纳米乳液降压增注技术研究与试验

董小刚，黄 哲，聂安琪，杨 嫱

(延长油田靖边采油厂，陕西 榆林 719000)

目前，注水是油气藏开发后期的一种有效增产措施之一。特别是在油田渗透率较低以及特低的砂岩油藏，在储层物性和注水水质的多种因素影响下，高压欠注现象时常发生[1-2]。在该情况下，为达到降低注水压力、提升增注量，一般采用酸化降压增注技术处理。虽然酸化后会解决一定程度的高压欠注问题，但是该类油气藏一旦存在天然能量缺乏、快速消耗以及注水井的吸水能力较低等问题，会导致油井发生一系列问题，例如水窜或者水淹等[3-4]。目前，良好疏水性的纳米材料则成为解决上述问题的主要手段，纳米乳液是常用的酸化产品[5]。该类纳米材料亲油性能良好，并且吸附能力较高，能有效降低油水界面张力，极大改善岩石表面的润湿性，可实现有效、可靠的降压增注，保证油气藏的开发[6-7]。为深入研究疏水性的纳米材在降压增注方面的实际应用情况，笔者以超疏水纳米二氧化硅为主材料，制备了纳米乳液，考察了其应用性能和效果。

1 实 验

1.1 主要材料和仪器

失水山梨醇单油酸酯聚氧乙烯醚(Tween-80)、无水乙醇、亚甲基蓝、丙酮、凡士林、氧化铜、磷酸二氢铝，分析纯；碳酸盐岩石粉末；超疏水纳米SiO2，上海凯茵化工有限公司;人工水泥岩心，尺寸为4.6 cm×4.6 cm×30 cm，透气性为42×10-3μm2，透水性为13.1×10-3μm2；实验用油为延长油田脱水脱气原油；实验用水为延长油田产出地层水及注入水。

紫外可见光光度计,梅特勒-托利多国际有限公司；纳米粒度仪,珠海欧美克仪器有限公司；表面张力仪、张力测试仪,北京奥德利诺仪器有限公司；岩心压力设备，北京斯贝克科技有限责任公司。

1.2 实验方法

1.2.1 纳米乳液制备

选取一定质量的无水乙醇，加入一定量的超疏水纳米SiO2，同时加入表面活性剂后，高速搅拌6 min左右[8-9]，采用超声对搅拌后的物质进行分散处理，持续时间为20 min，使其达到匀相；再加入去离子水，溶液总体质量达到100%为止(无水乙醇/表面活性剂/超疏水纳米SiO2/去离子水(质量比)=10/1/(0.1～2)/(87～88.9))。

1.3 评价方法

1.3.1 纳米乳液评价

1)基础性能。测定不同掺量超疏水纳米SiO2的纳米乳液的颗粒团聚粒径分布状态、表面张力、界面张力。

2)吸附性能。向烘箱中放置一定质量的碳酸盐岩岩屑，烘干[10-11]；向超疏水纳米SiO2中加入烘干后的岩屑(质量比为1∶10)，振荡均匀，在室温下静置24 h，过滤，烘干。称取5 g岩屑放入烧杯中，同时加入35 mL 3.0 mg/L的亚甲基蓝溶液，震荡均匀，室温下静置2 h；离心处理(离心机转速为2 000 r/min)，取上层清液，分析其吸光度，并判断吸附性能[12-13]。

3)润湿性。采用超声清洗机清洗石英砂片后，将其放入制备的纳米乳液中，并在75 ℃条件下进行水浴加热处理，持续时间为24 h。烘干，将烘干后的石英砂片置于接触角试验机上，通过静滴法，观察石英砂片湿润变化情况，并分析变化情况。

1.3.2 降压增注岩心流动实验

1)采用超声清洗机，将岩心处理后放置烘箱中烘干，室温环境下测量其尺寸、岩心渗透率，同时称重。

2)将岩心放入干燥器中，抽真空处理12 h，通过地层水饱和后继续以相同时间抽真空处理[14]。取出后静置24 h，称重，以盐水密度为依据计算孔隙体积。

3)在一定压力下，采用地层水将饱和岩心驱替后，室温下计算岩心水相渗透率值。

4)原始含油饱和度的获取需在地层温度下完成，通过饱和实验用油完成。

5)水驱残余油饱和度的获取采用盐水驱油，记录此刻驱替压力，以0.1 mL/min的速率完成，且达到出口含水高于98%。

6)残余油饱和度减小值的计算需添加纳米乳液完成，添加量为5 PV，记录此刻驱替压力，达到出口含水100%。

1.3.3 纳米乳液缓速性能实验

选取土酸、纳米乳液和岩心一起反应5 h，测定岩心在不同反应时间内的溶蚀率。向氢氧化钠溶液中加入盐酸和纳米乳液，且与前者的质量比为15%，测定反应后液体的pH值。

1.3.4 稠油黏度性能降低实验

选取储层原油，脱气后将其放入水浴中，在65 ℃条件下恒温处理60 min，搅拌去除其中的气泡以及游离水，测定该温度下的初始黏度(μ0)。称取600 g稠油试样，平均分成两份，将125 g地层水和纳米乳液分别加入两份试样中，在65 ℃水浴中恒温处理60 min，在300 r/min条件下搅拌3 min，测其黏度(μ)，通过下式得到黏度降低率(F)：F=(μ0-μ)/μ0。

