納米驅油劑提高原油采收率效果及作用機理分析*

李鴻儒，盧祥國，王曉燕，殷慶國，李 毓，曹 豹

（1.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318；2.中國石油大港油田采油工藝研究院，天津大港 300280；3.中國石油大港油田石油工程研究院，天津大港 300280；4.中海油田服務股份有限公司油田生產事業(yè)部，天津 300459；5.中海石油（中國）有限公司海南分公司，海南海口 570311）

0 前言

隨著常規(guī)油氣資源減少和石油勘探開發(fā)技術不斷進步，低滲-致密儲層油氣資源逐漸接替常規(guī)油氣，成為油氣開發(fā)重點領域。低滲-致密油藏的有效開發(fā)可在一定程度上有效緩解國內石油資源匱乏現(xiàn)狀［1］。低滲-致密儲層具有“三低兩高”特征［2］，儲層吸水能力較差，常規(guī)注水難以滿足配注需求。

納米驅油劑具有顆粒粒徑小、分散性好和粒徑分布窄等特點，成為當下石油科技熱門研究領域之一。羅健輝等［3-5］評價了以硅烷偶聯(lián)劑改性納米SiO2為主要成分的納米驅油劑的基本性能，利用微觀模型驅替實驗研究了納米驅油劑流動特征和驅油特征，比較了納米驅油劑驅和普通水驅的注入性能。曹孟菁等［6］采用蒸餾沉淀法合成了一種納米聚合物微球，利用SEM 和FTIR 等技術手段表征了納米聚合物微球的微觀結構，同時研究了聚合物微球的抗溫抗鹽性和滲流特性。雷群等［7］、王小聰?shù)龋?］利用核磁共振分析了納米驅油劑擴大水驅波及體積機理。趙洋等［9］通過納米材料、表面活性劑和鹽等絡合反應研制了一種適用于特低滲透油藏的超級納米驅油劑，同時開展了結構表征和基本性能評價。陳剛等［10］研制了一種超級納米驅油劑，并依據(jù)目標油藏地質特征和開發(fā)現(xiàn)狀，開展了驅油劑結構表征和驅油效果評價實驗。Bing 等［11］利用納米纖維素研制了一種具有綠色環(huán)保特性的納米懸浮液（NS）。Salem 等［12］研制了多尺度納米驅油劑材料，并利用X 射線衍射（XRD）和場發(fā)射掃描電子顯微鏡（FE-SEM）測試了顆粒粒徑和外觀形狀。Tarek等［13］研究認為，利用水中懸浮金屬氧化物納米顆粒混合物可形成納米流體。

綜上所述，目前科技人員有關納米驅油劑研究主要側重于新型納米材料開發(fā)、結構表征和基本性能測試等方面，有關納米驅油劑中納米顆粒與攜帶液（含分散劑）各自在驅油過程中的作用還未見文獻報道。因此，本文利用天然柱狀巖心和人造均質親水巖心進行驅替實驗，探討納米驅油劑及其組成部分對大港致密油田儲層化學驅中采收率的影響；從擴大波及體積、提高微觀洗油效率和注入時機等3 方面出發(fā)，開展了納米驅油劑提高原油采收率效果及作用機理研究。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

表面活性劑為陰非離子型表面活性劑BHS，有效含量40%，大港油田公司；納米驅油劑CN-1（主要由納米顆粒與分散劑組成，其中，納米顆粒是直徑小于100 nm的固體顆粒，由二氧化硅顆粒和鋁、鈦、鋯和鋅的金屬氧化物組成，并引入了親油疏水基團，具有較高的比表面和親水親油特性，而分散劑主要為陰非離子型表面活性劑），有效含量20%，大港油田公司。實驗用水為大港油田模擬注入水，礦化度為13 406 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）為：Ca2+240、Mg2+103、K++Na+1817、Cl-7799、SO42-144、CO32-0、HCO3-336。實驗用油由大港油田孔二段儲層原油與輕烴混合而成，黏度為3.0 mPa·s（70 ℃）。滲吸采油實驗巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結親水型人造巖心［14-15］，幾何尺寸：直徑為2.5 cm、長為6 cm，滲透率Kg=10×10-3μm2。驅油實驗用巖心分別采用石英砂環(huán)氧樹脂膠結親水人造方巖心［14-15］和大港油田孔二段儲層天然柱狀巖心，方巖心幾何尺寸：高、寬、長分別為4.5、4.5、30 cm，Kg=50×10-3μm2，柱狀巖心幾何尺寸：直徑為2.5 cm、長為6 cm，滲透率Kg=1.0×10-3μm2。

