致密油储层渗吸驱油用纳米流体研究

余海棠 ，邓雄伟 ，刘艳梅 ，何亚斌

（1.延长油田股份有限公司，陕西 延安 716000；
2.中国石化销售股份有限公司西藏分公司，西藏 拉萨 850000）

近年来，随着美国致密油的成功开发，全球掀起了致密油勘探与开发新热潮。由于致密油的开发，美国也因此扭转了多年来石油产量逐渐下降的趋势［1-3］。我国的致密油资源储量比较丰富，但由于此类油气藏具有低孔、低渗、低可动流体饱和度、孔喉细小以及天然能量不足的劣势，采用常规手段难以得到高效的开发，导致致密油产量在我国原油总产量的比重也比较低［4-6］。因此，需要研究更加高效合理的开发技术，以提高致密油藏的开发效益。

目前，针对致密油储层，水力压裂+注水开发是最常用的一种增产开发方式，采取这种开发方式的油井在压裂初期往往能够获得较高的产油量；
然而，随着注水开发时间的延长，地层裂缝中吸收了大量的水后，后续注入水沿着裂缝等大孔道产生窜流，造成油井产油量降低、含水率升高，油井的最终采收率往往不高［7-9］。并且对于致密油储层而言，由于地层中微小孔隙的数量较多，还容易产生严重的水锁伤害，对致密油藏的开发更为不利。因此，近年来国内外研究人员逐渐开展了渗吸驱油提高致密油储层采收率技术的研究，并取得了较多的研究成果［10-13］。然而，由于致密油储层中纳米级孔隙比较多，孔隙连通性较差，致使流体在其中的流动性较差，一般的化学药剂无法达到良好的驱油效果，并且化学药剂的使用量通常较大，增大了开发成本。纳米流体近年来在石油行业中得到了比较广泛的应用，在提高原油采收率方面也具有比较大的开发潜力［14-16］。纳米流体由于具有较小的粒径、较大的比表面积和表面能，能够在致密油储层纳米级的孔隙中自由流动，并通过降低油水界面张力、改变岩石表面润湿性、改善油水流度比等来提高致密油藏的驱油效率［17-20］。与常规表面活性剂溶液或者固体纳米颗粒不同，纳米流体溶液因为具有可挤压和可变形的性能，能够顺利通过致密储层中的微小孔隙，不会对储层造成堵塞损害。因此，本文以鄂尔多斯盆地某致密砂岩区块为研究对象，研制了一种适合致密油储层渗吸驱油用的新型纳米流体Nan-FS，并通过大量的室内实验评价了其综合性能，最后在现场得到了成功的试验。新型纳米流体的研制和应用可为同类致密油藏的高效合理开发提供一定的借鉴和参考。

1.1 材料及仪器

材料：阴-非离子型表面活性剂FS-3，实验室研制；
助溶剂ZR-1（主要成分为有机醇化合物），实验室自制；
C11—C13直链烷烃，常州市和时利化工有限公司生产；
石英片（根据实验要求将其处理成亲水性和亲油性），锦州盛唐石英玻璃有限公司生产；
实验用储层原油（地层温度条件下黏度为4.92 mPa·s，密度为0.894 g/cm3），取自目标区块储层段；
模拟地层水（总矿化度为10 520 mg/L）；
实验用天然岩心（基本物性参数见表1）取自目标区块储层段。

表1 实验用天然岩心基本物性参数及用途

仪器：Winner802纳米激光粒度分析仪，济南微纳科技有限公司生产；
TX500C自动旋转滴界面张力仪，上海中晨数字技术设备有限公司生产；
JC2000C接触角测定仪，上海坤诚科学仪器有限公司生产；
JNMECZR系列核磁共振波谱仪，深圳蓝星宇电子科技有限公司生产；
静态渗吸实验装置（包括渗吸瓶以及加热装置等）和高温高压动态渗吸驱替实验装置（主要包括平流泵、恒温控制系统、加压装置、渗吸仓、中间容器、压力传感器以及液体收集装置等），项目组联合研制。

1.2 纳米流体Nan-FS的制备

将阴-非离子型表面活性剂FS-3、助溶剂ZR-1和C11—C13直链烷烃按照体积比 50∶40∶10 进行混合，然后加入一定量的蒸馏水，将混合溶液在低速（100～500 r/min）状态下搅拌30 min，温度控制在50℃左右，直至混合溶液变为均相状态，再使用蒸馏水将其稀释至一定浓度，即得到纳米流体Nan-FS。

1.3 纳米流体Nan-FS性能评价

1.3.1 粒径分布实验

配制质量分数为0.5%的纳米流体Nan-FS溶液，测定纳米流体的粒径分布情况。

1.3.2 界面活性实验

配制不同质量分数的纳米流体Nan-FS溶液，测定其与储层原油之间的界面张力值。

1.3.3 润湿性能实验

参照石油天然气行业标准SY/T 5153—2017《油藏岩石润湿性测定方法》，采用接触角法测定纳米流体Nan-FS在亲水石英表面和亲油石英表面的接触角，以此评价纳米流体的润湿性能。

