GX-S型纳米驱油剂的性能评价研究

刘 璐，唐 凡，徐春梅，王 庆，李 辉，姚瑞清

1西北大学化工学院 2中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院 3中国石油长庆油田分公司第六采气厂 4陕西省石油化工学院

0 引言

鄂尔多斯盆地是典型的低渗透油藏的地区，且该地区目前储量占比大[1]，是国内油田稳产增产的主战场之一。由于该地区的结构复杂，平均孔隙度只有10%左右、渗透率低于0.1 μm2[2]，致使开采难度大、水驱油效率低、开采成本高[3-4]。为此围绕低渗透油藏的特点这些年以来人们开发了许多新的采油技术，而利用纳米驱油剂提高采收率就是一种新的采油技术。

纳米技术是一种新型产业，近些年来逐渐应用在材料和制备、微电子、计算机技术、医学、航天航空、能源开采方面等各个行业[5-6]。其主要作用机理就是在一些溶液中加入纳米颗粒作为驱油剂，一是相对于常规使用的表面活性剂其更能降低表面张力；二是由于其具有粒径小，对于隙度小的低渗透油田其可以进入一些更细小的孔道从而扩大波及体积，从而可达到提高采出率目的；三是纳米类驱油剂在油田的应用不仅可以提高采收率，而且还具有增注、降压的作用以及来源清洁和成本低的优点[7-10]。基于上述原因，本文对自主开发的GX-S型纳米驱油剂的粒径改变[11]、降低界面张力[12-13]、改变岩石润湿性[14]、吸附量[15]以及降低毛细管力[16-17]性能进行了分析评价，重点对其驱油效果进行研究，为该驱油剂在油田中进一步推广应用提供可靠的依据。

1 实验部分

1.1 实验仪器及材料

克吕士接触角测量仪，德国；FA2104S电子天平，上海精科天平厂；TG16G离心机，东晟仪器工厂，TX500C型悬滴界面张力仪，美国CNG公司；721型紫外分光光度计，上海光学仪器厂；马尔文纳米粒度及电位分析仪，英国马尔文仪器有限公司。

GX-S纳米驱油剂，自制；硫酸钠、氯化钠、氯化镁、碳酸氢钠、氯化钙，分析纯，山东德彦化工有限公司；模拟原油，中国中燃化工石油有限公司；人造岩心，0.5～2 mD，西安天鸿仪器仪表有限公司。

1.2 室内驱替实验

实验驱替装置流程见图1。

图1 LDY-Ⅲ型多功能岩心流动实验装置驱替实验流程图

该装置研究了不同矿化度、浓度、模拟地层温度以及注入量下岩心对采收率的影响。实验时先对筛选的岩心进行饱和油处理，测量岩心的含油饱和度；再进行一次水驱、纳米智能驱油剂驱以及二次水驱。

2 结果与讨论

2.1 性能测定

2.1.1 粒径测定

利用纳米粒度及电位分析仪驱油剂产品原液进行粒径分布测定，室温下称取20 g白油于100 mL烧杯中，滴入样品0.2 g，搅拌15 min后超声分散5 min，测量其60 ℃下的粒径分布，结果表明GX-S型纳米驱油剂孔径较小，范围在28.5～54.5 nm，整体保持在100 nm以下。

2.1.2 界面张力测定

根据SY/T 5370—2018《表面及界面张力测定方法》中方法，采用旋转液滴法测定60 ℃下纳米驱油剂与模拟原油的界面张力。结果表明 GX-S型纳米驱油剂接触时间和驱油剂质量浓度均会影响界面张力值。随着质量浓度的增大，驱油剂分散液界面张力逐渐减小，最低可降至0.981 mN/m左右。

2.1.3 接触角测定

根据SY/T 5153—2017《油藏岩石润湿性测定方法》，采用接触角法进行润湿性测定。配制不同质量浓度GX-S型纳米驱油剂分散液，60 ℃下，与模拟原油以1∶1的体积比进行混合，测量驱油剂分散液与模拟原油的接触角。结果显示随着纳米驱油剂分散液浓度的增加，接触角均逐渐增大，这表明该驱油剂可改变岩石表面润湿性，可将其从亲水性改为疏水性。这是由于纳米驱油剂的疏水端可以吸附在岩心的表面，由于极性一致，使得岩心表面油膜能优先与分散液中亲油基团结合，使得接触角增大，润湿性逐渐发生改变。

