基于纳米活性降压增注技术在低渗油田应用

张 刚，成 城，张卫平

（延长石油定边采油厂，陕西定边710000）

目前，全球能源需求以每年2%～3%的速度增长，预计15 年后，全球能源需求量将比现在增长约50%［1-2］。另一方面，世界上最大的储层正处于衰退阶段，而一次和二次开采对石油产量的贡献并不令人满意。将提高采收率作为三次采油，常规的提高采收率方法已不能将储层发挥到其潜力，留下50%以上的原始石油储量（OOIP）［3］。因此，全球要求从传统方法到更具责任感的方法的突破正在兴起。因此，研究者一直致力于提高油藏的采收率。近年来，纳米技术在物理、化学、医学等许多科学领域都做出了巨大的贡献，纳米技术的应用已扩展到能源工业领域。近半个世纪以来，纳米技术已作为一种有效的方法应用于其他油气部门，如勘探部门在提高传感器灵敏度、控制漏失的钻井领域、固井质量、井眼稳定性方面，在生产工程中，如阻垢剂、纳米结构分离器等［4-6］。

1 活性二氧化硅纳米粉体降压增注技术研究

活性二氧化硅纳米粉体是一种白色粉末材料，其主要成分是二氧化硅。它是γ 射线作用下化学改性的结果。它是一种新型的增注剂，具有较强的疏水性（疏水率大于99%）、亲脂性和吸附性。与其他纳米材料一样，其表面具有不饱和的残余键和不同的羟基键合状态。由于缺氧，其表面偏离了稳定的Si-O 结构，表现出较高的活性。SiO2纳米粉体被介质带入地层。纳米SiO2粉体由于其表面的高能状态和表面原子的极度不稳定性，更容易在砂岩表面吸附，从而改变岩石的润湿性。同时，由于SiO2纳米粉体的离散粒径达到10～500 nm，可深入低渗透层，有效降低岩石表面水膜厚度，扩大孔隙半径，显著降低注入水在孔隙中的流动阻力。防止水与岩石接触，避免水化现象的发生。从而达到了注水井减压增注的目的。在低渗透油田注水开发过程中，普遍存在注水压力高、注水量小、注水开发难度大等问题。因此，通过注入活性SiO2纳米粉体，实现减压增注，提高低渗透油藏采收率［7-8］。

1.1 纳米SiO2 粉体减压增注机理

经过长时间的注水开发，在注水井井眼附近，孔道表面的润湿性由原来的亲油性转化为亲水性，形成一定厚度的水膜，使岩石通道的有效直径变小，如图1 所示。当液滴通过这些孔隙时，会与水膜结合，增大水的流动阻力，当水滴继续向前运动时，需要更大的能量，从而导致注入压力增大，注水量减小。

图2 是二氧化硅纳米粉体存在时的流体流动示意图。SiO2纳米粒子进入岩石孔隙后，由于其高活性，很容易吸附在岩石孔隙表面，使岩石表面的润湿性由亲水性转变为疏水性。当水滴通过时，它们不再与水膜结合而通过变形。纳米SiO2粉体的强疏水性也使岩石表面的水膜部分被排干，水膜变薄。从而增大了流道的有效半径，大大降低了注入水通过孔隙的流动阻力，提高了水的相对渗透率。因此，纳米SiO2粉体可以降低注射压力，增加注射量。

图1 水滴通过含有水膜的孔隙的状态Fig. 1 The state of water droplets passing through pores containing water film

图2 纳米SiO2 粉体吸附后液滴通过孔隙的状态Fig. 2 The state of droplets passing through the pores after the adsorption of nano-SiO2 powder

此外，SiO2纳米粉体还可以覆盖粘土表面，与岩石和水发生离析，避免水化现象，起到防膨的作用。图3（a）为地层通道的原始状态，图3（b）为注入水浸泡后，未经处理的粘土膨胀堵塞通道，图3（c）为纳米SiO2粉体处理状态，通道变宽，注入水顺利通过通道。

图3 增注结构示意图Fig. 3 Schematic diagram of increased injection structure

1.2 纳米SiO2 粉体改变岩石润湿性的实验研究

采用OCA20 视频光学接触角测量仪，分别测量了水滴与空白天然岩芯、水滴与饱和煤油天然岩心之间、水滴与天然岩芯之间的接触角。水滴与空白岩心表面的接触角为63°、68°（2 个平行岩心样品），表明岩石表面的润湿性为亲水性。水滴与饱和煤油芯的接触角为96°、102°。结果表明，岩石表面对疏水性是中性的。由煤油配制的纳米粉体吸附液滴与岩芯的接触角为125°、131°，表明岩石表面已发生明显的疏水性反转。实验结果表明，当SiO2纳米粒子吸附在岩石表面时，其亲水性由亲水性转变为疏水性。

