-
致密油藏注水开发易沿高渗通道发生水窜现象,致使低渗区域剩余油难以启动。相对渗透率调
-
节剂(相渗调节剂,RPM)通过增加高渗通道水流阻力,进而改善油水相渗透率,实现低渗—特低渗油藏的高效开发[1-2] 。目前,常规相渗调节剂多为尺寸较大的聚合物溶液,难以适应致密油藏低孔低渗的特点[3-4] 。纳米流体作为一种新型的相渗调节体系,因其粒径小,可进入油藏中的微小孔隙或裂缝,从而有效改善油水相渗透率[5-9] 。Ding 等[10] 使用扫描电镜认识到纳米颗粒通过吸附作用改变岩石润湿性,但对纳米颗粒是否可应用于地层进而改善地层岩石表面性质未做研究;罗明良等[11] 制备了用于气井压裂控水的功能性纳米流体,顾春元等[12] 也研制了用于水井增注的纳米SiO2 体系,但两种体系能否用于油井有待于进一步研究。由于纳米SiO2 微粒大多呈
-
刚性,分散介质大多以油基为主,稳定分散困难,且对其在多孔介质中的吸附、润湿等与控水效果之间的相关性等方面的研究较少,鲜有纳米SiO2 作为相渗调节剂实现低渗透碳酸盐岩油藏控水的相关报道[13-14] 。笔者以纳米SiO2 为主要材料,并将其分散于O/ W 微乳液中,制备得到纳米级相渗调节剂(nano-RPM)[15-16] ,研究不同质量分数下纳米微乳体系表(界)面性能、吸附及润湿性能,借助驱替试验模型进一步揭示纳米相渗调节剂的作用机制。
-
1 试验
-
1.1 试验仪器
-
BSA423S 精密电子天平,赛多利斯(北京)有限公司;KQ-600B 型超声波清洗机,昆山市超声仪器
-
有限公司;MY-P13-2S 磁力搅拌器,上海梅颖浦仪器仪表制造有限公司;NEXUS 型傅里叶红外光谱仪,美国尼高力公司;马尔文纳米粒度仪,英国马尔文仪器有限公司;QBZY 系列全自动表面张力仪,上海方瑞有限公司;JCY 系列动态/ 静态接触角仪,TX-550A 界面张力测试仪,上海中晨数字技术设备有限公司;800 型电动离心机,江苏金坛市金城国胜试验仪器厂;数显恒温水浴锅,岩心压制装置,上海力孚汀工具有限公司;101-2A 电热鼓风干燥箱,武汉亚华电炉有限公司;岩心驱替装置,海安石油科研仪器有限公司;SHB-芋循环水式多用真空泵,郑州长城科工贸有限公司。
-
1.2 试验材料
-
疏水纳米二氧化硅,一种基于亲水性气相纳米二氧化硅经DDS(二甲基二氯硅烷)后处理得到的
-
疏水气相法二氧化硅,其疏水基团为Si-(CH3 )2,德固赛中国有限公司;苏丹芋、煤油、异丁醇、无水乙醇、Span 80 、Tween 80、丙酮、NaCl、盐酸,AR,国药集团化学试剂有限公司;碳酸盐岩石粉末,新疆露头(CaCO3 #柴油,中国石油化工集团公司;去离子水,实验室自制。
-
1.3试验方法
-
1.3.1纳米相渗调节剂的制备及表征
-
室温下将均匀溶解有纳米SiO2、乳化剂的柴油超声分散30 min,随后滴加异丁醇和一定pH 的
-
NaCl 水溶液,高速搅拌10 min 后超声波分散30min,得到O/ W 纳米相渗调节剂。固定柴油与去离子水质量比1 颐2。利用纳米粒度分析仪分析粒径及分布状态,并通过静置与在3000 r/ min 下离心45min 对比评价其稳定性。
-
1.3.2不同质量分数纳米相渗调节剂性能
-
(1)利用纳米粒度仪测定不同质量分数纳米相渗调节剂颗粒粒径中值,表面张力仪测试其表面张
-
力,界面张力仪测试调节剂油水间的界面张力。
-
(2)测试不同质量分数调节剂在碳酸盐岩粉体压片上的接触角,制作压片时需保持应力均匀,接触角的测试参考石油行业标准SY/ T5153-2007《油藏岩石润湿性测定方法》[17] 。
-
1.3.3岩心驱替试验
-
利用碳酸盐岩岩石粉末制备标准岩心,进行岩心驱替试验。
-
(1)采用单相岩心流动试验,通过水(油)驱玉、反注调节剂域和后续水(油)驱芋3 个阶段两端压
-
差、绝对渗透率及残余阻力系数变化分析调节剂对单相流体影响。
-
(2)通过两相岩心流动试验,利用非稳态法测定调节剂处理岩心前后油水相相对渗透率变化,分
-
析两相流动情况下调节剂对其相对渗透率的影响。岩心驱替试验的方法参照石油行业标准SY/
-
T5336-2006《岩心分析方法》[18] 和SY/ T 5345-2007《岩石中两相相对渗透率测定方法》[19] 。
-
2 结果讨论
-
2.1纳米相渗调节剂的制备及表征
-
2.1.1相渗调节剂粒径分布
-
纳米相渗调节剂粒径分布如图1 所示。调节剂粒径中值为4.351 nm,呈单一峰值,粒径分布均匀,
-
无纳米SiO2 团聚现象。
-
2.1.2稳定性
-
