纳米驱油剂在增注驱油中的作用*

任晓娟，王 睿，潘谦宏，齐 银，阿斯亚·巴克，罗向荣

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；2.西安长庆化工集团有限公司，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018）

随着常规油气资源的减少和石油勘探开发技术的不断进步，低渗储层油气资源逐渐接替常规油气，日益成为油气开发的重点［1—2］。低渗储层“三低两高”的特征［3］，使这类储层常规注水困难，高压欠注严重，不能满足配注需求。因此加强低渗储层采油新技术的开发，提高水驱波及体积和驱油效率，是未来进一步大幅度提高原油采收率的潜力所在［4］。近几年，有关纳米化学驱油技术的研究已经引起了极大的关注，并且在低渗储层中已得到了良好的效果和认可，逐渐成为提高原油采收率技术发展的新方向。罗志等［5—8］研究了不同硅烷偶联剂对纳米SiO2表面改性的影响，筛选出性能较好的改性纳米SiO2产品；雷群等［9—19］对纳米驱油剂的制备、性能及在低渗储层中的应用可行性进行了研究，并利用核磁扫描的方法，揭示了纳米驱油剂扩大水驱波及体积的机理为纳米粒子能使水更易进入常规水驱不能波及的低渗区域，扩大波及体积。目前，国内外研究者主要专注于纳米驱油剂的研制与性能评价，但有关纳米驱油剂在增注驱油中发挥作用的研究较少。本文首先评价了纳米驱油剂的基本性能，然后通过枣湾区块长6 储层天然岩心和微观模型驱替实验研究了该纳米驱油剂的流动特征和驱油特征，进一步发掘纳米技术与化学驱油的有机结合点，以达到大幅提高原油采收率的目的。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

纳米驱油剂，主要成分为硅烷偶联剂改性纳米SiO2，固含量为15%～25%，溶剂为蒸馏水，西安长庆化工集团有限公司；甲基硅油，化学纯，道康宁公司；煤油，25℃下的密度为0.783 g/cm3、黏度为1.318 mPa·s，西安石油大学石油工程实验室；枣湾区块长6储层两块圆柱形天然岩心及两块由长方形天然岩心制作的微观模型（见图1），物性参数见表1。

图1 用天然岩心制作的微观模型照片

表1 天然岩心和微观模型物性参数

LS 13 320 XR 激光衍射粒度分析仪，美国贝克曼库尔特有限公司；JJ2000B 旋转滴界面张力仪、JC2000C 接触角测量仪，上海中晨数字技术设备有限公司；UV-2600紫外可见分光光度计，日本岛津仪器有限公司；SZX16 体式显微镜，奥林巴斯（中国）有限公司西安分公司。

1.2 实验方法

1.2.1 纳米驱油剂基本性能的评价

（1）粒度分布。用激光衍射粒度分析仪测定0.1%纳米驱油剂的粒度分布曲线。（2）界面张力。参照石油天然气行业标准SY/T5370—1999《表面及界面张力测定方法》，使用旋转滴界面张力仪在30℃、6000 r/min 转速下测定0.1%～0.5%纳米驱油剂与煤油的稳态界面张力以及0.1%纳米驱油剂在30～70℃下与煤油的稳态界面张力。（3）润湿性。载玻片原始润湿性为亲水性，用甲基硅油涂抹浸泡载玻片，烘干后使载玻片表面形成油膜，改变润湿性至亲油性。参照石油天然气行业标准SY/T 5153—2007《油藏岩石润湿性测定方法》，在30℃下用接触角测量仪测定0.1%纳米驱油剂和蒸馏水分别在润湿性不同的载玻片表面的润湿接触角。（4）静态吸附能力。根据纳米驱油剂的波长曲线选定紫外可见分光光度计波长数值为220 nm；配制0.1%的纳米驱油剂并用蒸馏水平均稀释10 个质量分数点，测定纳米驱油剂10个质量分数下以蒸馏水为空白对照组的吸光度，并拟合纳米驱油剂吸光度-质量分数标准曲线；研磨1#天然岩心残余废料至粉状（100 目，即0.147 mm），并分成3 组，每组10 g，将每组岩心粉分别浸泡于50 mL 0.1%纳米驱油剂溶液中，静置24 h；经过滤及离心后，每组分别提取5 mL上清液，测定上清液以蒸馏水为空白对照组的吸光度；将该吸光度与吸光度-质量分数标准曲线进行对照，标定上清液中纳米驱油剂的质量分数，并按式（1）计算3组纳米驱油剂的静态吸附量。

式中，γ—纳米驱油剂静态吸附量，mL/g；V—纳米驱油剂体积，mL；c1—纳米驱油剂初始质量分数，%；c2—岩心粉浸泡于纳米驱油剂后，所提取的上清液中纳米驱油剂的质量分数，%；M—岩心粉的体积，mL。

1.2.2 纳米驱油剂增注驱油效果评价

在30℃下，参照石油天然气行业标准SY/T5336—2006《岩心分析方法》和SY/T5345—2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》进行天然岩心或微观模型驱替实验，具体步骤如下。（1）将天然岩心或微观模型饱和蒸馏水后进行油驱水实验，驱替至束缚水状态时记录出水体积，即天然岩心或微观模型初始含油体积；（2）以一定的驱替压力一次水驱5 PV以上，直至天然岩心或微观模型内液体流动稳定且不再出油，记录一次水驱出油体积，并测定一次水驱渗透率，作为空白对照组；（3）向天然岩心或微观模型中注入1 PV 纳米驱油剂，静置24 h；（4）以相同的驱替压力二次水驱5 PV 以上，直至天然岩心或微观模型内液体流动稳定且不再出油，记录二次水驱出油体积，并测定二次水驱渗透率，结束实验。

