砂砾岩储层多化学剂协同效应提高采收率机制研究

辛骅志, 杨万里, 刘志强, 孔祥帅, 杨焕强

(1.中国石油新疆油田分公司 新疆砾岩油藏实验室, 新疆 克拉玛依 834000； 2.长江大学 石油工程学院, 湖北 武汉 430100)

0 引言

百21井区三叠系克下组储层岩石类型较多，岩性较粗，以砂砾岩为主[1].当前百21井区三叠系油藏水驱已经基本结束，明确水驱后提高采收率方案十分关键[2,3].低矿化度水驱能够有效提高油藏采收率，成本较低且对环境无害[4].低矿化度水驱提高采收率效果及机理与注入水的化学性质、储层流体的成分以及储层岩石成分有关[5,6].低矿化度水驱注入过程会导致润湿性改变和储层中微小颗粒运移[7,8].加入纳米二氧化硅颗粒可以提高对低矿化度水驱过程中微小颗粒运移的控制[9].但是纳米二氧化硅颗粒注入过程存在明显的沉积现象，因此通过加入表面活性剂或低矿化度水来改善纳米二氧化硅颗粒的注入性，同时减少储层对表面活性剂的吸附，提高采收率[10,11].

本文开展纳米颗粒、表面活性剂和低矿化度水交替注入驱油实验，分析驱油过程中润湿性，不同孔隙内剩余油变化及分布类型，明确不同注入方式的提高采收率效果及改变润湿性的驱油机理，为应用纳米颗粒、表面活性剂和低矿化度水交替注入高效开发油藏提供依据.

1 实验部分

1.1 实验材料

1.1.1 实验岩心

从百21井区克下组油藏取露头岩心，切成30×2.54 cm的岩心.岩心致密均质，岩心具体数据如表1所示，岩心样品照片如图1所示.

表1 岩心参数

图1 岩心照片

1.1.2 黏土矿物特征及水敏性评价

百21井区三叠系克下组储层岩石类型较多，岩性较粗，以砂砾岩为主；碎屑组分以岩屑为主，石英、长石的含量较少；胶结物主要以泥质、泥云、方解石和云母为主.通过岩心观察和薄片镜下鉴定分析可知，该区三叠系克下组岩石的结构成熟度较低，颗粒以次圆状为主，次棱角状、圆状次之，分选性差.胶结中等-致密，胶结类型以接触-孔隙式为主，孔隙式和孔隙-接触式次之，这种岩石结构特征决定了储层微观结构复杂，物性较差.从X-射线衍射分析结果(如表2所示)来看，克下组油藏粘土矿物以蠕虫状高岭石为主，占37.5%，其次为不规则状伊/蒙混层，占28.2%，混层比例为41.7%.

表2 百21井区三叠系克下组油藏黏土矿物统计

由于黏土矿物的膨胀性使其在与外来流体接触时产生水化膨胀现象会导致渗透率降低，在开展低矿化度水研究的过程中，明确储层的水敏性至关重要，因此开展水敏性研究，实验结果如表3所示.实验使用百21井区模拟地层水，低矿化度水(为地层水矿化度一半)和蒸馏水驱替岩心.

表3 百21井区储层水敏感性实验数据

从图2可知，百21井区克下组呈现中等偏弱水敏特征，个别井岩心水敏性较强，这与岩心中黏土矿物含量有关.流体浸泡的黏土矿物，水分子会进入矿物晶格并膨胀，不同类型的黏土矿物膨胀能力不同，其膨胀能力为蒙脱石>伊蒙混层和绿蒙混层>绿泥石>伊利石,高岭土无膨胀性能.由百21井区三叠系克下组储层黏土矿物统计可知，虽然没有膨胀能力较强的蒙脱石，但是伊/蒙混层含量很高，其膨胀性不可忽略.因此，伊/蒙混层含量是造成储层呈现中等偏弱水敏特征的主要原因.

图2 百21井区水敏感性评价实验图

1.1.3 实验流体

实验用水：百21井区模拟地层水，矿化度7 523.7 mg/L；实验用油：百21井区实际原油(粘度6.6 mPa·s，密度0.786 8 g/cm3).70 ℃下流体性质如表4所示.去离子水中以4∶1的比例溶解NaCl和CaCl2，配置10%高矿化度水.