通过对相渗调节剂进行稳定性测试可知,相渗调节剂在3000 r/ min 的离心力场作用下45 min 仍可保持稳定状态,无分层现象发生,说明该微乳液可在常温下长期储存,并且经测试,该乳液可稳定存在3 个月不发生分层;当pH 小于5 时,该乳液发生分层现象;当pH 为6 ~8 时,该乳液保持稳定状态,说明低pH 条件下不利于其稳定性,且对该微乳液进行稀释时仍保持稳定,因此在使用过程中要使用清水进行地层预冲洗,防止纳米SiO2 团聚堵塞地层;在60 益条件下可稳定存在7 d,超过70 益后稳定性变差,有少量分层。
-
图1 纳米相渗调节剂粒径分布
-
Fig. 1 Particle size distribution of nano-scale relative permeability modifiers
-
2.2 不同质量分数纳米相渗调节剂性能
-
2.2.1 粒度分布
-
疏水纳米SiO2 油基分散液粒径分布如图2 所示,纳米SiO2 用有机溶剂作为分散相,纳米SiO2 极
-
易团聚,此时团聚粒径一般大于1 000 nm 且分布不均匀。将其制备成纳米SiO2 微乳液时,其粒径分布如图3 所示。纳米乳液相渗调节剂中颗粒粒径中值为3 ~7 nm,能够很好地避免纳米SiO2 团聚问题。
-
图2 疏水纳米SiO2 油基分散液粒径分布
-
Fig. 2 Particle size distribution of hydrophobic Nano-SiO2 oil-based dispersions
-
2.2. 2 界面性能
-
不同质量分数纳米相渗调节剂油水界面张力曲线如图4 所示。由图4 可知,调节剂油水之间的界面张力介于0.5 ~ 5 mN/ m。当纳米SiO2 质量分数高于5%时,界面张力随纳米SiO2 质量分数增加逐渐增大。纳米SiO2 质量分数升高,界面膜纳米SiO2含量增加使空间位阻增大,表面活性剂与纳米SiO2发生竞争吸附,油水界面表面活性剂含量降低;另一方面,过量的纳米SiO2 与表面活性剂发生吸附,使表面活性剂由于纳米SiO2 作用远离相界面,从而降低界面张力。
-
图3 不同质量分数纳米相渗调节剂粒径中值分布
-
Fig. 3 Median distribution of particle size of different mass fraction of nano-scale relative permeability modifiers
-
图4 不同质量分数纳米相渗调节剂油水界面张力曲线
-
Fig. 4 Interfacial tension curve of oil and water with different mass fraction of nano-scale relative permeability modifiers
-
2.2.3 润湿性能
-
不同质量分数纳米相渗调节剂与压片的接触角曲线及示意图如图5、6 所示。由图5 和图6 可知,水滴与碳酸盐岩粉体压片的平均接触角为119.17毅,表明碳酸盐岩粉体可为油相润湿;相渗调节剂与压片的平均接触角在40毅~75毅,说明调节剂可润湿碳酸盐岩粉体。随着纳米SiO2 质量分数的增加,接触角先减小后增大再减小。纳米SiO2 质量分数较少时其有利于调节O/ W 乳液结构,质量分数增加时会逐渐分散到油相中,随后逐渐分散在水相中,与岩石接触时可吸附在岩石表面,进一步减小其接触角。
-
图5 不同质量分数纳米相渗调节剂与压片接触角曲线
-
Fig. 5 Contact angle curves of nano-scale relative permeability modifiers and tablets with different
-
mass fraction
-
图6 不同质量分数纳米相渗调节剂与压片接触角示意图
-
Fig. 6 Schematic diagram of contact angle between different mass fraction of nano-scale relative permeability modifiers and tablet pressing
-
2.2.4 吸附性能
-
未经纳米相渗调节剂处理的碳酸盐岩岩样表面极不平整,岩样表面沟槽较多,且棱角尖锐(图7
-
(a) );经纳米相渗调节剂处理后的岩样表面均匀平滑,并且表面被纳米吸附膜包覆,将原有表面完全覆盖(图7(b))。纳米相渗调节剂通过其亲油基团吸附在亲油岩石表面,并形成牢固的吸附膜,且吸附膜具有更大的比表面积,因此其润湿性能更强,且相渗调节剂为O/ W 型乳液,所以经相渗调节后的岩石具有亲水性能,从而对水相的相对渗透率有大幅度降低的作用。
-
2.3 岩心驱替试验
-
2.3.1 单相驱替试验
-
(1)单相驱替试验过程包括水驱(图8(a))、反注调节剂驱(图8(b))和后续水驱(图8(c)) 3 个