2.1.4 吸附量测量

根据SY/T 6424—2014《复合驱油体系性能测试方法》，通过测定吸附前后吸附量的变化来衡量其吸附作用。在温度60 ℃下，纳米驱油剂吸附作用研究结果表明：随着纳米驱油剂分散液质量浓度的增加，其吸附量逐渐增大，但其增加趋势趋于平缓。

2.1.5 毛细管力分析

采用自主搭建的毛细作用分析系统进行毛管阻力研究，主要由注入系统、毛细管束模型、显微观察系统、计量系统以及数据处理系统五部分组成，在线模拟油藏真实状况条件下研究的毛细阻力。结果显示毛管压力随GX-S型纳米驱油剂分散液质量浓度的增大，其启动压力梯度逐渐减小，后趋于平缓。启动压力越少说明该驱油剂注入毛细管时的毛细阻力越小，注入能力越强。

2.2 驱油实验结果

2.2.1 不同矿化度对采收率影响研究

在浓度为0.3 wt%、注入量0.3 PV、模拟地层温度60 ℃条件下，选择气测渗透率相近的岩心A-2、A-2-9、A-4、A-4-9、A-3-9及A-3，探索注入不同地层水矿化度对驱油效果影响研究，结果见表1。

表1 不同地层水矿化度对驱油效果影响实验结果

由表1可知，在水驱油基础上，注入纳米驱油剂分散液后采收率均有不同程度的提高。但随着注入地层水矿化度增大，采收率提高幅度逐渐平缓。这是由于纳米驱油剂分散液中分子链呈负电，与驱替液中阳离子发生中和反应，随着注入地层水的矿化度越大，驱替液中阴阳离子的含量越多，中和反应效果逐渐减弱，所以提高采收率幅度逐渐减小。根据本研究区块地层水矿化度，本实验选用矿化度为30 000 mg/L地层水。通过记录压力及采出液量等数据来分析驱替过程，借助核磁共振 T2谱技术实时监测驱替过程中不同孔隙中油的驱替规律和剩余油分布特征，在微观程度上分析岩心内部变化，其驱替曲线见图2，核磁图谱见图3。

图2 30 000 mg/L矿化度下驱替曲线

图3 30 000 mg/L矿化度下核磁图谱

由图2可知，注入纳米驱油剂分散液后，注入压力由0.30 MPa升至0.33 MPa，压力略呈上升趋势，这是由于在波及更小的岩心孔隙通道时需要克服更大的阻力。在T2图谱中，弛豫时间长短与岩心孔隙大小相对应，弛豫时间越短则孔隙越小。在30 000 mg/L矿化度驱替实验中，饱和进岩心的油主要集中在弛豫时间为0.14～1 930 ms的孔隙范围内。水驱油阶段，弛豫时间为49～1 115 ms 之间孔隙内的油被水部分驱出，部分残余油受到水驱牵引作用发生了二次运移，进入到弛豫时间为0.43～3.22 ms的小孔隙中。在注入纳米驱油剂后，曲线整体向左平移，即向小孔隙方向运移，表明纳米驱油剂可以在模拟地层水驱替平衡的基础上进一步扩大岩心小孔隙的波及体积，同时，小孔隙内信号幅度下降，表明驱油剂将该通道的油驱出。

2.2.2 不同浓度对驱油率影响研究

在注入量0.3 PV、模拟地层温度60 ℃、30 000 mg/L矿化度下条件下，选择气测渗透率相近的岩心A-1、A-1-9、A-5、A-5-9、A-6及A-6-9，进行不同驱油剂分散液浓度对驱油效果影响研究，结果见表2。