2 SiO2 纳米体减压增注实验

2.1 实验原料

实验所用岩心为人工水泥岩心，尺寸为4.5×4.5×30cm，透气性和透水性分别为40×10-3μm2和12.8×10-3μm2；实验用水来自延边油田某厂联合站，污水经沉淀过滤后回用，盐度为4157mg/L；实验油来自延边油田某厂联合站，经脱水后与航空煤油混合，粘度为5.2mPa•s；实验用纳米SiO2粉体由延边油田某厂提供。它不溶于水，需要用煤油配制。

2.2 主要实验仪器设备

培养箱、油（水）置换设备、真空饱和设备、油（水）分离测量管：分度值为0.05mL。

2.3 实验方法

首先，抽真空4h 后，岩心被地层污水饱和，在培养箱中保持45℃温度12h，然后测量渗透率。其次，用模拟油对岩心进行饱和，建立束缚水饱和度。第三，将岩心置于培养箱中（老化）24h，注水至含水率大于98%，记录岩心两端的稳定压力。最后注入SiO2纳米粉段塞，后续注水驱至含水率98% 以上，并记录岩心两端稳定压力和采出油量。在此基础上，可以计算出原油采收率和减压率。减压速率定义为注入SiO2纳米粉段塞后，水驱阶段与后续注水阶段的稳定压差与注水阶段稳定压力之比，用百分比表示。

3 SiO2 纳米粉体减压增注实验结果

在实验室中，进行了10 次纳米SiO2粉体减压增注实验，在不同浓度的SiO2纳米粉体下，绘制了恢复V.S注入PV 数曲线和减压速率V.S 注入PV 数曲线，如图4、图5 所示。通过曲线分析发现，随着注入孔容的增加，纳米SiO2粉体驱油采收率也随之提高。当注入孔隙体积从0.3PV 增加到0.6PV 时，SiO2纳米粉体驱油采收率显著提高；当注入孔体积从0.6PV 增加到1PV 时，SiO2纳米粉体驱油采收率增长缓慢，因此选择0.6PV 作为最佳注入孔容。减压速率随PV 注入量的变化曲线也呈现出相同的规律。

图4 不同浓度SiO2 纳米粉体的回收率与PV 值的关系Fig. 4 The relationship between the recovery rate of SiO2nanopowders of different concentrations and the PV value

图5 不同浓度 SiO2 纳米粉体减压速率与PV 值的关系Fig. 5 The relationship between the decompression rate of SiO2nanopowders with different concentrations and the PV value

将进样孔体积定为0.6PV，通过实验得到了不同浓度SiO2纳米粉体下的采收率变化曲线，如图6 所示。可以看出，当SiO2纳米粉体浓度逐渐增大时，SiO2纳米粉体驱油采收率也逐渐提高。当浓度增加到0.5%时，回收率的提高速度减慢，因此选择0.5%作为该体系的最佳注入浓度。

图6 注入0.6PV SiO2 纳米粉体时提高采收率与浓度的关系Fig.6 The relationship between improve ment of oil recovery and concentration

4 纳米SiO2 粉体减压增注现场试验

延边油田具有低渗、低孔、储层非均质性强的特点。随着长期注水开发，注水井注水能力差，注水压力高，注水递减快。其中许多在破裂压力下仍不能满足注入要求。为提高注水开发效果，在延边油田开展了纳米SiO2粉体减压增注试验。试验时，先对井筒进行清洗，保证井筒清洁，然后向储层注入清洗剂，去除井筒附近的堵塞物和污染物，使纳米SiO2粉体在岩石表面易于吸附。最后注入SiO2纳米粉体混合物，用清水代替。

通过对延边油田21 口注水井进行纳米粉体处理，实现了成功率和处理效率均达到100%，平均单井注水压力降低0.84MPa，平均单井增注19.1m3/d。100 天内累计增注40110m3。

5 结论

（1）纳米SiO2粉体减压增注的主要机理是改变岩石表面的润湿性，使岩石表面的润湿性由亲水性转变为疏水性，部分吸附在岩石表面的水包水膜被部分排出。它能有效地扩大孔隙半径，降低注入水通过孔隙的流动阻力，使注入水流动平稳，提高了水的相对渗透率。

（2）纳米SiO2粉体驱油的采收率和减压率随PV值的增加而增大。选择0.6PV 为最佳注入孔体积，0.5%为最佳注入浓度。相应提高采收率和减压率分别为6.84%和52.78%。

（3）现场应用结果表明，纳米SiO2粉体增注技术可以提高低渗透油田注水井的吸水能力，降低注水压力。因此，这是解决低渗透油田注水问题最有效的方法。