王正權(quán)，解統(tǒng)平，張懷杰，宋君，王艷艷

(1. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田第七采油廠地質(zhì)研究所，甘肅慶陽(yáng) 745708；2. 中國(guó)石油青海油田采油三廠，青海茫崖 816499；3. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西定邊 718600；4. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司第一采油廠，陜西延安 716009；5. 中國(guó)石油東方地球物理公司裝備服務(wù)處北疆作業(yè)部，新疆烏魯木齊 830016)

海上某油田屬于典型的特低滲透油藏，儲(chǔ)層物性較差，具有低孔隙度、低滲透率以及孔喉連通性差的特點(diǎn)，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間的注水開(kāi)發(fā)以后，注水壓力明顯升高，注水量顯著下降，達(dá)不到預(yù)期注水開(kāi)發(fā)的效果[1-3]。分析原因后認(rèn)為，由于目標(biāo)油田儲(chǔ)層孔喉細(xì)小，基礎(chǔ)物性較差，加之注入水中懸浮固相顆粒、含油量以及其他微生物含量較多，包括注入水與儲(chǔ)層之間的配伍性稍差等原因，導(dǎo)致注水過(guò)程對(duì)儲(chǔ)層造成了一定的損害，使儲(chǔ)層滲透率降低，后續(xù)注入水的流動(dòng)阻力增大，進(jìn)而引發(fā)注水壓力的升高和注水量的下降，嚴(yán)重影響了目標(biāo)油田的正常生產(chǎn)開(kāi)發(fā)。因此，需要對(duì)其進(jìn)行降壓增注的措施研究，以提高海上特低滲透油田的注水開(kāi)發(fā)效率。

目前，化學(xué)法降壓增注是低滲透油藏注水井最常用的技術(shù)手段之一，主要包括注表面活性劑降壓增注、酸化降壓增注以及注納米聚硅降壓增注等[4-8]，單一的降壓增注措施往往具有一定的局限性，且有效期較短，無(wú)法達(dá)到注水井長(zhǎng)期降壓增注的目的。因此，筆者將納米聚硅與表面活性劑相結(jié)合，通過(guò)Schulman微乳液法制備了一種適合特低滲透油藏注水井的納米乳液降壓增注體系[9-12]，并通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)對(duì)其分散穩(wěn)定性、黏度特性、防膨性能、界面活性以及降壓增注性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，為海上特低滲透油藏注水井降壓增注技術(shù)的發(fā)展提供一定的借鑒。

1 試驗(yàn)部分

1.1 主要試劑及儀器

陰非離子型表面活性劑YFJN-1、助表面活性劑TZB-3，實(shí)驗(yàn)室自制，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于90%；納米聚硅(MGS-W型)，鄭州東申石化科技有限公司；5號(hào)白油，辛集市恒源助劑廠；模擬地層水(總礦化度為25 410 mg/L)、模擬注入水(總礦化度為30 152 mg/L)，按照其離子組成使用無(wú)機(jī)鹽(NaCl、KCl、CaCl2、MgCl2、Na2SO4、NaHCO3和Na2CO3)和蒸餾水配制而成；配制模擬地層水和模擬注入水所用的無(wú)機(jī)鹽均為分析純，國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；原油，取自目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段；3號(hào)航空煤油，濟(jì)南廣宇化工有限公司；模擬油，使用儲(chǔ)層脫氣原油和航空煤油按體積比1∶2混合而成，室溫下黏度為1.65 mPa·s，密度為0.887 g/cm3；天然巖心，取自目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段。

JYW-200B型全自動(dòng)表界面張力儀，濟(jì)南力領(lǐng)試驗(yàn)機(jī)有限公司；PCY-D型線性膨脹系數(shù)測(cè)定儀，湘潭湘儀儀器有限公司；721紫外可見(jiàn)分光光度計(jì)，濟(jì)南來(lái)寶醫(yī)療器械有限公司；DV3T型Brookfield黏度計(jì)，美國(guó)Brookfield公司；HKY-1型高溫高壓巖心驅(qū)替試驗(yàn)裝置，海安縣石油科研儀器有限公司。