从表2可知，随着驱油剂分散液注入浓度增大，采收率提高幅度先逐渐增大后趋于稳定。在一定浓度范围内，由于GX-S型纳米驱油剂分散液浓度增大，其活性物密度也越大，油水界面处张力降低、岩心润湿性改变以及油水界面处吸附量增加，所以采出率提高幅度逐渐增大。但浓度过大时，驱油剂颗粒在油水界面处吸附逐渐减少，并不利于驱油效果的提升，所以采出率的提高幅度趋于稳定。基于以上研究，本实验优选质量浓度为0.3 wt%。通过记录压力及采出液量等数据来分析驱替过程，借助核磁共振 T2谱技术观察质量浓度0.3 wt%的驱替液注入岩心后不同孔隙中油的驱替规律和剩余油分布特征及注入压力和采收率的变化，结果见图4～图5。

表2 不同浓度对驱油效果影响实验结果

图4 0.3wt%浓度下驱替曲线

由图4可知，随着驱油剂分散液注入，压力和采收率都会有所增大，而且驱油剂注入压力高于水注入压力是由于驱油剂可以更好的降低毛细管力，波及更小的空间。在核磁图谱中注入GX-S型纳米驱油剂分散液后，剂驱油曲线整体向左平移，即向小孔隙方向运移。这表明纳米驱油剂的加入，可以使界面张力降低、岩心表面润湿性改变促进残余油的驱替。综上所述，GX-S型纳米驱油剂可以在模拟地层水驱替平衡的基础上进一步扩大岩心的波及体积以及提高采出率。

2.2.3 不同温度对采收率影响研究

在浓度0.3 wt%、矿化度30 000 mg/L、注入量0.3 PV条件下，选择气测渗透率相近的岩心A-8-9、A-2-9、A-8、A-2、A-7及A-7-9号，探索不同温度对驱油率影响，结果见表3。由表3可知，驱替过程中注入不同浓度纳米驱油剂分散液后其采收率提高幅度呈现先升高后降低趋势。这是由于温度不仅影响驱油剂分散液的黏度、流动性及活性等，也影响岩心中油水的黏度比和水/油流度比。温度升高，油水黏度比降低，有利于流体流动，流度越大，流动能力越强，流体流动波及体积增大，有利于油采出。当温度升高至70 ℃时，其采收率提高幅度已增至11.25%，表明纳米智能驱油剂在较高温度下更有利于其发挥作用，所以70 ℃是一种理想温度。通过记录压力及采出液量等数据来分析驱替过程，在70 ℃下借助核磁共振 T2谱技术驱替液注入岩心后不同孔隙中油的驱替规律和剩余油分布特征及注入压力和采收率的变化，结果见图6～图7。

表3 不同温度对驱油效果影响实验结果

由图6可知，注入纳米驱油剂分散液后，注水压力逐渐升高。70 ℃条件下，在T2图谱中水驱油后弛豫时间为103～774.26 ms之间大孔隙内的油被水部分驱出。同时，弛豫时间为0.62～5.57 ms小孔隙中的油被水带到弛豫时间为5.57～28.86 ms的中间孔隙中。部分油受到水驱牵引作用发生了二次运移，被水带到弛豫时间为46.69～71.97 ms的孔隙中，在剂驱油阶段，大孔隙主峰略微向左移动，

图6 70 ℃下驱替曲线

弛豫时间为5.57～28.86 ms的中间孔隙的油被流体大部分带出，小部分运移到弛豫时间为0.62～5.57 ms小孔隙中。这是由于温度影响驱油剂分散液的黏度，温度升高，黏度下降，驱油剂分散液减弱水分子间相互作用力的方法，是通过注“小分子”水来降低孔隙注入阻力，使原来注不进水的孔隙变成可以注入水，大幅度增加波及体积。在水驱与剂驱共同作用，将孔道中的油带出从而提高采出率。

3 结论

(1)GX-S型纳米驱油剂理化参数检测结果表明，开发的驱油剂在降低界面张力、改变岩石润湿性、提高界面的吸附能力以及降低毛细管力时都表现出良好的性能，可以有效地提高驱替效率，说明该驱油剂具有良好的驱油性能和特征。

(2)室内驱替实验优化结果表明，在矿化度为30 000 mg/L、模拟地层温度70 ℃下，当GX-S型纳米驱油剂分散液质量浓度为0.3 wt%时，比单纯的水驱采收率可提高11.25%。说明该驱油剂在低渗透油藏驱油领域有着良好的使用前景。