根据该区地层水全分析资料统计，该油藏地层水的水型为NaHCO3型，Cl-含量为2 238.20 mg/L，矿化度为6 163.00 mg/L(如表4所示).将模拟地层水稀释10倍制成低矿化度水.表面活性剂溶液将十二烷基硫酸钠表面活性剂分散在去离子水中制备.溶液性质如表5所示.百21井区克下组油藏地面原油分析资料如表6所示，该油藏地面原油密度为0.843 g/cm3，50 ℃下粘度为7.80 mPa·s.

将高矿化度水稀释10倍制备成低矿化度水(1%).表面活性剂为阴离子十二烷基硫酸钠(SDS)，配置成0.1%的溶液，纳米二氧化硅颗粒与水配置的溶液浓度为0.05%.纳米二氧化硅颗粒与十二烷基硫酸钠(SDS)溶液和低矿化度水溶液制备成含纳米颗粒的混合溶液，纳米颗粒浓度为0.05%，其中溶质浓度(SDS/NaCl/CaCl2)保持不变.

表4 百21井区三叠系克下组油藏地层水性质参数

表5 70 ℃下流体性质

表6 百21井区三叠系克下组油藏地面原油性质参数

1.2 实验方法

岩心放入夹持器中抽真空48小时，测试孔隙度和渗透率.岩心100%饱和水后确定束缚水饱和度.岩心在70 ℃的温度下，在20 MPa围压下老化5天，老化后进入驱替阶段.岩心参数如表3所示[12].

为了充分考虑提高采收率过程中二氧化硅纳米颗粒的影响，本研究以纳米颗粒在不同溶液中性质为基础，设计了四种不同二氧化硅纳米颗粒注入方式：

(1)低矿化度水-纳米颗粒-表面活性剂(LNS)：水驱至岩心不出油，化学剂注入顺序为低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂-低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒，每个阶段均在岩心不在出油后再注入下一个段塞.

(2)低矿化度水-表面活性剂-纳米颗粒(LSN)：水驱至岩心不出油，化学剂注入顺序为低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂-低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒，每阶段均注入到不出油结束.

(3)低矿化度水与纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂复配溶液(MLNS循环)：水驱至岩心不出油，化学剂注入顺序为低矿化度水与纳米二氧化硅颗粒复配溶液-表面活性剂-低矿化度水-低矿化度水与纳米二氧化硅颗粒复配溶液，每阶段均注入到不出油结束.

(4)低矿化度水-表面活性剂与纳米二氧化硅颗粒复配溶液 (LMNS循环)：水驱至岩心不出油，化学剂注入顺序为低矿化度水-表面活性剂与纳米二氧化硅颗粒复配溶液-低矿化度水，每阶段均注入到不出油结束.

1.3 润湿性与剩余油分析

每个注采阶段结束后，岩心取出，分别测试接触角，核磁与岩心荧光分析，岩石/流体的接触角由高压高温(HPHT)滴形分析仪(DSA)使用捕获气泡法测量[13].在70 ℃和20 MPa下测量接触角，以确定注入流体对润湿性的影响.

2 结果与讨论

本研究通过将纳米二氧化硅颗粒溶液注入高渗砂岩储层，纳米二氧化硅颗粒可以保护储层，有效降低化学剂对地层伤害.岩心水驱后交替注入低矿化度水，纳米二氧化硅颗粒，表面活性剂，分析不同注入方法的提高采收率效果，具体方案如下：

(1)低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂 (LNS)

(2)低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒(LSN循环)

(3)低矿化度水与纳米二氧化硅颗粒复配溶液-表面活性剂 (MLNS循环)

(4)低矿化度水-表面活性剂与纳米二氧化硅颗粒复配溶液 (LMNS循环)

同时在储层温度(70 ℃)和压力(20 MPa)下，使用高压高温滴形分析仪(DSA)测试注入流体后岩石润湿性的变化，使用旋滴界面张力仪测试流体和原油之间的界面张力.

2.1 不同注入方式岩心驱替实验结果分析

水驱不出油后，注入低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂(LNS循环)完成第一次循环.再注入低矿化度水和纳米二氧化硅颗粒完成第二次循环，每个阶段均在岩心不再出油后再注入下一个段塞.实验结果如图3所示，低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂 (LNS)循环注入阶段累计提高采收率18.98%，其中，0.9 PV的低矿化度水可提高采收率8.15%，0.9 PV的纳米二氧化硅颗粒可提高采收率2.42%，0.2 PV的表面活性剂提高采收率1.32%.第二次循环阶段，0.85 PV的低矿化度水可提高采收率4.67%，1.1 PV的纳米二氧化硅颗粒可提高采收率2.42%.

