水气交替注入过程纳米颗粒对CO2运移特征的影响

章 星刘玉涛李 芳王厉强唐建云

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.新疆油田公司，新疆克拉玛依 834000；3. 新疆油田公司采油二厂地质所，新疆克拉玛依 834000）

水气交替注入过程纳米颗粒对CO2运移特征的影响

章 星1刘玉涛2李 芳3王厉强1唐建云1

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.新疆油田公司，新疆克拉玛依 834000；3. 新疆油田公司采油二厂地质所，新疆克拉玛依 834000）

引用格式：章星，刘玉涛，李芳，等. 水气交替注入过程纳米颗粒对CO2运移特征的影响［J］.石油钻采工艺，2015，37（6）：70-73.

为了有效控制CO2提高采收率和CO2埋存过程中CO2流体的流动性，在储层或砂岩含水层中注入纳米颗粒。室内实验采用CT扫描仪观察和测量CO2驱替盐水/纳米颗粒溶液以及盐水/纳米颗粒溶液驱替CO2的流动形态和流体饱和度。研究结果表明，纳米颗粒溶液实验中CO2驱替前缘比较一致并且流体流动较慢，其初始CO2饱和度和剩余CO2饱和度要大于盐水实验中的初始CO2饱和度和剩余CO2饱和度。纳米颗粒使得CO2与盐水产生稳定的乳状液，减小流体流动性，增加流体有效黏度。根据Land方程，盐水实验中C常量为2.45，纳米颗粒实验中C为2.25，因此CO2注入方案的制定应尽量选取小的C常量，以减缓气水交替注入过程中CO2的黏性指进，将更多的CO2滞留或保存在地层中。

水气交替；纳米颗粒；CO2饱和度；运移特征；乳状液

CO2提高采收率和CO2埋存过程中，CO2流体的流动性不稳定，而水气交替注入（Water Alternating Gas，WAG）技术和纳米技术可以对其进行改善［1-4］。CO2的黏度通常小于原油的黏度，CO2驱油过程中的流度比远大于1，这个不利因素导致了CO2的黏性指进及相关问题［5-6］。流动性控制可以通过在地层中注入CO2和水来实现，通常运用交替注入的方式来提高近井地带的注入能力和减少远井地带的流动性，通过改变相对渗透率和黏度值来减少或者抑制指进，使得流度比小于1［7-8］。水气交替注入周期从几个月到一年都有，其中水和CO2的体积比一般为1∶1到2∶1能够达到最好的效果［9-10］。

纳米颗粒可以很容易地分散在注入水中形成和CO2的交替注入。它们能够被吸引到或者是包裹在烃类液滴表面，减小表面能［11-12］。当纳米颗粒在油水界面的接触角θ＜90°时，会形成水包油乳状液；当θ＞90°时，则会形成油包水乳状液［13-14］。在非常高的油藏温度下，使用表面活性剂其性能会降低，而稳定的纳米颗粒乳状液不会受到影响［15-16］。纳米颗粒悬浮液不会被卡在孔喉或者保留在多孔介质的表面，其在渗透性介质中呈现较大黏度可以使得突破延迟从而减小黏性指进［17-19］。笔者结合WAG技术和纳米颗粒材料，通过室内实验研究纳米颗粒的存在对流体流动性的影响。

1　室内实验

1.1设备与岩心

主体装置是一台经过改造的Universal Systems HD-350医疗CT，实验中实际饱和度的测量是将岩心水平方向放置于CT扫描仪内进行扫描。所采用的岩心为圆柱形的Boise岩心，直径为7 cm，长度为30 cm，孔隙度为27.5%，渗透率为1 μm2。Teledyne Isco泵提供13 MPa的围压，dual-Teledyne Isco泵用于不间断地往岩心中注入CO2和盐水等流体。实验流程见图1。

图1　岩心驱替实验流程

1.2流体参数

实验中用的非湿相流体是液态的CO2（20 ℃、9.3 MPa），湿相流体是2%（质量分数，下同）的NaBr溶液（模拟盐水）和含有5%纳米颗粒的2% NaBr溶液。纳米颗粒为粒径5 nm的二氧化硅纳米颗粒（3M），具有一层5 nm厚度的PEG外层（Polyethylene-glycol，聚乙二醇）。实验流体参数见表1。