-
阶段,驱替速度为2 mL/ min,围压为5 MPa,保持恒定温度60 益。岩心水测渗透率为2.35伊10-3 滋m2,注入质量分数为5%的纳米相渗调节剂。由图8 可知,水驱启动压差为0.2 MPa,随着水不断进入岩心孔隙中,驱动压力不断增大,当水相突破岩心,注入压力保持稳定,压差稳定在0.35 MPa;反注调节剂进入已有水相通道后,其压差迅速增加至约8 MPa,随后呈波动增加,当注入体积为2.7VP(VP 为孔隙体积)时,其压差保持基本稳定;后续水驱后其压差明显增加,最终稳定压差为4.25 MPa,远高于水驱稳定压差,说明相渗调节剂可明显降低水相渗透率,起到控水的作用。
-
(2) 单相驱替试验用油相驱替过程同水相驱替过程,包括油驱(图9(a))、反注调节剂(图9(b))和后续油驱(图9(c))3 个阶段。其油相渗透率为2.65伊10-3 滋m2,注入相同质量分数的纳米相渗调节剂。
-
图7 相渗调节剂处理前、后碳酸盐岩表面形态
-
Fig. 7 Surface morphology of carbonate rock before and after treatment with phase permeability regulator
-
由图9 可知,3 个阶段驱替过程压差变化与水相驱替过程压差变化相似油驱过程中(图9(a))
-
启动压差为0.2 MPa,最终压差在0.325 MPa 左右波动;反注调节剂过程中(图9(b))压差稳定在约3 MPa, 不再发生变化; 后续油驱过程中( 图9(c)),压差稳定到约0.4 MPa,相比较油驱阶段,其压差基本稳定,说明纳米调节剂对油相渗透率几乎没有影响。
-
图8 水相驱替过程中岩心两端压差随注入液体体积的变化
-
Fig. 8 Variation of pressure difference at both ends of core with volume of injected liquid during water flooding
-
图9 油相驱替过程中岩心两端压差随注入液体体积的变化
-
Fig. 9 Variation of pressure difference at both ends of cores with volume of injected liquid during oil flooding
-
对比用纳米相渗调节剂处理岩心前后绝对渗透率变化(表1),油相绝对渗透率基本保持稳定,岩心后续经油相驱替其绝对渗透率恢复率约超过80%,而其水相渗透率降低程度超过80%;随纳米SiO2 质量分数增大,标准化流体阻力比先增大后减小,可知纳米SiO2 质量分数存在一定合适范围。
-
different mass fractions of nano-scalerelative permeability modifiers
-
2.3.2 两相流动试验
-
试验采用调节剂质量分数为5% 和3 种低渗(渗透率约为10伊10-3、5伊10-3 和1伊10-3 滋m2 )岩心10、11、12 号。在驱替过程中,流速恒定为2 mL/min,围压为5 MPa,保持恒定温度60 益;对岩石相渗改善时,注入5Vp 的相渗改善剂,静置24 h,使相渗改善剂充分吸附。
-
纳米相渗调节剂对岩油水相相对渗透率的影响如图10 所示。由图10 知,岩心经调节剂处理后,等渗点右移,其等渗饱和度由约40% 变为超过60%,岩石润湿性得到明显改善;相渗调节剂可增加水相流动阻力,明显降低水相渗透率,可超过60%,高含水条件下其相对渗透率仍小于0.2;经相渗调节后,在低含水饱和度条件下,油相渗透率下降约20%,但油相渗透率明显高于水相渗透率。从单相驱替试验(图8、9)和两相流动试验(图10)可知,纳米相渗改善剂可有效降低水相渗透率,但对油相渗透率影响微弱。主要是由于表面活性剂可以降低油水界面张力,纳米SiO2 颗粒在油水之间形成物理障碍,保证油相可在乳液中稳定存在;纳米乳液进入岩石孔隙中,由于纳米乳液可润湿碳酸盐岩表面,使纳米颗粒在岩石表面吸附,形成纳米吸附膜;同时纳米SiO2 吸附膜增加了油相在岩石上的吸附,增大了孔隙含油饱和度从而降低水相渗透率。另外,由于纳米SiO2 存在,使纳米乳液油水界面膜强度增加,由活性剂稳定的界面变为活性剂和固体混合稳定的界面,界面膜强度增大使贾敏效应增强,增加了水流阻力,而油相通过时吸附原油对油相的阻力作用小于对水相的阻力,所以对油相的渗透率影响较小。
-
图10 纳米相渗调节剂对岩油水相相对渗透率的影响
-
Fig. 10 Effect of nano-scale relative permeability modifiers on relative permeability of rock oil-water phase