KWT-N9 型納米激光粒度儀，廈門休辰儀器有限公司；M1324 型微量高速離心機，瑞沃德生命科技有限公司；TX-500C 型旋滴界面張力儀，北京中西華大科技有限公司；OCA20型視頻光學接觸角測量儀，德國Dataphysics公司；BDS400型倒置生物熒光顯微鏡，重慶奧特光學儀器公司。靜態(tài)自滲吸實驗設備及流程，參考文獻［16］。巖心驅替實驗裝置由平流泵、精密壓力表、巖心夾持器、手搖泵和攪拌中間容器等組成，除平流泵和手搖泵外，其它部分置于70 ℃恒溫箱內，實驗流程見參考文獻［17］，設備流程圖見圖1。

圖1 驅油實驗設備流程圖

1.2 實驗方法

（1）納米驅油劑物化性質測試

用模擬注入水配制質量濃度分別為500、3000 mg/L 的CN-1 溶液，采用KWT-N9 型納米激光粒度儀測量納米驅油劑的粒徑分布。

采用模擬注入水配制不同質量分數(shù)的BHS 溶液和CN-1 溶液，并取部分CN-1 溶液，用M1324 微量高速離心機以5000 r/min轉速分離3 h，從下部取得“納米顆粒溶液”，上部取得清液溶液（簡稱“攜帶液”）采用TX-500C 旋滴界面張力儀在轉速為5000 r/min、溫度為70 ℃下測試4種驅油劑與原油間的界面張力，取平衡值。

將巖心在BHS溶液、CN-1溶液、納米顆粒溶液和攜帶液中浸泡24 h，取出后擦去表面液體，采用OCA20 型視頻光學接觸角測量儀分別測量巖心浸泡前后模擬注入水在巖心表面的接觸角。

采用BDS400型倒置生物熒光顯微鏡觀測納米驅油劑與原油混合形成乳狀液的微觀形態(tài)。

（2）滲吸實驗

選擇體積法進行靜態(tài)自滲吸實驗，具體實驗步驟如下：①采用模擬注入水配制滲吸劑溶液，然后將其抽真空2～3 h，排除溶解氣，消除溶解氣對滲吸采油效果的不利影響；②將飽和油后的巖心擦去表面浮油后放入滲吸瓶中滲吸采油；③記錄不同時間段內巖心排出油量，計算滲吸采收率和滲吸速度（滲吸速度為滲吸過程中單位時間內滲吸采收率變化值（%/h））。

（3）納米驅油劑驅替實驗

采用巖心驅替實驗裝置進行驅油劑驅油實驗。具體實驗步驟如下：①巖心稱干重，抽真空飽和模擬水，計算巖心孔隙體積；②水驅至壓力穩(wěn)定，記錄巖心水測壓力，計算巖心水測滲透率；③在70 ℃下巖心飽和油，記錄出水量，計算巖心含油飽和度；④在70 ℃下，天然巖心驅替時，以0.1 mL/min的注入速率注驅油劑至含水98%時結束；人造均質方巖心驅替時，以0.3 mL/min 的注入速率注驅油劑至含水98%時結束。

2 結果與討論

2.1 納米驅油劑的物化性質

2.1.1 納米驅油劑的粒徑分布

采用模擬注入水配制質量濃度分別為500、3000 mg/L 的CN-1 溶液，納米顆粒粒徑分布見圖2。從圖2 可以看出，質量濃度為500、3000 mg/L 的CN-1 溶液中納米顆粒粒徑分布均在10～100 nm，粒徑中值為26 nm，納米顆粒的粒徑較小且分布較窄。

圖2 納米顆粒粒徑分布

2.1.2 界面張力

用模擬注入水配制的不同質量分數(shù)的BHS 溶液、CN-1溶液以及CN-1溶液經離心分離得到的“納米顆粒溶液”和清液（簡稱“攜帶液”）與原油間的界面張力（平衡值）測試結果見表1。為敘述方便，“納米顆粒溶液”和清液的量均為離心分離前CN-1 溶液的量。模擬注入水與原油間的界面張力為31.26 mN/m。從表1可以看出，隨藥劑濃度增加，CN-1溶液和攜帶液與原油間界面張力逐漸降低，納米顆粒溶液與原油間界面張力幾乎不變，BHS溶液與原油間界面張力呈現(xiàn)“先降后升”趨勢。說明CN-1溶液具有一定降低油水界面張力的能力，可以用于滲吸用表面活性劑。后續(xù)滲吸實驗和驅替實驗選擇質量分數(shù)為0.3%的CN-1溶液。