图3 低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂提高采收率曲线

对于低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒 (LSN循环)，低矿化度水共注入0.8 PV，采收率为4.12%，表面活性剂注入0.5 PV，采收率为4.49%.注入0.6 PV 纳米二氧化硅颗粒可将提高采收率5.31%.第二次循环注入0.7 PV低矿化度水，提高采收率2.28%.

注入纳米二氧化硅颗粒期间，通过岩心的压差增大，与LNS循环期间压力变化相似.表面活性剂在水膜和原油之间形成界面.孔隙中的表面活性剂被纳米二氧化硅颗粒吸附，形成硅酸盐复合物.纳米二氧化硅颗粒在岩石表面的吸附导致渗透率降低，纳米二氧化硅颗粒造成的地层损害是暂时的.连续注入低矿化度水会使岩心渗透率恢复至原水平[14].图4表明表面活性剂注入会降低岩心驱替过程中的压力.纳米二氧化硅颗粒注入阶段，岩心两端压差快速增加，当注入0.7 PV低矿化度水后，岩心两端驱替压力降低，渗透率恢复.

图4 低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒提高采收率曲线

分析交替注入低矿化度水、纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂混合溶液(MLNS循环)提高采收率效果，实验结果如图5所示.低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒混合溶液注入阶段采收率10.12%.再次注入表面活性剂以及低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒混合溶液，可再提高采收率3.48%.

图5 低矿化度水与纳米二氧化硅颗粒复配溶液-表面活性剂提高采收率曲线

对于LNS和LSN循环，纳米二氧化硅颗粒和低矿化度水分别注入到岩心中，在孔隙中相互作用，而在MLNS循环中，纳米二氧化硅颗粒溶解在低矿化度水中，配置成溶液注入岩心.注入流体与原油之间的界面张力降低，但是粘度略有增加，注入流体的pH值呈现轻微的酸性.

实验过程中压差增大表明孔隙壁上纳米二氧化硅颗粒沉积，这种现象在LNS循环中第一次注入纳米二氧化硅颗粒没有出现.纳米二氧化硅颗粒在孔壁上的沉积归因于低矿化度水和纳米二氧化硅颗粒相互作用形成的复杂硅酸盐化合物对纳米二氧化硅颗粒的吸引[15].同时，沉积的纳米二氧化硅颗粒增加了流体的波及效率，从而防止了在微孔隙中的油相脱落.分析压差可知，注入的表面活性剂使岩心渗透率恢复.吸附在孔隙表面的纳米二氧化硅颗粒被表面活性剂溶液溶解和运输.第二次注入纳米二氧化硅颗粒低矿化度水溶液过程中压差变化与初次注入没有区别.纳米二氧化硅颗粒低矿化度水溶液第二次注入时的压差也表明，注入的表面活性剂溶液使岩心渗透率恢复[16,17].

分析低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒和表面活性剂混合溶液(LMNS循环)提高采收率效果，其实验结果如图6所示，注入1.34 PV低矿化度水，采收率为10.32%.纳米二氧化硅颗粒和表面活性剂混合溶液共注入0.7 PV，提高采收率3.23%，最后注入0.8 PV低矿化度水，提高采收率1.29%.纳米二氧化硅颗粒和表面活性剂混合溶液注入期间，岩心压差增大，表明纳米二氧化硅颗粒在孔隙表面沉积，但是在低矿化度水注入阶段，岩心渗透率恢复，表面活性剂吸附在纳米二氧化硅颗粒表面，纳米二氧化硅颗粒和表面活性剂混合溶液与原油之间的界面张力低于表面活性剂与原油之间的界面张力[18,19].