2 结果与讨论

2.1 纳米驱油剂基本性能

2.1.1 粒度分布

纳米驱油剂的粒度分布曲线见图2。经过硅烷偶联剂改性的纳米SiO2在驱油剂中的粒径分布主要在7.0～130.0 nm，平均粒径为11.5 nm，说明纳米驱油剂中的改性纳米SiO2微粒粒径较小，有利于波及到纳米级孔隙。

图2 改性纳米SiO2在纳米驱油剂中的粒度分布

2.1.2 界面张力

由图3可见，温度（30℃）恒定时，纳米驱油剂在质量分数为0.1%时的油水界面张力最低（0.784 mN/m），之后界面张力随纳米驱油剂质量分数的升高而升高，当质量分数大于0.2%后，纳米驱油剂的界面张力在1.107 mN/m上下波动。由图4可见，纳米驱油剂质量分数固定（0.1%）时，30℃下的油水界面张力最低（0.799 mN/m），之后随温度的上升，油水界面张力逐渐升高，表明纳米驱油剂降低油水界面张力的能力随温度升高而降低。当纳米驱油剂在质量分数为0.1%、温度为30℃时的油水界面张力最低，有利于剥离吸附在孔隙表面的原油，并能减小油滴通过小孔喉因变形所做的功，使原油更易从小孔喉中被驱替至大孔喉处，有利于提高原油采收率。

图3 质量分数对纳米驱油剂油水界面张力的影响

图4 温度对纳米驱油剂油水界面张力的影响

2.1.3 润湿性

在30℃下，0.1%纳米驱油剂和蒸馏水在亲水载玻片上的润湿接触角分别为22.5°和41.7°，在亲油载玻片上的润湿接触角分别为16.2°和97.4°。纳米驱油剂在不同润湿性表面的接触角均较低，可见纳米驱油剂能增强岩石表面亲水性，有利于驱油。

2.1.4 静态吸附能力

以蒸馏水为空白对照组，纳米驱油剂吸光度-质量分数标准曲线见图5。10 g岩心粉在50 mL 0.1%纳米驱油剂溶液中浸泡24 h 后，3 组纳米驱油剂在岩心粉表面的静态吸附量见表2。由表可见，纳米驱油剂在岩石表面有一定的吸附能力。

图5 纳米驱油剂吸光度-质量分数标准曲线

表2 纳米驱油剂在岩心粉表面的静态吸附结果

2.2 纳米驱油剂增注驱油效果

2.2.1 微观模型驱替效果

微观模型驱替实验结果见表3。在注入1 PV纳米驱油剂后，两块微观模型的水驱渗透率和驱油效率均明显增加。说明纳米驱油剂具有提高水驱渗透率和驱油效率的能力，增注驱油效果较好。

表3 微观模型驱替实验结果

微观模型在束缚水状态下进行了一次水驱油实验，使微观模型达到残余油状态，并用SZX16 体式显微镜（放大倍数为4.8）记录一次水驱前后煤油的分布状态（见图6）。一次水驱油后，3#微观模型中间部分A2 区的可动油变化不大，而模型两侧A1和A2 区的可动油明显减少，残余油呈片状集中分布在模型中部A2区；4#微观模型右下方B2区的可动油变化不大，而左上方B1区中的可动油明显减少，残余油呈网状分散分布在模型整体。说明常规水驱油效率较低，仍存在大量残余油，驱替潜力较高。

图6 微观模型一次水驱前后煤油的分布状态

微观模型在残余油状态下注入1 PV 纳米驱油剂并静置24 h 后进行了二次水驱。微观模型二次水驱前后煤油的分布状态见图7。注入纳米驱油剂再次水驱后，3#微观模型中部A2 区呈片状集中分布的残余油逐渐被驱出，其余部分变化不大，二次水驱残余油呈零星状分布；4#微观模型仅有少量油被驱出，整体含油面积变化不大，残余油仍呈网状分散分布，可见纳米驱油剂对片状集中分布残余油的驱替效果好于网状分散分布的残余油，并且可以驱出常规水驱不能驱出的可动油，使驱油效率增加。

图7 微观模型二次水驱前后煤油的分布状态

对比图6和图7可见，一次水驱后，残余油主要为小孔隙中被圈闭的油及孔隙表面吸附的油；注入纳米驱油剂浸泡并二次水驱后，这部分残余油逐渐被驱出，二次水驱残余油呈细条状，滞留在更小的孔隙中。由此可见，纳米驱油剂能波及到常规水驱波及不到的小孔隙，并能剥离吸附在孔隙表面的油。

2.2.2 岩心驱替效果

天然岩心驱替实验结果见表4。在注入1 PV纳米驱油剂后，两块岩心的水驱渗透率均提高。二次水驱后仍有清澈的油滴被驱出，油水分离明显，没有乳化层。说明纳米驱油剂具有提高水驱渗透率和驱油效率的能力，增注驱油效果较好。

表4 天然岩心驱替实验结果

3 结论

经硅烷偶联剂改性的纳米SiO2颗粒粒径较小，以其为主要成分的纳米驱油剂具有较低的油水界面张力、良好的亲水性及一定的静态吸附能力，且对片状集中分布的残余油的驱替效果优于网状分散分布的残余油，可以用于驱替捕获常规水驱波及不到的圈闭在小孔隙中的残余油，实现水驱渗透率和驱油效率的提高，达到增注驱油的目的。