表1 4種驅油劑與原油間的界面張力

2.1.3 潤濕性

巖心在BHS溶液、CN-1溶液、納米顆粒溶液和攜帶液中浸泡24 h前后，潤濕性（接觸角）測試結果見表2。浸泡前模擬注入水在巖心表面的接觸角為37.644°。從表2可以看出，隨藥劑濃度的增加，巖心經BHS溶液浸泡后接觸角逐漸減小，表明巖石親水性增強。隨藥劑濃度增加，巖心經CN-1 溶液和攜帶液浸泡后接觸角逐漸降低，但仍高于原始接觸角，巖石親水性減弱。巖心經納米顆粒溶液浸泡后，接觸角幾乎不變，說明納米顆粒對巖石潤濕性沒有影響。鄭皓軒等［18］認為表面活性劑與油濕性巖心接觸后，接觸角在表面治性劑濃度增加的情況下明顯減小，巖心親油性不斷減弱，因而表面活性劑可將吸附在巖心表面的原油洗下來，增加了驅油效果。巖心在CN-1 溶液、攜帶液和納米顆粒溶液浸泡后接觸角增加，說明提高洗油效率不是納米驅油劑CN-1提高采收率的主要機理。

表2 模擬注入水在不同質量分數(shù)驅油劑中浸泡后巖心表面的接觸角

2.1.4 乳化性

將模擬水、質量濃度為3000 mg/L 的BHS 和CN-1 溶液分別與原油按照油水比為3∶7 復配制得乳狀液，乳狀液微觀形態(tài)如圖3所示。

圖3 原油乳化微觀形態(tài)

從圖3 可以看出，與模擬水相比，BHS 和CN-1對原油發(fā)揮了較好乳化作用。模擬水乳狀液的上層為“W/O”型，液滴較大，下層為“W/O/W”型，液滴較少。BHS乳狀液上層為“W/O”型，乳化液滴尺寸較小且密集，下層多數(shù)為“W/O/W”型，乳化液滴尺寸也較為均一。納米驅油劑CN-1乳狀液上層也為“W/O”型，但有少許較大乳化液滴，下層多數(shù)為“W/O/W”型，液滴尺寸比BHS 乳液的大，乳化性能較差。鄭皓軒等［18］認為表面活性劑溶液和原油接觸后能形成穩(wěn)定的水包油乳狀液，CN-1 和BHS 的乳化效果優(yōu)于空白對照組，在乳化過程中將形成的乳狀液不斷分散成小液滴，小液滴通過巖石孔喉產生的“賈敏效應”引起附加滲流阻力明顯增加，可以明顯提高驅油效率。

2.2 納米驅油劑滲吸采油效果

2.2.1 采收率

4種滲吸采油劑的滲吸實驗結果見表3，驅油劑質量濃度為3000 mg/L。從表3可以看出，在4種滲吸采油劑中，BHS 溶液的采收率較高，其次為CN-1溶液和攜帶液，再其次為注入水。與CN-1 溶液相比較，攜帶液滲吸采收率幾乎沒有增加，表明納米顆粒對滲吸采油效果幾乎沒有影響。與CN-1溶液或攜帶液相比較，BHS溶液與原油間的界面張力較低，原油與巖石間黏附力較小，因而滲吸采收率較大。

表3 4種驅油劑的滲吸采收率

2.2.2 動態(tài)特征

滲吸采油實驗過程中采收率和滲吸速度與時間關系見圖4。從圖4 可以看出，隨滲吸時間的延長，采收率初期迅速升高然后升速減小并趨于平穩(wěn)。分析發(fā)現(xiàn)，滲吸速度越快，采收率增幅越大，4種滲吸采油劑中BHS溶液的滲吸速度較快，有效滲吸時間較長，滲吸采收率較高。

圖4 4種滲吸采油劑的采收率（a）和滲吸速度（b）隨時間的變化

綜上所述，納米驅油劑CN-1 降低界面張力、改善潤濕性能力和乳化、滲吸效果都略遜于表面活性劑BHS，說明提高洗油效率不是CN-1 提高采收率主要作用機理。

2.3 納米驅油劑驅替采油效果

2.3.1 天然柱狀巖心實驗

采用不同類型驅油劑在天然柱狀巖心中進行驅替實驗，采收率實驗結果見表4。從表4 可以看出，與水驅相比，CN-1溶液和BHS溶液采收率明顯提高，CN-1溶液采收率增幅為12.90%，BHS溶液為11.2%，二者相差1.7%。

