透油藏注水井降压增注的纳米乳液体系研究*

王正权，解统平，张怀杰，宋君，王艳艳

(1. 中国石油长庆油田第七采油厂地质研究所，甘肃庆阳 745708；2. 中国石油青海油田采油三厂，青海茫崖 816499；3. 中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西定边 718600；4. 中国石油长庆油田公司第一采油厂，陕西延安 716009；5. 中国石油东方地球物理公司装备服务处北疆作业部，新疆乌鲁木齐 830016)

海上某油田属于典型的特低渗透油藏，储层物性较差，具有低孔隙度、低渗透率以及孔喉连通性差的特点，经过长时间的注水开发以后，注水压力明显升高，注水量显著下降，达不到预期注水开发的效果[1-3]。分析原因后认为，由于目标油田储层孔喉细小，基础物性较差，加之注入水中悬浮固相颗粒、含油量以及其他微生物含量较多，包括注入水与储层之间的配伍性稍差等原因，导致注水过程对储层造成了一定的损害，使储层渗透率降低，后续注入水的流动阻力增大，进而引发注水压力的升高和注水量的下降，严重影响了目标油田的正常生产开发。因此，需要对其进行降压增注的措施研究，以提高海上特低渗透油田的注水开发效率。

目前，化学法降压增注是低渗透油藏注水井最常用的技术手段之一，主要包括注表面活性剂降压增注、酸化降压增注以及注纳米聚硅降压增注等[4-8]，单一的降压增注措施往往具有一定的局限性，且有效期较短，无法达到注水井长期降压增注的目的。因此，笔者将纳米聚硅与表面活性剂相结合，通过Schulman微乳液法制备了一种适合特低渗透油藏注水井的纳米乳液降压增注体系[9-12]，并通过室内试验对其分散稳定性、黏度特性、防膨性能、界面活性以及降压增注性能进行了评价，为海上特低渗透油藏注水井降压增注技术的发展提供一定的借鉴。

1 试验部分

1.1 主要试剂及仪器

阴非离子型表面活性剂YFJN-1、助表面活性剂TZB-3，实验室自制，有效质量分数大于90%；纳米聚硅(MGS-W型)，郑州东申石化科技有限公司；5号白油，辛集市恒源助剂厂；模拟地层水(总矿化度为25 410 mg/L)、模拟注入水(总矿化度为30 152 mg/L)，按照其离子组成使用无机盐(NaCl、KCl、CaCl2、MgCl2、Na2SO4、NaHCO3和Na2CO3)和蒸馏水配制而成；配制模拟地层水和模拟注入水所用的无机盐均为分析纯，国药集团化学试剂有限公司；原油，取自目标区块储层段；3号航空煤油，济南广宇化工有限公司；模拟油，使用储层脱气原油和航空煤油按体积比1∶2混合而成，室温下黏度为1.65 mPa·s，密度为0.887 g/cm3；天然岩心，取自目标区块储层段。

JYW-200B型全自动表界面张力仪，济南力领试验机有限公司；PCY-D型线性膨胀系数测定仪，湘潭湘仪仪器有限公司；721紫外可见分光光度计，济南来宝医疗器械有限公司；DV3T型Brookfield黏度计，美国Brookfield公司；HKY-1型高温高压岩心驱替试验装置，海安县石油科研仪器有限公司。

1.2 纳米乳液的制备

采用Schulman微乳液法制备纳米乳液。将阴非离子型表面活性剂YFJN-1、纳米聚硅、白油以及水按一定比例混合均匀，在搅拌状态下缓慢加入助表面活性剂TZB-3，再继续通过搅拌作用形成一种透明、均匀分布及长期稳定的纳米乳液体系。该纳米乳液体系的具体配方(w)为：3.0%阴非离子型表面活性剂YFJN-1+0.8%纳米聚硅+9.0%白油+4.5%助表面活性剂TZB-3+82.7%水。

1.3 试验方法

1.3.1 分散稳定性

在模拟注入水中加入不同质量分数的纳米乳液体系，然后在室温下放置12 h，采用721紫外可见分光光度计测定不同浓度纳米乳液体系的透光度，以此评价纳米乳液体系的分散稳定性。

1.3.2 黏度测定

使用模拟注入水配制不同质量分数的纳米乳液体系，然后使用Brookfield黏度计在不同温度条件下测定纳米乳液体系的黏度值。

1.3.3 界面活性

使用模拟注入水配制不同质量分数的纳米乳液体系，然后在室温条件下采用JYW-200B型全自动表界面张力仪测定纳米乳液体系与模拟油之间的界面张力值，以此评价纳米乳液的界面活性。

1.3.4 防膨性能

纳米乳液的防膨性能评价方法参照石油与天然气行业标准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》中的膨胀仪法，采用PCY-D型线性膨胀系数测定仪测量纳米乳液体系对目标区块储层段岩屑的防膨效果。