表1　实验流体参数

1.3实验方案

为了准确地获得纳米颗粒对驱替特征的影响效果，实验全部采用同一块岩心进行，用以对比不同流体的驱替效果。

（1）盐水实验：岩心饱和盐水，然后进行CO2驱替（流量0.5 cm3/min，注入12 h），最后进行盐水驱替（流量0.25 cm3/min，24 h）。

（2）纳米颗粒溶液实验：岩心饱和纳米颗粒溶液，然后进行CO2驱替（流量0.5 cm3/min，12 h），最后进行纳米颗粒溶液驱替（流量0.25 cm3/min，24 h）。

（3）其他实验：参见表2，岩心首先饱和流体1，随后采用流体2进行驱替，最后采用流体3进行驱替。实验压差通过连接在岩心进口端和出口端的Rosemount传感器测量。在CO2驱替的早期阶段，15 min扫描一次，在CO2突破后每1 h扫描一次。在盐水或者纳米颗粒溶液驱替阶段，前120 min每30 min扫描一次，之后每2 h扫描一次。

表2　实验顺序与设计

2　结果与分析

2.1实验结果

图2（a）是岩心饱和盐水后注入CO20.1、0.2和0.5 PV 时的岩心轴向侧视图。选取岩心CT扫描结果中间部分的饱和度数据，红色表示完全饱和盐水，蓝色代表完全饱和CO2。可以看出，CO2驱替前缘不一致，有些CO2和盐水高饱和度区域紧邻。注入CO20.1 PV 时，CO2指进开始扩大范围；注入CO20.2 PV时，在岩心的23 cm处出现CO2；注入CO20.5 PV时，在岩心16～23 cm范围内，能观测到大量的CO2。从侧视图整体来看，CO2在驱替过程中形成了一条优势通道，产生指进。

图2（b）是纳米颗粒溶液实验过程中，注入CO20.1、0.2和0.5 PV 时的岩心轴向侧视图。对比图2（a），当注入CO20.1 PV 时，CO2的移动距离少于盐水实验中CO2的移动距离（50%）；注入CO20.2 PV 时，没有明显的指进现象；注入CO20.5 PV 时，在岩心16～23 cm范围内可观测到大量CO2，这是因为Bosie岩心在该范围内有很高的孔隙度，非均质性强。

图2　岩心中注入不同体积CO2时的饱和度分布

图3为按照表2设计顺序采用不同流体进行实验时岩心中CO2饱和度变化曲线。实验1和实验2岩心饱和盐水后，采用CO2驱替分别至1 PV和1.45 PV时，继续采用盐水驱替，可以看出，两项实验的初始CO2饱和度（37%和36.5%）和剩余CO2饱和度（19.5%和18.8%）比较接近，表明盐水实验的可重复性好。实验3的剩余CO2饱和度比较小（15.9%），这可以归结为较小的初始CO2饱和度和纳米颗粒2个因素的影响。实验4为纳米颗粒溶液实验，实验5在CO2驱替后采用盐水进行驱替。对比实验1和实验2，其初始CO2饱和度和剩余CO2饱和度都比较大。尽管实验5最后采用盐水进行驱替，但是其剩余CO2饱和度与纳米颗粒溶液实验相差不大（21.8%和22.2%）。实验6和实验7均为盐水实验，但是岩心中含有大量的纳米颗粒并未被全部冲出，因此与实验3具有相近的初始CO2饱和度（35.5%和34.9%）和剩余CO2饱和度（15.8%和15.9%）。

图3　不同实验条件下CO2饱和度与注入体积关系

2.2讨论与分析

上述实验结果表明，盐水中存在纳米颗粒时，CO2驱替前缘变得稳定或者是可以自动调节的。在盐水实验中CO2的黏度要小于盐水的黏度，所以会出现黏性指进现象。由于侵入相的流动性要大于防御相的流动性，使得前缘黏性不稳定。也就是说，任何前缘的扰动将会随着时间而增长，并且岩心局部渗透率的变化将会被放大。如果使得侵入相CO2的流动性小于盐水的流动性，任何的扰动将会随着时间而消失，渗透率变化的效果将会减小，CO2饱和度变化较为稳定。