图6 低矿化度水-表面活性剂与纳米二氧化硅颗粒复配溶液提高采收率曲线

2.2 不同注入方式接触角结果分析

每阶段化学剂注入结束后，测试岩石表面与原油接触角，实验结果如图7～10所示.对于低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂 (LNS)，润湿角变化如图7所示.第一次循环注入低矿化度水和纳米二氧化硅颗粒后，岩心润湿性从强油湿转变为微油湿.第二次低矿化度水和纳米二氧化硅颗粒注入结束后，润湿性从微油湿变为水湿[20,21].低矿化度水驱具有多种提高采收率机制，其主要机理是润湿性转变.重点分析纳米二氧化硅颗粒、低矿化度水、表面活性剂与岩石矿物的相互作用.润湿性的改变(从轻微油湿变为水湿)，提高了采收率.纳米二氧化硅颗粒与孔隙中低矿化度水相互作用，形成硅酸盐复合物，并扩散到储层孔隙中，使油滴与水膜分离[22,23].

对于低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒 (LSN循环)，润湿角变化如图8所示.纳米二氧化硅颗粒在岩石表面的吸附将润湿性转变为水湿，然而，随着后续低矿化度水将岩心表面纳米二氧化硅颗粒冲走，连续注入低矿化度水会使岩心由水湿转变为油湿.

对于注入低矿化度水、纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂混合溶液(MLNS循环)，润湿角变化如图9所示.纳米二氧化硅颗粒低矿化度水溶液将润湿性从强油湿转变为轻度油湿，低矿化度降低了纳米二氧化硅颗粒与岩石表面矿物和原油环烷酸的相互作用，表面活性剂的加入使得轻度油湿转变为水湿[24].

图7 低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂接触角变化曲线

图8 低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒接触角变化曲线

图9 低矿化度水与纳米二氧化硅颗粒复配溶液-表面活性剂接触角变化曲线

低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒和表面活性剂混合溶液(LMNS循环)接触角变化如图10所示.纳米二氧化硅颗粒和表面活性剂混合溶液注入后的润湿性与LNS循环第二次注入纳米二氧化硅颗粒时的润湿性相似，这表明LNS循环期间，润湿性从轻微油湿转变为水湿的机理与LMNS循环相同，同时纳米二氧化硅颗粒和表面活性剂混合溶液的注入增加了流体的波及效率[25,26].

图10 低矿化度水-表面活性剂与纳米二氧化硅颗粒复配溶液接触角变化曲线

2.3 不同注入方式微观剩余油动用分析

图11～14为不同注入方式驱替后岩心核磁共振T2谱，T2谱呈单峰状，孔隙尺寸在0.004～32.000 μm之间，岩心平均原始含油饱和度为71.2%，饱和孔隙在0.03 μm以上.岩心按照孔隙尺寸划分为4部分：微孔隙(孔隙尺寸<0.028μm)、小孔隙(孔隙尺寸0.028～0.280 μm)、中孔隙(孔隙尺寸 0.280～2.800 μm)和大孔隙(孔隙尺寸>5.000 μm).

由图15～22分析可知，低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂的效果最好.水驱阶段，分析不同尺寸孔隙内水驱采出程度，微孔隙内水驱采收率较低，中大孔隙内(大于0.280 μm)采收率比较理想.4种注入方式主要动用大中孔隙内原油.

分析图15和图19可知，低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂 (LNS循环)，第一次循环注入低矿化度水对大中孔隙内原油动用程度很高，注入纳米二氧化硅颗粒后，由于岩心润湿性的改变，使后续化学剂均能达到较好的提高采收率效果.分析岩心剩余油分布可知，对簇状剩余油动用程度最大，其次分别是角隅、吼道、粒间吸附.

分析图16和图20可知，低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒 (LSN循环)，分析微观剩余油动用程度，与低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂 (LNS循环)一致，两者采收率相差也比较小.

低矿化度水、纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂混合溶液(MLNS循环)微观剩余油动用结果如图17和图21所示，低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒和表面活性剂混合溶液(LMNS循环)微观剩余油动用结果如图18和图22所示.分析可知，复配体系对微观剩余油的动用程度不如前两种注入方式，复配溶液对微观剩余油的改变不如分别注入.