1.3.5 降压增注岩心驱替试验

①选择目标区块储层段天然岩心，将岩心洗油、洗盐、烘干后饱和模拟地层水，然后测定岩心的孔隙体积，备用；②将岩心饱和模拟油，注入流速为0.1 mL/min，直至岩心出口端不产出水为止，然后在储层温度下放置12 h；③以0.3 mL/min的流速采用模拟注入水驱替岩心，记录驱替过程中压力的变化情况，直至压力稳定，记录压力值p1；④在岩心中继续注入不同孔隙体积数(PV数)的纳米乳液体系降压增注体系，然后关闭驱替装置两端阀门，在储层温度条件下放置6 h；⑤继续以相同的流速采用模拟注入水驱替岩心，记录驱替过程中压力的变化情况，直至压力稳定，记录压力值p2，计算纳米乳液体系驱替后岩心的压力降低率。

2 结果与讨论

2.1 分散稳定性试验结果

波长选择为510～520 nm，测定了不同质量分数纳米乳液体系的透光率，试验结果见图1。

图1 纳米乳液体系透光率测定结果

由图1可见：随着纳米乳液质量分数的不断增大，体系溶液的透光率逐渐降低。当纳米乳液的质量分数低于1%时，溶液的透光率可以达到95%以上；当纳米乳液的质量分数低于3%时，溶液的透光率可以达到90%以上；再继续增大纳米乳液的质量分数，透光率迅速下降。这说明研制的纳米乳液体系在质量分数低于3%时，可以使体系保持良好的分散稳定性。

2.2 黏度测定试验结果

在不同温度条件下，测定了不同质量分数纳米乳液体系的黏度值，试验结果见表1。

表1 不同温度下纳米乳液体系黏度测定结果

由表1可见：随着纳米乳液质量分数的不断增大，体系溶液的黏度值逐渐升高；试验温度越高，体系溶液的黏度值则越小。在25 ℃条件下，不同质量分数纳米乳液体系的黏度值在1.3～2.0 mPa·s；而在85 ℃时，黏度值在0.6～0.9 mPa·s。说明不同质量分数的纳米乳液体系在不同温度条件下均有较低的黏度值，能够保证顺利注入特低渗透油藏储层。

2.3 界面活性试验结果

测定了不同质量分数纳米乳液体系与模拟油之间的界面张力值，试验结果见图2。

由图2可见：随着纳米乳液质量分数的不断增大，体系溶液与模拟油之间的界面张力值逐渐降低。当纳米乳液的质量分数达到0.3%时，界面张力值可以降低至10-3mN/m数量级，达到超低界面张力水平；继续增大纳米乳液的质量分数，界面张力值基本不再变化。

图2 纳米乳液体系界面张力测定结果

2.4 防膨性能评价结果

测定了不同质量分数纳米乳液体系对目标区块储层段岩屑的防膨效果，试验结果见图3。

图3 纳米乳液体系防膨性能测定结果

由图3可见：随着纳米乳液质量分数的不断增大，体系溶液对目标区块储层段岩屑的防膨率逐渐升高。当纳米乳液质量分数增大至0.3%时，防膨率可以达到90%以上；继续增大纳米乳液的质量分数，防膨率上升的幅度逐渐减小。因此，综合考虑纳米乳液的分散稳定性、黏度特性、界面活性以及防膨性能，选择纳米乳液的最佳质量分数为0.3%。

2.5 降压增注效果

选择纳米乳液质量分数为0.3%的纳米乳液体系，测定了在不同岩心试样中注入不同PV数纳米乳液体系后的降压增注效果，试验结果见表2；以TD-3岩心试样为例，降压增注岩心驱替试验过程中压力值的变化情况见图4。

图4 驱替过程中压力值的变化(TD-3岩心)

由表2可见：储层天然岩心注入纳米乳液前驱替压力较高，5块岩心的驱替压力均在1.5 MPa以上，而注入不同PV数的纳米乳液体系后，驱替压力均有所降低，并且纳米乳液体系注入PV数越大，驱替压力降低率越高。当注入PV数0.6的纳米乳液体系后，岩心降压率可以达到35%以上；继续增大纳米乳液的注入PV数，降压率升高的幅度不大。因此，综合考虑降压增注效果与经济成本等因素，选择纳米乳液的最佳注入PV数为0.6。

表2 纳米乳液体系的降压增注效果

由图4可见：TD-3号岩心试样先使用模拟注入水驱替，注入PV数15后，驱替压力基本稳定在1.559 MPa；注入PV数0.6的纳米乳液降压增注体系后，后续模拟注入水驱替时压力逐渐降低，当驱替至注入PV数30时，驱替压力基本稳定在1.011 MPa左右，此时降压率达到35.15%，起到了良好的降压增注效果。

3 结论

1)针对特低渗透油藏储层特点，使用阴非离子表面活性剂、纳米聚硅、助表面活性剂以及白油为主要处理剂，研制了一种适合特低渗透油藏注水井降压增注的纳米乳液体系，具体配方(w)为：3.0%阴非离子型表面活性剂YFJN-1+0.8%纳米聚硅+9.0%白油+4.5%助表面活性剂TZB-3+82.7%水。

2)纳米乳液体系性能评价结果表明，该纳米乳液体系具有良好的分散稳定性、较低的黏度、良好的界面活性以及防膨性能。当其在模拟注入水中的质量分数为0.3%时，能将溶液的界面张力值降低至10-3mN/m数量级，能使目标区块储层段岩屑的防膨率达到90%以上。此外，降压增注岩心驱替试验结果表明，在模拟注入水驱后的岩心中注入PV数0.6的纳米乳液体系，可以使岩心驱替压力降低35%以上，起到了良好的降压增注效果。