表4 不同類型驅油劑在天然柱狀巖心中的采收率

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系見圖5。從圖5可以看出，隨注入體積的增大，注入壓力持續(xù)上升（由于巖心滲透率較低，驅油劑傳導能力較差，短時間內巖心注入和采出端難以建立起注采平衡，即注入端注入量多，采出端采出量少），含水率上升，采收率增加。與水和BHS溶液相比較，CN-1 溶液的注入壓力明顯較高，后者最終注入壓力是前者的2 倍以上。分析認為，在巖心孔隙內，BHS溶液與原油間會發(fā)生乳化作用和賈敏效應，這會引起滲流阻力增大、注入壓力升高和波及體積增加［19］，在乳化提高洗油效率和擴大波及體積雙重功效作用下，BHS溶液驅采收率遠高于水驅的值。與BHS 溶液相比較，盡管CN-1 溶液乳化提高洗油效率功效較差，但納米顆粒滯留引起滲流阻力和注入壓力大幅度升高，擴大波及體積功效明顯提高，其最終采收率增幅反超BHS溶液驅的。

圖5 注入壓力（a）、含水率（b）和采收率（c）隨注入體積的變化

2.3.2 人造均質方巖心實驗

（1）直接化學驅

采用不同類型驅油劑開展直接化學驅替巖心至含水98%，采收率結果見表5。從表5 可以看出，與水驅相比較，CN-1 溶液驅替的采收率增幅增大，為11.49%，BHS 溶液的次之，為10.89%，攜帶液、納米顆粒溶液的分別為5.27%、3.83%。單純納米顆粒只有擴大波及體積功效，而CN-1 溶液具備擴大波及體積和提高洗油效率雙重作用。

表5 不同類型驅油劑開展直接化學驅替巖心實驗的采收率

（2）化學驅油劑注入時機對驅油效果的影響

分別采用直接注入驅油劑和水驅至98%后再注入驅油劑兩種驅替方式進行驅替巖心，化學驅油劑注入時機對采收率的影響見表6。

表6 不同注入時機下的采收率

從表6 可以看出，直接化學驅比水驅至含水98%后再化學驅的采收率高。由此可見，注入時機愈早，巖心含油飽和度愈高，滲流阻力愈大，注入壓力愈高，驅油劑波及區(qū)域愈大，采收率增幅愈大。

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積的關系如圖6所示。從圖6可以看出，與“方案2-2”和“方案2-5”（直接化學驅）相比，“方案2-6”和“方案2-7”（水驅至含水98%后化學驅）在化學驅階段注入壓力相對較低，含水率有小幅度下降后持續(xù)上升，整體采收率相對較低。與“方案2-7”相比較，“方案2-5”注入壓力較高，表明巖心含水率越低，含油飽和度越高，滲流阻力越大。與“方案2-6”相比較，“方案2-2”注入壓力呈現(xiàn)“先小幅度降低、后大幅度升高”趨勢。由此可見，當含水率較低時BHS溶液與原油產生較強乳化作用，“賈敏效應”引起附加滲流阻力明顯增加，注入壓力呈現(xiàn)較大幅度升高。CN-1 驅同時具備提高洗油效率和擴大波及體積雙重功效，最終采收率值較高；與“方案2-2”相比較，“方案2-6”是水驅至98%后進行的化學驅，此時含水率較高即含油飽和度較低，因而乳化作用引起的“賈敏效應”較弱，注入壓力升幅較小，擴大波及體積效果較差。

圖6 不同注入時機驅替實驗中注入壓力（a）、含水率（b）和采收率（c）與注入體積的關系

3 結論

納米驅油劑CN-1 是一種非均相驅油體系，CN-1 溶液和攜帶液與原油間界面張力值高于3.69 mN/m。巖心受CN-1 溶液和攜帶液浸泡后接觸角升高，致使巖石表面親水性減弱。CN-1與原油間可以發(fā)生較好乳化作用。

與攜帶液相比，納米驅油劑CN-1 滲吸采收率變化不大，說明納米顆粒對滲吸采油效果幾乎沒有影響。納米顆粒在多孔介質內滯留引起滲流阻力、注入壓力和吸液壓差增加，擴大波及體積是納米驅油劑CN-1提高采收率的主要機理。

與納米驅油劑CN-1 相比，盡管表面活性劑BHS 溶液洗油效率較高，同時乳化作用引起“賈敏效應”也產生了擴大波及體積效果，但其注入壓力明顯低于CN-1溶液的值，擴大波及體積效果較差，因而最終采收率增幅略低。