图11 低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂T2谱

图12 低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒

图13 低矿化度水与纳米二氧化硅颗粒复配溶液-表面活性剂T2谱

图14 低矿化度水-表面活性剂与纳米二氧化硅颗粒复配溶液T2谱

图15 低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂实验

图16 低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒实验

图17 低矿化度水与纳米二氧化硅颗粒复配溶液-表面活性剂实验

图18 低矿化度水-表面活性剂与纳米二氧化硅颗粒复配溶液实验

图19 低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂不同类型剩余油占比

图20 低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒不同类型剩余油占比

图21 低矿化度水与纳米二氧化硅颗粒复配溶液-表面活性剂不同类型剩余油占比

图22 低矿化度水-表面活性剂与纳米二氧化硅颗粒复配溶液不同类型剩余油占比

2.4 作用机理分析

纳米二氧化硅颗粒可以覆盖在岩心表面，破坏油-水膜界面上电解质离子的活性.纳米二氧化硅颗粒增加了界面上的离子，同时使盐水膜中的反离子的数量增加.油/矿化度水和矿化度水/矿物之间的相互作用会在砂岩表面产生负电荷，注入低矿化度水后，矿化度水膜的厚度增加.注入的纳米二氧化硅颗粒解离形成带负电的硅醇基团.硅醇基团通过斥力吸附到岩石表面，硅醇基团不仅与储层岩石的矿物相互作用，还与原油中存在的带负电的环烷酸相互作用.界面的双电层受到离子和纳米二氧化硅颗粒吸附在岩石表面的影响，从而影响膜的厚度.进一步导致润湿性改变.表面活性剂的注入进一步增加了与原油和岩石形成界面的膜中离子的相互作用.表面活性剂的硫酸根离子也与界面上存在的纳米二氧化硅颗粒和电解质离子相互作用.表面活性剂带负电的硫酸盐离子与纳米二氧化硅颗粒离子之间通过排斥力平衡，从而减少矿化度水膜界面处的纳米二氧化硅颗粒数量.表面活性剂、电解质离子和岩石矿物相互作用，使润湿性向中等润湿转变.因此，第二次循环注入的纳米二氧化硅颗粒通过在界面处与更多离子相互作用来拉伸矿化杜水膜，从而进一步改变润湿性[27].

注入纳米二氧化硅颗粒，岩心压力增加是因为纳米二氧化硅颗粒在形成晶体颗粒并吸附在岩心表面.在注入表面活性剂和低矿化度水时，部分吸附的颗粒被转移.部分表面活性剂被复合硅酸盐化合物吸附，复合硅酸盐化合物被吸附到岩石表面.纳米二氧化硅颗粒和表面活性剂的相互作用增加了油/矿化度水和矿化度水/纳米二氧化硅颗粒/矿物界面上存在的电解质离子，从而改变了润湿性.低矿化度水的注入改变了润湿性，第二次循环注入纳米二氧化硅颗粒，纳米二氧化硅颗粒沉积速度更快，这是因为被吸附的表面活性剂对纳米二氧化硅颗粒吸引力更强.除润湿性改变外，纳米二氧化硅颗粒、低矿化度水和表面活性剂的相互作用也增加了波及效率.第二次注入纳米二氧化硅颗粒不会改变接触角，但随着孔隙壁上纳米二氧化硅颗粒的沉积，采收率增加.注入过程中，纳米二氧化硅颗粒会优先进入储层中的大孔隙，运移过程中会在储层中沉积，降低高渗层渗透率，增加了高渗层的流动阻力，使后续流体更容易进入小孔隙中，使驱替压力增加，提高低渗层的采收率.同时纳米二氧化硅颗粒溶液有一定粘度，会防止指进现象.从这两个角度来讲，纳米二氧化硅颗粒沉积会增加波及效率.

3 结论

开展岩心驱油及微观剩余油实验，研究砂砾岩储层交替注入低矿化度水、表面活性剂、纳米二氧化硅颗粒的提高采收率机制及效果.

(1)低矿化度水-纳米二氧化硅颗粒-表面活性剂 (LNS循环)，和低矿化度水-表面活性剂-纳米二氧化硅颗粒 (LSN循环)两种注入方式可以取得最佳提高采收率效果，同时能够明显改变岩心内微观剩余油分布.复配体系的提高采收率效果较差，这是因为表面活性剂与岩石的相互作用，阻止了纳米二氧化硅颗粒与储层的接触.

(2)纳米二氧化硅颗粒的注入可以改变储层的润湿性，但是纳米二氧化硅颗粒溶解形成复杂的硅酸盐化合物造成的沉积现象对储层存在一定影响，因此通过注入低矿化度水和表面活性剂防止地层纳米二氧化硅颗粒沉积.