-
3 结论
-
(1) 相渗调节剂为O/ W 微乳液,粒度分布均匀,其粒径中值为4.351 nm;常温静置3 个月可稳定存在。
-
(2)不同质量分数下纳米相渗调节剂粒径中值为3 ~7 nm;油水界面张力为0.5 ~5 mN/ m;可润湿
-
碳酸盐岩压片,平均接触角为40毅~75毅。
-
(3)经纳米相渗调节剂处理后的岩样表面均匀平滑,并通过其亲油基团吸附在亲油岩石表面,并形成牢固的吸附膜,从而改变岩石润湿性。
-
(4)纳米相渗调节剂处理岩心后,在单相驱替条件下油相渗透率下降幅度低于20%,水相渗透率
-
下降幅度超过80%;进行两相流动驱替时,岩石润湿性改变,等渗点右移,油相相对渗透率降幅较低,水相相对渗透率可降低60% 以上,能够满足低渗碳酸岩油藏相渗调节的要求,起到稳油控水的作用。
-
参考文献
-
[1] 刘新荣.相渗透率改善剂驱油效果的实验研究［D］.大庆:东北石油大学,2010.LIU Xinrong.The experimental research on relative permeability modifier in displacement efficiency［D］.Daqing:Northeast Petroleum University,2010.
-
[2] MILAD J S,KILIAN N A,ATUL Y.An innovative approach for RPM gel water shut-off simulation ［R］.SPE 180191,2016.
-
[3] AL-TAQ A A,NASR-EL-DIN H A,MOHAMMAD M S,et al.Potential damage due to relative permeability modifiers:laboratory studies and a case history［R］.SPE 112458,2008.
-
[4] 郭平,张营华,刘煜.油田相对渗透率调节剂研究与应用进展［J］.胶体与聚合物,2011,29(1):46-48.GUO Ping,ZHANG Yinghua,LIU Yu.Progress of research and application for relative permeability modifiers in oilfield［J］.Chinese Journal of Colloid and Polymer,2011,29(1):46-48.
-
[5] EL-DIASTY A I,ALY A M.Understanding the mechanism of nanoparticles applications in enhanced oil recovery［R］.SPE 175806,2015.
-
[6] OGOLO N A,OLAFUYI O A,ONYEKONWU M O.Enhanced oil recovery using nanoparticles［R］.SPE 140744,2012.
-
[7] (JOSSEPH-IGBOR B,ORODU O D.Evaluating the oil mobilization properties of nanoparticles treated with Arabic gum and Xanthan gum for trapped oil in porous media ［R］.SPE 184332,2016.
-
[8] LI Shidong,TORSETER O.Experimental investigation of the influence of nanoparticles adsorption and transport on wettability alteration for oil wet berea sandstone ［R］.SPE 172539,2015.
-
[9] LI S D,HENDRANINGRAT L,TORSATER O.Improved oil recovery by hydrophilic silica nanoparticles suspension:2-phase flow experimental studies［R］.SPE 16707,2013.
-
[10] DING A L,GOEDEL W A.Experimental investigation of particle-assisted wetting ［J］.Journal of American Chemical Society(Commulication),2006,128:4930-4931.
