一种纳米硅型微乳液对低渗透油藏降压增注适应性研究

吴宇航， 龚 辉， 夏康杰， 张 静， 王春燕， 文守成

(1长江大学石油工程学院 2中国石油华北油田分公司第三采油厂 3成都理工大学能源学院)

某油藏储层基质孔隙度、渗透率低，连通性差，基质注水困难。最小孔隙度7%，最大孔隙度17.2%,平均孔隙度11.5%，平均渗透率为0.45 mD，属于低孔特低渗储层。储层大裂缝发育或存在大量人造裂缝，水窜严重，基质动用储量低[1-2]。储层岩石表面属于弱亲水-亲水性，残余油饱和度高，严重堵塞注水渗流通道[3]。

国内外目前针对低渗透油藏降压增注所采用化学手段主要是活性水驱或者单一微乳液体系[4]。微乳液相较于活性水有着更好的热力学稳定体系，粒径在10～100 nm之间，容易通过渗流通道，并且具有超低界面张力[5]。其次微乳液有良好的增溶、润湿和渗透的能力[6]。而纳米硅有着很高的表面能，进入地层后易吸附在岩石孔隙表面并将表面水膜清除，从而有效地扩大渗流孔径[7]。因此选择将纳米硅与微乳液配置成纳米硅型微乳液体系，对低渗透油藏地层孔隙改造起到重要作用。

本文筛选不同的纳米硅微乳液体系，以界面张力、增溶性和抗温抗盐性为指标[8]，选出适用于某致密储层的纳米硅微乳液体系。通过室内天然岩心驱替实验得出最佳的注入浓度以及注入量。

一、实验部分

1. 实验仪器

MS12001L/02电子天平(梅特勒-托利多仪器有限公司)；J-HH-4A恒温水浴锅(上海皓庄仪器有限公司)；TX-500C旋转滴界面张力仪(美国CMG公司)；HKY-1型多功能岩心驱替装置(江苏海安石油科技仪器有限公司)；抽真空饱和岩心装置(江苏海安石油科技仪器有限公司)等。

2. 实验药品

实验室按Schulman法[9-10]，自制3种纳米硅型微乳液体系；将现场原油与煤油进行调配，配置出实验室内所用模拟油，模拟油密度为0.82 g/cm3，黏度(70℃)为3.73 mPa·s；蒸馏水，导电率小于5 μs/cm；模拟地层水，矿化度为49 712.6 mg/L；1%KCl溶液以及地表水。

二、结果与讨论

1. 抗盐性能评价

分别用矿化度为49 712.6 mg/L的模拟地层水配制浓度为10%的3种微乳液。然后将不同体系的微乳液用矿化度为49 712.6 mg/L的模拟地层水稀释(纳米硅微乳液∶模拟地层水=1∶1、3、5、7、9)，置于常温环境中24 h，观察看出3种纳米硅微乳液体系均保持稳定，没有出现浑浊现象，说明抗盐性能符合要求。

2. 界面张力测试

在常温条件下使用TX-500C旋转滴界面张力仪对3种纳米硅微乳液体系(浓度为10%)的界面张力进行测试，通过测定纳米硅微乳液液滴的长、宽以及微乳液与原油的密度差以及旋转转速，计算出纳米硅微乳液与原油的界面张力。通过多次测量3种纳米硅微乳液体系与原油界面张力，结果见表1。可以看出3种体系都能够将油水界面张力下降两个数量级，其中WSC-1体系界面张力最小值能够达到0.029 3 mN/m。

表1 界面张力测试

3. 抗温性能评价

将3种微乳液体系用模拟地层水稀释(纳米硅微乳液∶模拟地层水=1∶1、3、5、7、9)，置于70℃水浴锅中24 h，观察其是否发生破乳现象。通过实验得出WSC-EM在70℃下抗温性能不达标，发生破乳的现象，其余两种体系均保持澄清透明的状态，抗温性能良好。

4. 增溶性能评价

将30 mL纳米硅微乳液(浓度为10%)与30 mL原油加入具塞量筒中置于70℃水浴锅中24 h，实验结果如表2所示。

表2 增溶性能测试

从表2看出3种体系都有一定的增溶作用，其中WSC-1体系能够增溶4 mL的原油。微乳液的增溶作用实际上是胶束对不溶于水的油相的增溶作用。WSC-1微乳液体系是水外相微乳液，当微乳液与油水接触后，其外相的水可以与水互溶，而微乳液中的胶束与原油互溶，达到增溶洗油的目的，实验说明纳米硅微乳液进入地层不会产生乳液堵塞的情况。

通过实验评价，最终选择纳米硅微乳液体系WSC-1： 13%AP6+4%聚氧乙烯表面活性剂+4%石油磺酸盐+4%低碳醇+6%油相+69%盐溶液+0.5%抗温药剂+0.3%纳米硅材料。