1.2 納米乳液的制備

采用Schulman微乳液法制備納米乳液。將陰非離子型表面活性劑YFJN-1、納米聚硅、白油以及水按一定比例混合均勻，在攪拌狀態(tài)下緩慢加入助表面活性劑TZB-3，再繼續(xù)通過(guò)攪拌作用形成一種透明、均勻分布及長(zhǎng)期穩(wěn)定的納米乳液體系。該納米乳液體系的具體配方(w)為：3.0%陰非離子型表面活性劑YFJN-1+0.8%納米聚硅+9.0%白油+4.5%助表面活性劑TZB-3+82.7%水。

1.3 試驗(yàn)方法

1.3.1 分散穩(wěn)定性

在模擬注入水中加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的納米乳液體系，然后在室溫下放置12 h，采用721紫外可見(jiàn)分光光度計(jì)測(cè)定不同濃度納米乳液體系的透光度，以此評(píng)價(jià)納米乳液體系的分散穩(wěn)定性。

1.3.2 黏度測(cè)定

使用模擬注入水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的納米乳液體系，然后使用Brookfield黏度計(jì)在不同溫度條件下測(cè)定納米乳液體系的黏度值。

1.3.3 界面活性

使用模擬注入水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的納米乳液體系，然后在室溫條件下采用JYW-200B型全自動(dòng)表界面張力儀測(cè)定納米乳液體系與模擬油之間的界面張力值，以此評(píng)價(jià)納米乳液的界面活性。

1.3.4 防膨性能

納米乳液的防膨性能評(píng)價(jià)方法參照石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5971—2016《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩(wěn)定劑性能評(píng)價(jià)方法》中的膨脹儀法，采用PCY-D型線性膨脹系數(shù)測(cè)定儀測(cè)量納米乳液體系對(duì)目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段巖屑的防膨效果。

1.3.5 降壓增注巖心驅(qū)替試驗(yàn)

①選擇目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段天然巖心，將巖心洗油、洗鹽、烘干后飽和模擬地層水，然后測(cè)定巖心的孔隙體積，備用；②將巖心飽和模擬油，注入流速為0.1 mL/min，直至巖心出口端不產(chǎn)出水為止，然后在儲(chǔ)層溫度下放置12 h；③以0.3 mL/min的流速采用模擬注入水驅(qū)替巖心，記錄驅(qū)替過(guò)程中壓力的變化情況，直至壓力穩(wěn)定，記錄壓力值p1；④在巖心中繼續(xù)注入不同孔隙體積數(shù)(PV數(shù))的納米乳液體系降壓增注體系，然后關(guān)閉驅(qū)替裝置兩端閥門，在儲(chǔ)層溫度條件下放置6 h；⑤繼續(xù)以相同的流速采用模擬注入水驅(qū)替巖心，記錄驅(qū)替過(guò)程中壓力的變化情況，直至壓力穩(wěn)定，記錄壓力值p2，計(jì)算納米乳液體系驅(qū)替后巖心的壓力降低率。

2 結(jié)果與討論

2.1 分散穩(wěn)定性試驗(yàn)結(jié)果

波長(zhǎng)選擇為510～520 nm，測(cè)定了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)納米乳液體系的透光率，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖1。

圖1 納米乳液體系透光率測(cè)定結(jié)果

由圖1可見(jiàn)：隨著納米乳液質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大，體系溶液的透光率逐漸降低。當(dāng)納米乳液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于1%時(shí)，溶液的透光率可以達(dá)到95%以上；當(dāng)納米乳液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于3%時(shí)，溶液的透光率可以達(dá)到90%以上；再繼續(xù)增大納米乳液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，透光率迅速下降。這說(shuō)明研制的納米乳液體系在質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于3%時(shí)，可以使體系保持良好的分散穩(wěn)定性。

2.2 黏度測(cè)定試驗(yàn)結(jié)果

在不同溫度條件下，測(cè)定了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)納米乳液體系的黏度值，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 不同溫度下納米乳液體系黏度測(cè)定結(jié)果

由表1可見(jiàn)：隨著納米乳液質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大，體系溶液的黏度值逐漸升高；試驗(yàn)溫度越高，體系溶液的黏度值則越小。在25 ℃條件下，不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)納米乳液體系的黏度值在1.3～2.0 mPa·s；而在85 ℃時(shí)，黏度值在0.6～0.9 mPa·s。說(shuō)明不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的納米乳液體系在不同溫度條件下均有較低的黏度值，能夠保證順利注入特低滲透油藏儲(chǔ)層。