-
[11] 罗明良,孙涛,吕子龙,等.致密气层控水压裂用纳米乳液的制备及性能评价［J］.中国石油大学学报(自然科学版),2016,40(1):155-162.LUO Mingliang,SUN Tao,L Zilong,et al.Preparation and performance evaluation of nanoemulsions for water control fracturing in tight gas formations ［J］.Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(1):155-162.
-
[12] 顾春元,刘子昂,狄勤丰,等.减阻纳米颗粒吸附岩心表面的去水湿作用机制与实验［J］.中国石油大学学报(自然科学版),2018,42(4):174-180.GU Chunyuan,LIU Ziang,DI Qinfeng,et al.Mechanism and experiment of dewetting of drag reduction nanoparticles adsorbed on core surface ［J］.Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2018,42(4):174-180.
-
[13] 彭宝亮,罗健辉,王平美,等.用于低渗透油田调剖的纳米颗粒稳定泡沫体系研究进展［J］.油田化学,2017,34(4):745-748.PENG Baoliang,LUO Jianhui,WANG Pingmei,et al.Research progress of nanoparticle-stablized foam system for profile control in low permeability oilfield ［J］.Oilfield Chemistry,2017,34(4):745-748.
-
[14] 孙厚台.低渗气藏功能纳米流体控水效果与机理研究［D］.青岛:中国石油大学(华东),2013.SUN Houtai.Study on water control effect and mechanism of functional nanofluids in low permeability gas reservoir ［D］.Qingdao:China University of Petroleum(East China),2013.
-
[15] SADEGHPOUR A,PIOLT F,CLATTER O.Submicrometer-sized pickering emulsions stabilized by silica nanoparticles with adsorbed oleic acid ［J］.Langmuir,2013,29(20):6004-6012.
-
[16] ROGER K,CABANE B.Uncontaminated hydrophobic/water interfaces are a reply ［J］.Angewandte Chemie-International Edition,2012,124:13117-13119.
-
[17] 曲岩涛,王建,李奋,等.油藏岩石润湿性测试方法:SY/T5153-2007［S］.北京:石油工业出版社,2008:4-5.
-
[18] 曲岩涛,戴志坚,李桂梅,等.岩心分析方法:SY/T5336-2006［S］.北京:石油工业出版社,2007:98-116.
-
[19] 张祖波,罗蔓莉,洪颖,等.岩石中两相相对渗透率测定方法:SY/T5345-2007［S］.北京:石油工业出版社,2008:5-7.
-
摘要
对致密油藏进行相渗调节,可有效启动基质,改善油水渗流状况。纳米材料由于具有比表面积大、尺寸小等优点,可作为相渗调节剂。以分散纳米SiO2 的柴油为油相制备纳米级相渗调节剂,并对其进行性能评价。结果表明:纳米相渗调节剂为粒径中值4.351 nm 的O/ W 型纳米微乳液,可稳定存在3 个月;不同质量分数相渗调节剂粒径中值为3 ~7 nm;油水间界面张力为0.5 ~5 mN/ m,在碳酸盐岩压片上的平均接触角为40毅~75毅;经纳米相渗调节剂处理后岩石表面均匀平滑,且被纳米吸附膜包覆;经纳米相渗调节剂处理后岩心油相相对渗透率下降幅度小于20%,水相相对渗透率下降幅度大于60%。
Abstract
Application of relative permeability modifiers in tight oil reservoirs can effectively mobilize oil in rock matrix and improve the flow behavior of oil and water. Nano-fluid can be used to improve the oil and water relative permeability due to its large surface area, volume, quantum size effect. In this paper, nano-scale relative permeability modifiers formulated withdiesel oil and dispersed nano-SiO2 particles were prepared, and their structure and properties were characterized and evalua-ted. The experimental results show that the nano-scale percolation agent can be stable for 3 months, which is of an O/ W type nano-microemulsion with a particle size of 4.351 nm. The median particle size of different mass fraction relative permeability modifiers ranges from 3 to 7 nm. The interfacial tension of oil and water is between 0.5-5 mN/ m, and the average contact angle on carbonate rock tablets is between 40°and 75°. SEM testing shows that the rock surface treated by the nano-scale relative permeability modifiers became uniform and smooth, and it can be coated by nano-adsorbent films. The decrease of oil relative permeability in carbonate core is below 20%, but the decrease of water relative permeability is over 60% after the treatment by the nano-scale relative permeability modifiers.