5． 室内岩心驱替实验

5.1 不同稀释溶剂对岩心驱替降压效果的影响

天然岩心驱替实验步骤：①岩心饱和模拟油，在70℃恒温箱内，用模拟油以0.05 mL/min的流速驱替至岩心末端不再出水后停止驱替；②岩心驱替至残余油状态，用矿化度为49 712.6 mg/L的模拟地层水以恒定流速 0.05 mL/min对岩心进行驱替，直到岩心末端驱出液含水率达到 98%时停止驱替，计算水驱采收率；③分别注入不同溶剂稀释、不同浓度、不同注入量的微乳液，考察注水压力下降情况。由于现场对出水处理不达标，注水用水为地表水，因此需要评价不同的稀释溶剂对纳米硅微乳液降压效果的影响。本实验分别使用模拟地层水、1%KCl溶液和地表水将WSC-1纳米硅微乳液体系浓度稀释为10%，岩心注入体积为5 PV，降压结果如表3所示。

表3 不同稀释溶剂对降压效果的影响

从表3中可以看出纳米硅微乳液采用不同的稀释溶剂，都使岩心的水驱压力有不同程度的下降，这是因为注入的纳米硅微乳液体系具有超低界面张力，当纳米硅微乳液进入岩心孔喉后，此时是一种混相驱油状态，油水之间基本不存在界面，因此也就降低了油水界面张力，并且将岩石从油润湿逐渐变为水润湿，增加了原油对岩石表面的润湿角，所以将原油液滴从岩石表面拉开所需的黏附功就大大的减少，洗油能力就会提高，改善了地层高残余油饱和度的状态。低渗油藏一般亲水，毛管力是水驱油的动力，由于低渗岩心孔隙小，孔隙分布不均匀，因此大小孔隙中毛管力相差很大，注入水很容易将油流截断，造成注水压力不断升高。纳米硅微乳液降低了油水的界面张力，从而降低了毛管力，使大小不同的孔隙中的油水界面均匀向前推进，水驱过后没有留下过多的残余油，因此注入压力会逐渐降低。另一方面，由于纳米硅微乳液具有亲水基和亲油基两种基团，能够吸附于岩石表面上，降低固液界面能[11-12]。因此，纳米硅微乳液可以将岩石表面由亲油向亲水转变，使岩石的水湿程度进一步增强，被启动的原油不易被再次吸附，起到降压增注作用。

图1 1%KCl配纳米硅微乳液驱替压力随注入体积变化

图1所示的岩心驱替实验是先用1%KCl溶液驱替至残余油状态，然后使用1%KCl溶液稀释纳米硅微乳液至10%浓度，继续用1%KCl溶液驱替考察压力下降情况，再用地表水进行驱替考察同一岩心是否会发生黏土水化膨胀现象。通过图1可以看出岩心使用1%KCl溶液驱替后转为地表水驱替，驱替压力逐渐增大，说明KCl溶液起到了稳定黏土的作用。而转为地表水驱替后，地表水对KCl产生了一定的洗脱作用，降低了KCl溶液对黏土稳定的长效性，导致驱替压力增大。图2所示为地表水配纳米硅微乳液后续用地表水进行驱替，可以看出后续水驱的压力相较于残余油水驱压力低一些，但是降低幅度不大。图3所示为采用模拟地层水配置的纳米硅微乳液，模拟地层水与天然岩心配伍性最好，因此在驱替30 PV后，压力降低幅度可以到56%。

图2 地表水配纳米硅微乳液驱替压力随注入体积变化

5.2 不同浓度纳米硅微乳液对岩心驱替降压效果的影响

使用1%KCl溶液将纳米硅微乳液稀释为10%、5%、1%三种浓度，降压率结果见表4所示。可以看出随着纳米硅微乳液体系浓度的降低，降压率也随之降低。纳米硅微乳液浓度为1%、注入量为5 PV时降压率能够达到41%。

图3 地层水配纳米硅微乳液驱替压力随注入体积变化表4 纳米硅微乳液浓度对降压效果影响

岩心编号水测渗透率/mD孔隙体积/cm3纳米硅微乳液浓度降压率C9-130.3165.1710%52%C9-60.3355.265%47%C9-70.3295.201%41%

5.3 不同注入量的纳米硅微乳液对岩心驱替降压效果的影响

用1%KCl溶液作为溶剂配制浓度为1%的纳米硅微乳液，纳米硅微乳液的注入量对水驱压力的影响见表5所示。当纳米硅微乳液浓度相同时，随着注入量的减少，降压率也减小，当注入1 PV的1%浓度的纳米硅微乳液体系时，降压率能够达到31%，既满足现场要求，也可以控制成本。

表5 纳米硅微乳液注入量对降压效果的影响

三、结论

(1)优选的纳米硅微乳液体系具有良好的抗盐性、抗温性以及增溶性能，界面张力最低达到0.029 3 mN/m。

(2)岩心水驱降压率随着体系的浓度和注入量的降低而降低，在浓度为1%、注入量为1 PV时可达30%以上，可以看出纳米硅微乳液对低渗透油藏有着较好的适用前景。

(3)地表水对注入压力有一定的影响，应用到油田现场时应周期性注入黏土防膨剂来降低黏土膨胀对地层带来的伤害。