2.3 界面活性試驗(yàn)結(jié)果

測(cè)定了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)納米乳液體系與模擬油之間的界面張力值，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖2。

由圖2可見(jiàn)：隨著納米乳液質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大，體系溶液與模擬油之間的界面張力值逐漸降低。當(dāng)納米乳液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.3%時(shí)，界面張力值可以降低至10-3mN/m數(shù)量級(jí)，達(dá)到超低界面張力水平；繼續(xù)增大納米乳液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，界面張力值基本不再變化。

圖2 納米乳液體系界面張力測(cè)定結(jié)果

2.4 防膨性能評(píng)價(jià)結(jié)果

測(cè)定了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)納米乳液體系對(duì)目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段巖屑的防膨效果，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 納米乳液體系防膨性能測(cè)定結(jié)果

由圖3可見(jiàn)：隨著納米乳液質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大，體系溶液對(duì)目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段巖屑的防膨率逐漸升高。當(dāng)納米乳液質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大至0.3%時(shí)，防膨率可以達(dá)到90%以上；繼續(xù)增大納米乳液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，防膨率上升的幅度逐漸減小。因此，綜合考慮納米乳液的分散穩(wěn)定性、黏度特性、界面活性以及防膨性能，選擇納米乳液的最佳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%。

2.5 降壓增注效果

選擇納米乳液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的納米乳液體系，測(cè)定了在不同巖心試樣中注入不同PV數(shù)納米乳液體系后的降壓增注效果，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2；以TD-3巖心試樣為例，降壓增注巖心驅(qū)替試驗(yàn)過(guò)程中壓力值的變化情況見(jiàn)圖4。

圖4 驅(qū)替過(guò)程中壓力值的變化(TD-3巖心)

由表2可見(jiàn)：儲(chǔ)層天然巖心注入納米乳液前驅(qū)替壓力較高，5塊巖心的驅(qū)替壓力均在1.5 MPa以上，而注入不同PV數(shù)的納米乳液體系后，驅(qū)替壓力均有所降低，并且納米乳液體系注入PV數(shù)越大，驅(qū)替壓力降低率越高。當(dāng)注入PV數(shù)0.6的納米乳液體系后，巖心降壓率可以達(dá)到35%以上；繼續(xù)增大納米乳液的注入PV數(shù)，降壓率升高的幅度不大。因此，綜合考慮降壓增注效果與經(jīng)濟(jì)成本等因素，選擇納米乳液的最佳注入PV數(shù)為0.6。

表2 納米乳液體系的降壓增注效果

由圖4可見(jiàn)：TD-3號(hào)巖心試樣先使用模擬注入水驅(qū)替，注入PV數(shù)15后，驅(qū)替壓力基本穩(wěn)定在1.559 MPa；注入PV數(shù)0.6的納米乳液降壓增注體系后，后續(xù)模擬注入水驅(qū)替時(shí)壓力逐漸降低，當(dāng)驅(qū)替至注入PV數(shù)30時(shí)，驅(qū)替壓力基本穩(wěn)定在1.011 MPa左右，此時(shí)降壓率達(dá)到35.15%，起到了良好的降壓增注效果。

3 結(jié)論

1)針對(duì)特低滲透油藏儲(chǔ)層特點(diǎn)，使用陰非離子表面活性劑、納米聚硅、助表面活性劑以及白油為主要處理劑，研制了一種適合特低滲透油藏注水井降壓增注的納米乳液體系，具體配方(w)為：3.0%陰非離子型表面活性劑YFJN-1+0.8%納米聚硅+9.0%白油+4.5%助表面活性劑TZB-3+82.7%水。

2)納米乳液體系性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明，該納米乳液體系具有良好的分散穩(wěn)定性、較低的黏度、良好的界面活性以及防膨性能。當(dāng)其在模擬注入水中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)，能將溶液的界面張力值降低至10-3mN/m數(shù)量級(jí)，能使目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段巖屑的防膨率達(dá)到90%以上。此外，降壓增注巖心驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)果表明，在模擬注入水驅(qū)后的巖心中注入PV數(shù)0.6的納米乳液體系，可以使巖心驅(qū)替壓力降低35%以上，起到了良好的降壓增注效果。