1.3.4 静态渗吸驱油实验

1）将储层天然岩心洗油、洗盐，然后在105℃下抽真空干燥48 h，称其干重；
2）使用抽真空加压饱和实验装置对天然岩心进行饱和储层原油，压力加至20 MPa，饱和24 h；
3）取出岩心，将其浸泡在储层原油中，在80℃条件下老化14 d后备用；
4）将浸泡后的岩心取出，擦去表面原油，将其放置在静态渗吸实验装置中，采用体积法进行静态渗吸驱油实验，实验温度为80℃，渗吸液为不同质量分数的纳米流体Nan-FS溶液，记录采出油体积随时间的变化情况，直至采出油体积不再变化，计算不同时间的静态渗吸采收率。

1.3.5 动态渗吸驱油实验

1）将储层天然岩心洗油、洗盐、烘干后，测定其液相渗透率和孔隙度；
2）使用模拟地层水抽真空饱和岩心，计算其孔隙体积；
3）将岩心放入高温高压动态渗吸驱替实验装置中，在80℃条件下，以0.05 mL/min的流速饱和原油，然后将其在80℃和18 MPa条件下老化24 h，备用；
4）使用模拟地层水，驱替岩心至含水率达到98%以上为止，计算水驱油效率；
5）继续注入0.5 PV的纳米流体Nan-FS溶液，关闭进出端阀门，在储层温度和压力条件下渗吸反应24 h；
6）再次使用模拟地层水驱替岩心直至含水率达到98%以上为止，计算最终采收率。采用核磁共振仪测定岩心动态渗吸驱油前后的T2谱图（以0.5%纳米流体Nan-FS为例），为了避免模拟地层水中的离子干扰核磁共振信号，需要在模拟地层水中加入一定量的MnCl2来屏蔽其中的氢信号。模拟地层水驱油和注纳米流体Nan-FS溶液驱油的流速均为0.1 mL/min。

2.1 粒径分布

按照1.3.1中的实验方法，测定了质量分数为0.5%的纳米流体Nan-FS的粒径分布情况（见图1）。可以看出，纳米流体Nan-FS的粒径范围主要分布在10～100 nm，平均粒径为64.2 nm，粒径分布范围相对较窄，并没有形成比较杂乱的复杂分布峰。这说明纳米流体Nan-FS具有良好的分散稳定性能，不会发生聚集沉降现象，保障了纳米流体Nan-FS能够更好地进入致密油储层孔隙。

2.2 界面活性

按照1.3.2中的实验方法，测定了不同质量分数纳米流体Nan-FS溶液与储层原油之间的界面张力值（见图 2）。

可以看出，随着纳米流体Nan-FS质量分数的不断增大，其与储层原油之间的界面张力值呈现出“先降低后趋于稳定”的趋势。当纳米流体Nan-FS质量分数为0.5%时，界面张力值即可以达到10-2mN/m数量级，再继续增大纳米流体Nan-FS的质量分数，界面张力值基本保持不变。这说明纳米流体Nan-FS具有良好的界面活性，能够较好地降低油水界面张力值，提高洗油效率。

2.3 润湿性能

按照1.3.3中的实验方法，测定了不同质量分数的纳米流体Nan-FS在亲水和亲油石英片表面的接触角（见表 2）。

表2 纳米流体Nan-FS在石英片表面的接触角 （°）

可以看出，随着纳米流体Nan-FS质量分数的不断增大，其在亲水石英片表面上的接触角逐渐增大，在亲油石英片表面上的接触角则逐渐减小。当其质量分数为0.5%时，在亲水和亲油石英片表面上的接触角分别为41.9°和64.5°。这说明纳米流体Nan-FS对亲水和亲油表面均具有较好的润湿效果，能够自发地进入到亲水或者亲油的孔隙中，起到良好的渗吸驱油效果；
此外，纳米流体Nan-FS能够将亲油表面的润湿性改变为弱亲水，具备较好的润湿反转性能，进而有效减弱油水两相的毛细管末端效应，增强毛细管渗吸驱油效果。

2.4 静态渗吸驱油效果

按照1.3.4中的实验方法，评价了不同质量分数纳米流体Nan-FS的静态渗吸驱油效果（见图3）。

由图3可以看出：渗吸液中未加纳米流体Nan-FS时，岩心的静态渗吸采收率较低，渗吸150 h后采收率仅为5.8%；
而随着渗吸液中纳米流体Nan-FS质量分数的不断增大，岩心的静态渗吸采收率逐渐增大，并且渗吸时间越长，渗吸采收率越大。当纳米流体Nan-FS的质量分数为0.5%时，静态渗吸150 h后的采收率可以达到15%以上，渗吸驱油效果较好。这是由于纳米流体Nan-FS的质量分数越大，渗吸液的界面活性和润湿性能就越强，在静态实验条件下，依靠较强的毛细管力作用，纳米流体Nan-FS可以充分地进入到岩心的微小孔隙中，将其中的原油置换出来，达到提高渗吸采收率的目的。

