一种新型纳米材料室内实验研究与现场应用

2022-03-17顾津龙李啸南李胜胜孙艳妮

石油化工应用 2022年2期

顾津龙，张宁，李啸南，冯青，李胜胜，孙艳妮

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459；3.中海油服油田生产研究院，天津 300450）

由于传统的提高采收率技术存在问题，一些石油开采领域的研究者将目光投向了纳米材料。纳米颗粒（NP）作为一种解决尚未解决的挑战提供了新途径。以纳米颗粒作为介质注入地下，与传统的EOR 工艺中所使用的气驱、水驱和化学驱相比，纳米颗粒显示出一些不同寻常的优势性能。

1 纳米材料特性及增注效果实验研究

1.1 纳米材料特性

近年来，以纳米SiO2微球颗粒为对象，发展起来的表面修饰技术引起了研究者们的极大兴趣，这是因为对于颗粒尺寸小至纳米微米级的SiO2颗粒来说，其表面存在大量的不饱和残键和不同状态的硅羟基，因缺失氧原子而偏离了稳定状态的硅氧结构，使得粒子表面能增加，处于热力学非稳定状态，具有较高的化学活性[1]。

1.1.1 比表面增大效应纳米颗粒具有非常高的比表面积。由于纳米颗粒的粒径极小，纳米颗粒具有非常高的表面积与体积比。纳米颗粒极大的比表面积增加了其表面原子所占的比例。随着粒子粒径减小，而表面积增加的概念（见图1）。在图1 中，样品的质量和体积都是相同的，但颗粒的粒径越小会有更高的比表面积。

图1 高比表面积比纳米颗粒原理图Fig.1 A schematic diagram with high surface to volume ratio

1.1.2 表面吸附效应对于注水井及近井地带，随着注入水长年累月的冲刷，储层岩石表面亲水性增强，水流阻力不断增大，导致注水泵压升高。

纳米表面吸附效应指的是，由于纳米SiO2极大的比表面积、存在大量不饱和键，因此具有极强的吸附性。因此可以利用纳米材料具有极强的活性，通过竞争吸附，替换掉原先吸附于孔隙内砂岩表面的水膜吸附于岩石表面，使其由亲水性转变成疏水性，并减小注入水流动阻力，达到降压增注的目的。

1.1.3 纳米速度滑移效应纳米材料减小水流阻力，降压增注的核心机理是纳米量级结构表面的速度滑移效应。但对于微纳米级尺度的液体流动，由于流体系统极大的表面积/体积比，使固体表面作用成为影响液体流动的主导因素，多孔介质流动通道的直径越小，孔壁与流体之间的接触面越大，而纳米流体在微孔道中流动时，纳米颗粒与微孔道壁面间的相互作用力远远大于宏观尺寸孔道[1]。

速度滑移现象和流体与固体表面的势能作用或浸润性密切相关，液体在疏水性固体表面的流动存在明显的滑移，而在亲水性表面可能表现为无滑移甚至“负滑移”。由于超疏水固体表面的低表面能效应，能够明显降低流体对非润湿固体表面的黏滞力。所以说，水流在储层孔壁表面发生滑移效应，那么水流阻力将降低，注水压力随之下降。

1.2 纳米增注效果实验研究

1.2.1 目标储层水样分析目标油藏水样一共有两个，分别是目标油田注水井水样和海水水样。对水样进行了离子、碱度、全盐度、矿化度的检测，结果（见表1）。

表1 目标油田水样分析Tab.1 Water sample analysis of target oilfield

K1-A 注入水与海水水样很接近，仅在硫酸根与碳酸氢根浓度上有一定的区别。对于纳米增注而言，绝大部分矿场上需要用到纯水来配制纳米分散液，因为纳米在水中分散属于胶体分散体系，体系中的离子浓度对于胶体的稳定性有很大的影响。因此揭示注入水水质特点对于纳米解堵增注很有必要。

总体来说目标油藏注入水水质与海水水质较为接近，因为海水中硫酸根浓度较高，因此在两个水样中，硫酸根离子浓度需要有一定的控制，硫酸根离子地层中遇到钙、镁离子时很容易形成难溶物质，造成地层堵塞。因此控制诸如水中的硫酸根离子浓度也十分必要。

1.2.2 流体配伍性实验本次实验采用K 油田注入水与纳米增注剂配制成混合溶液，将配制好的溶液在120 ℃下放置48 h 后，将放置后的溶液与初始溶液进行对比（见图2），发现纳米体系与注入水配伍性较好，无分层、沉淀。

图2 注入水与纳米药剂配伍性评价（混合前、混合48 h 后）Fig.2 Compatibility evaluation of injected water and nano drug（before and after mixing for 48 h）

1.2.3 纳米降压增注效果实验评价采用岩心模拟增注实验评价纳米降压增注效果，驱替过程中不同驱替介质的驱替压力压差（见表2）。

表2 岩心驱替过程各驱替介质时稳定压差Tab.2 Stable pressure difference of each displacement medium in core displacement process

纳米药剂处理前后，通过驱替过程的压差值计算岩心渗透率。

式中：qw-流体流量，mL/s；μw-流体黏度，mPa·s；L-岩心长度，cm；A-岩心截面积，cm2；P2、P1-驱替过程中进口、出口的压力，MPa；Kwe-岩心有效渗透率，mD。

通过以上的数据以及公式得到岩心原始渗透率为7.85 mD，纳米溶液处理后，岩心渗透率为29.33 mD。岩心渗透率得到大幅度提高，得到的认识如下：

（1）岩心为人造岩心，其中黏土矿物含量为3%左右，在岩心模拟实验条件下，该岩心用模拟地层水饱和模拟水驱过程，虽然黏土矿物有膨胀，但是这一膨胀效应在第一次用清水驱替时达到最大，因此这时计算的岩心渗透率较低。

（2）第二次水驱过程因为疏水性纳米颗粒在岩石多孔介质壁面上吸附形成疏水膜。同时在纳米乳状液中复配有黏土防膨剂，因此第二次水驱过程岩心渗透率大大提高。

由纳米溶液岩心模拟增注过程压力变化图可知，纳米溶液注入前后，模拟地层水注入压力有效幅度降低，降低率为28.6%，而清水的注入压力降低了68.3%。这一实验结果说明，纳米疏水膜的形成减少了水流的阻力，起到了降压增注效果，同时对于岩石孔隙的黏土矿物起到很好的防膨作用。

2 现场应用

纳米增注技术在渤海低渗K 油田A 井进行了矿场试验，目标储层泥质含量高，从增注措施前、后注入压力及注水量变化（见图3、图4）可知，注入压力由措施前18 MPa 降低至措施后的4.2 MPa，注水量由措施前的117 m3/d 增加至195 m3/d。统计受益油井产油量变化可知，日产油量升高，受益井含水下降24%，累增油2 795 t。