2 结果与讨论

2.1 纳米乳液评价结果

1)吸光度。图1为纳米乳液的吸光度。由图1可知：纳米乳液的吸光度随着超疏水纳米SiO2掺量的增大而呈现先上升后下降的趋势，当掺量超过1%以后，吸光度明显下降。这是由于纳米乳液中的Tween-80用量固定，超疏水纳米SiO2颗粒较少时，Tween-80可实现饱和吸附，导致超疏水纳米SiO2分解容易度较高，可完全分解至乙醇水溶液中。但是掺量增大后，粒子表面无法被Tween-80充分覆盖，导致没有吸附的粒子面发生黏附，形成絮凝；同时当掺量超过1%后，纳米乳液发生沉淀。因此，为保证吸光度的最大程度，纳米乳液的掺量为1%。

图1 纳米乳液的吸光度

2)基础性能。图2为纳米乳液的基础性能测试结果。

图2 纳米乳液的基础性能

由图2可知：超疏水纳米SiO2掺量增大，平均粒径也随之增加；其表面张力则在35～38 mN/m范围内，远低于水的表面张力(72 mN/m)，随着超疏水纳米SiO2掺量加大，乳液表面张力缓慢下降，但对表面张力的影响较小；除此之外，界面张力随着掺量增大呈现逐渐下降趋势，当掺量超过0.3%时，加大掺量对油水界面的张力影响较小。

3)吸附性。图3是纳米乳液的吸附性测试结果。由图3可知，适宜的超疏水纳米SiO2掺量为0.7%。

图3 纳米乳液的吸附性能

4)润湿性。图4是纳米乳液的润湿性测试结果。由图4可知，水滴经由含有不同超疏水纳米SiO2掺量的纳米乳液作用在石英砂表面后，其接触角随着掺量的增加而增加，当掺量达到0.7%以后，接触角几乎不再发生变化。因此，纳米乳液中适宜的超疏水纳米SiO2掺量为0.7%。

图4 纳米乳液的润湿性

2.2 降压增注岩心流动结果分析

图5、表1和表2为超疏水纳米SiO2掺量0.7%条件下纳米乳液降压增注岩心流动测试结果。可知：纳米乳液增注后可明显实现降压效果，同时可使油藏残余油饱和度明显下降，使得岩心的渗透性明显改善，洗油效率显著提升；除此之外，在进行不同纳米乳液增注量后，二次驱水的降压效果也发生变化，增加量越多，压力降低率越高，最大压力变化率达到48.6%。这表明，乳液内的纳米活性吸附成分可有效吸附在岩石孔隙表面，显著改善岩石渗透率，使流动阻力明显减小，实现降压增注。

图5 降压增注岩心流动测试结果

表1 纳米乳液对岩心渗透性及降压增注结果

表2 纳米乳液降低残余油饱和度结果

2.3 缓速性能结果分析

图6和图7是纳米乳液缓速性能实验结果。由图6可知：随着反应时间的增加，土酸和纳米乳液的溶蚀率均呈现逐渐上升趋势，前者的上升较为平稳，后者则出现一定波动；反应时间越长两者的溶蚀率越接近。并且在不同体积的氢氧化钠溶液中，两者的pH值也呈差异性变化，在体积达到48 mL以后，两者的pH值吻合。由于酸液反应效率对纳米乳液的有效作用距离存在直接影响，因此，该结果表明纳米乳液的作用距离较大，可完成岩心的深度解堵，缓速效果良好。

图6 岩心在不同反应时间内的溶蚀率

图7 反应后液体的pH值

2.4 稠油黏度降低结果分析

表3是稠油黏度降低结果。由表3可知：采用纳米乳液实行降压增注处理后，稠油黏度性显著降低，是由于在对油藏实行注水过程中，纳米乳液的Tween-80可充分与残余原油发生反应，因此，可使黏度以及残余油的饱和度明显降低，增加稠油的玻璃容易度，并且明显减小流动阻力，实现降压增注效果。

表3 稠油黏度降低结果

3 结 论

以超疏水纳米SiO2为主材料，结合其他辅助材料制备了纳米乳液，用于实现降压增注技术。其适宜掺量为0.7%；应用实验表明：制备的纳米乳液试样压力变化率达到48.6%，可明显地改善渗透率，减少流体阻力，在降压增注方面具有一定的优势；不同的油藏性质、流体特性，在应用时可能会产生不同的结果。