所观察到的纳米颗粒溶液实验的稳定性，是因为相对于盐水实验来说，注入的CO2流体可以在纳米颗粒溶液驱替实验中产生一个流动性较低的相。当对比盐水实验时，其与驱替前缘后方的高含水饱和度和高总压力梯度是相关的。纳米颗粒的主要效果就是在驱替前缘产生稳定的乳状液，该乳状液降低侵入相的流动性，抑制指进的形成并且稳定驱替前缘，增大CO2饱和度。实验条件下的乳状液可以减小流动性，一方面是因为增加了侵入相流体的有效黏度，另一方面是减小了其相对渗透率。

实验中非润湿相（CO2）的剩余饱和度取决于最大的非润湿相（CO2）饱和度。初始-剩余饱和度曲线（Initial-Residual Curve，IR Curve）可以表示出这两个量。通常，IR曲线表现出许多相同的渗透介质性质，如毛细管压力曲线。最重要的是，毛管压力曲线的纵坐标是连续非湿相（CO2）和湿相（盐水/纳米颗粒溶液）之间的压力差。但在含有纳米颗粒的情况下，非湿相是不连续的，因为CO2被纳米颗粒所包裹从而不连续。当某一相为不连续形式存在时，局部毛细管压力是存在的，但它不是唯一的由于液滴大小变化造成的。

Land模型认为，在多孔介质中流体初始饱和度和剩余饱和度的倒数差是一个常数，其方程为

式中，Snwi和Snwr分别是非湿相的初始饱和度和剩余饱和度。

当C为0时，Land曲线是一条斜率为1的直线。随着C的增大，曲线将会呈下降趋势。由实际的实验数据可知，盐水实验（实验1和实验2）中，C为2.45；纳米颗粒实验（实验4）中，C为2.25。在实验3、6和7中，C为3.45。在油田工程中，CO2注入方案的制定应选取尽可能小的C常量，以减缓气水交替注入过程中CO2的黏性指进，使得更多的CO2能够滞留或保存在地层中。

图4　剩余-初始CO2饱和度分布及其理想IR曲线

3　结论

盐水中存在纳米颗粒时，CO2横向流动变化大，可以减缓甚至消除指进，在岩心中产生稳定的乳状液。在剩余-初始CO2饱和度分布图中，根据Land方程，盐水实验中C常量为2.45，纳米颗粒实验中C常量为2.25。结合WAG技术和纳米颗粒材料的室内实验表明，纳米颗粒对流体流动性控制能够起到了很好的效果，能够有效抑制CO2在孔隙介质中的运移。

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（修改稿收到日期 2015-10-12）

〔编辑 朱 伟〕

Infuence of nanoparticles on CO2transport characteristics in water alternating gas injection process

ZHANG Xing1，LIU Yutao2，LI Fang3，WANG Liqiang1，TANG Jianyun1
（1. Key Laboratory of Education Ministry for Petroleum Engineering，China Uniνersity of Petroleum（Beijing），Beijing 102249，China；2. Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，China；3. Geological Research Institute，No.2 Oil Production Plant of Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，China）

In order to effectively control CO2EOR and the fluidity of CO2fluid in CO2storage process，the nanoparticles are injected into reservoir or sandstone aquifer. In the indoor test，a CT scanner is used to observe and measure the flow pattern and saturation of fluid in the displacement of brine/nanoparticle solution by CO2as well as in the displacement of CO2by brine/nanoparticle solution. The research indicates that，in the nanoparticle solution test，the CO2displacement fronts are relatively consistent，the flow velocity of fluid is relatively low，and the initial CO2saturation and residual CO2saturation are higher than those in brine test. The nanoparticles drive CO2and brine to form the stable emulsion，reduce the fluidity of fluid，and increase the effective viscosity of fluid. According to the Land Equation，the constant C is 2.45 in brine test and is 2.25 in nanoparticle test. Therefore the constant C should be as less as possible during the formulation of the plan of CO2injection，so as to slow down the viscosity fingering during the alternate injection of gas and water，and retain or store more CO2in stratum.

water alternating gas； nanoparticle； CO2 saturation； transport characteristics； emulsion

TE312

A

1000-7393（ 2015 ） 06-0070-04 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.017

国家重点基础研究发展计划（973计划）“二氧化碳减排、储存和资源化利用的基础研究”（编号：2011CB707300）；克拉玛依理工学院科研启动基金资助课题。

章星，1984年生。2014年博士毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，主要从事油气田开发研究工作，教师。E-mail：zhangxingchina@126.com。