2.5 动态渗吸驱油效果

按照1.3.5中的实验方法，评价了不同质量分数纳米流体Nan-FS的动态渗吸驱油效果（见表3、图4）。

表3 纳米流体Nan-FS的动态渗吸驱油效果

由表3和图4可以看出，目标区块储层段天然岩心的水驱采收率为22.0%左右，水驱油后再继续注入不同质量分数的纳米流体Nan-FS，采收率均呈现出不同程度的升高现象。与静态渗吸驱油实验结果相似，纳米流体Nan-FS的质量分数越大；
动态渗吸驱油的采收率就越大，当纳米流体Nan-FS的质量分数为0.5%时，岩心驱替4 PV后的最终采收率可以达到46.7%，注入纳米流体Nan-FS后渗吸采收率提高25.0百分点以上，渗吸驱油效果较好。

图5为8#天然岩心饱和储层原油、水驱、注0.5%纳米流体Nan-FS渗吸驱油后的核磁共振T2谱图，可以看出，岩心经过水驱后，T2谱图上弛豫时间在10.0～100.0 ms曲线包围的面积明显减小，而弛豫时间在0.1～10.0 ms曲线包围的面积则基本不变，说明天然岩心水驱阶段主要驱替出的是较大孔隙中的原油；
岩心经过0.5%纳米流体Nan-FS渗吸驱油后，弛豫时间在0.1～10.0 ms曲线包围的面积明显减小，说明岩心中注入纳米流体Nan-FS后渗吸阶段驱替出的主要是微小孔隙中的原油。由此可知，纳米流体Nan-FS溶液比较容易依靠毛细管力渗吸进入到致密砂岩岩心的微小孔隙中，通过降低原油界面张力值以及改变岩石孔隙表面的润湿性等作用，改善原油在微小孔隙中的流动性，将原油驱替出来，提高了致密砂岩储层中微小孔隙中原油的动用程度，从而提高原油采收率。

鄂尔多斯盆地某油田M区块属于典型的致密砂岩油藏，储层物性较差，目的层平均孔隙度为7.62%，平均液相渗透率为0.068×10-3μm2，储层温度为80℃左右。从2014年开始，该油田M区块一直采取注水开发的方式进行生产，随着开发时间的延长，该区块内采油井的日产油量逐渐降低，含水率逐渐升高，有少部分采油井甚至出现了水淹的现象，严重影响了整个区块的开发效果。

通过大量室内实验和现场调研分析，在该区块内开展了注纳米流体Nan-FS渗吸驱油提高采收率先导性试验。根据室内研究结果和现场不同采油井的实际生产情况，注入质量分数为0.5%的纳米流体Nan-FS，注入段塞为0.5 PV，区块内注水井的平均注入压力为12.6 MPa，纳米流体Nan-FS累计注入量为2 365.5 m3。施工完毕后，关井一段时间，继续开井生产。

表4为M区块内部分采油井（水平井）注纳米流体Nan-FS渗吸驱油措施前后的日产液量、日产油量和含水率对比结果。可以看出：采取注纳米流体Nan-FS渗吸驱油措施前，5口采油井的平均日产液量为29.62 m3，日产油量仅为1.87 m3，平均含水率高达93.5%；
而采取注纳米流体Nan-FS渗吸驱油措施后，5口采油井的平均日产液量变化不大，而平均日产油量明显提升，达到了6.01 m3，与措施前相比提升幅度达到221%，而平均含水率降为79.4%，达到了良好的降水增油效果。这说明，研究的纳米流体Nan-FS能够有效提高致密砂岩油藏水驱开发后的驱油效果，可以在同类油藏中进一步开展试验。

表4 采油井注纳米流体Nan-FS渗吸驱油效果对比

1）以阴-非离子型表面活性剂FS-3、助溶剂ZR-1和C11—C13直链烷烃为原料，研制了一种适合致密油储层渗吸驱油用的纳米流体Nan-FS。

2）纳米流体Nan-FS具有粒径小以及分散稳定的特点；
当其质量分数为0.5%时，能够使油水界面张力降低至10-2mN/m数量级，并可以使亲油石英片表面的润湿性转变为弱亲水状态，具有良好的界面活性和润湿性能；
纳米流体Nan-FS溶液还具有良好的静态和动态渗吸驱油效果，能够有效提高致密油藏水驱开发后的采收率。

3）现场试验结果表明，M区块5口采油井注入纳米流体Nan-FS溶液后，平均日产油量与措施前相比提高了221%，并且有效地降低了采出液的含水率，起到了较好的降水增油效果。