海上中低渗油气资源丰富，但油藏地层孔喉尺寸小，孔隙度低，注水压力高，能量补充困难，采收率难以提升。为了解决实际生产中注水压力高的问题，一般采用酸化常规解堵措施，但简单的酸化作业也不能从根本上解决注水井堵塞的问题，并且随着酸化作业的增多，酸化有效期逐渐变短。纳米材料具有纳米阻垢、润湿反转、防止颗粒运移、高效降压等多重功能，所以有望解决现有问题，实现增注[1-7]。
纳米增注技术是针对中低渗油藏注入压力高、地层压力衰竭快、采出程度低等问题而提出的一种降低注入压力的新技术。前人对纳米颗粒增注机理进行了研究，认为纳米颗粒不仅能将吸附在储层孔隙表面的水膜赶走，改变岩石的润湿性，有效地扩大储层孔径，还能大幅度地降低注入流体在孔隙中的流动阻力。因此，纳米颗粒在提高采收率方面的主要作用是降低注入压力与平衡注水井间的差异[8-14]。有机纳米颗粒可以改善注入流体与原油的流度比，从而提高重油的采收率，多应用于重油油藏。本研究选用无机纳米聚硅材料，此类材料一般具有强憎水、亲油与强吸附能力，可以达到很好的降压增注效果。通过添加纳米聚硅可以有效地扩大储层孔隙半径，减小注入水在储层孔隙中的流动阻力[15-20]。
通过室内实验探讨了纳米溶液对岩石润湿性的影响，分析了纳米溶液对有机垢与无机垢的影响，从流速、浸泡时间、注入PV数3个方面研究了纳米溶液对渗透率的影响。该研究为海上中低渗油藏注水开发提供了一套有效的解决方案。
纳米溶液(实验材料：疏水性纳米SiO2、纳米乳化剂、纳米分散助剂、纳米活化剂，其中疏水性纳米SiO2采用的是溶胶凝胶法，纳米溶液采用的是振荡培养法)、超纯水、人造岩心、方解石、CaCO3、沥青稠油、石英砂、液蜡、柴油、原油、煤油、苏丹Ⅲ。
实验仪器与设备见表 1。
(1) 溶胶凝胶法：向主反应器三口烧瓶中加入一定量的去离子水，再向三口烧瓶中加入氨水或NaOH，调节pH值至11后，开启水浴加热，使三口烧瓶内溶液温度保持在60 ℃；再将一定量的硅源化合物，通过分液漏斗逐滴加入到三口烧瓶中，磁力搅拌器保持搅拌，转速为30 r/min，使硅源化合物水解反应6 h后，得到反应产物为白色纳米SiO2凝胶，即为疏水性纳米SiO2。
(2) 振荡培养法：将制得的疏水性纳米SiO2溶于1 000 mL去离子水中，然后分装到25 mL锥形瓶，封口，在高压灭菌锅灭菌20 min，在培养摇床振荡培养(37 ℃、200 r/min)5天，得到纳米溶液。
(1) 将岩石薄片在无气泡冒出时放到载物台上，用针管吸入纯净水，滴定到岩石表面，测量润湿角。
(2) 将吸附后的岩样切片用水冲刷30 min，在55 ℃下烘干后，用电镜扫描处理前后的岩心薄片。
(1) 有机垢解堵效果分析。称取5 g含沥青质(质量分数为10%)稠油的油砂于玻璃瓶中，加入纳米溶液体系(纳米溶液质量分数分别为50%、33%、25%、20%和17%)5 mL；放入60 ℃水浴中，轻微晃动，每隔1 h观察稠油洗脱情况，通过前后的质量变化，计算洗脱率。
取10 mL不同质量分数(分别为50%、33%、25%、20%、17%)的纳米溶液体系和10 mL柴油、液蜡、原油分别混合，在涡旋仪上以相同的频率涡旋2 min，放置，每隔1 h计算相应的乳化指数(乳化指数=乳状液高度/总液柱高度)。
(2) 无机垢解堵效果分析。溶蚀率测定：将矿物用清水反复冲洗，沉降，倒去上层浊液再冲洗。纳米溶液对岩屑的溶蚀率测定参照SY/T 5886-2018《酸化工作液性能评价方法》进行。
通过岩心驱替方法，结合岩心尺寸数据与每个时间段的压力数据，计算不同岩心的渗透率。
图 1所示为纳米溶液对岩石润湿性的影响结果。从图 1可看出，使用纳米溶液处理后岩心的润湿角有了明显的变化。经纳米溶液处理后，中、低渗岩心润湿角与初始值相比，均提升了20°左右，大大增加了岩心的疏水性。注入PV数越高，岩心润湿角提高的幅度越大。
图 2所示为吸附前后岩石切片的扫描电镜图片。从图 2可知：岩石中存在一定量的石英、黏土等强亲水的矿物，因此润湿性为强亲水。这种岩石表面能小，当水滴滴在上面时，易被矿物与黏土吸附，很快润湿，很难形成接触角；用纳米溶液处理后，岩石中黏土矿物表面被疏水性纳米颗粒覆盖，因为覆盖的纳米颗粒表面为疏水性，其表面能增加，当水滴滴在上面时，通过能量最小化及在重力作用下呈球形，岩石表面润湿性转变为疏水，可以降低水分子流动阻力。
图 3所示为不同质量分数的纳米溶液对沥青质油砂的清洗效果。从图 3可知：对于沥青质沉积，纳米溶液能有效地将沥青质从石英砂表面洗脱下来；与对照样相比较，加入纳米溶液后，石英砂表面沥青质被洗脱，露出白色石英砂；纳米溶液质量分数为33%时，洗脱率达到92.3%；随着纳米溶液质量分数的增大，洗脱率也逐渐增大。
图 4所示为纳米溶液与模拟油的乳化指数。从图 4(a)可看出：当V(柴油)∶V(纳米溶液)=1∶1时，所有反应时间(图中从深蓝色曲线到浅蓝色曲线，纳米溶液体积分数分别为50%、33%、25%、20%、17%)下的柴油乳化指数最低；随着体积分数降低，乳化指数升高，但经过30~60 min后，趋于稳定。随着纳米粒子在油水界面的吸附，体积分数降低，提高了乳液的稳定性，同时促进了界面张力的降低。当纳米溶液体积分数达33%之后，乳化指数变化不大。在现场施工中，纳米体积分数为33%时，乳化效果最佳。
图 5所示为纳米溶液对无机垢的溶蚀情况。从图 5可看出：当纳米溶液的质量分数分别为50%和33%时，对无机垢的溶蚀率达43%左右，表现出较好的溶蚀效果；随着质量分数的降低，溶蚀率下降；当质量分数为17%时，对无机垢的溶蚀率为16%。这说明纳米溶液对矿物具有良好的溶蚀作用，可以实现抑垢、防垢，减少对砂岩酸化的二次伤害。
图 6所示为不同流速的纳米溶液与水对岩心渗透率的影响。由图 6可以看出：岩心经不同流速的水处理后，渗透率基本不变；经纳米溶液处理后，渗透率有明显的增加，且流速越高，渗透率提高得越多。但存在一个临界流速，超过临界流速后，渗透率降低。这说明纳米溶液能有效地增加岩心渗透率，对于中渗和低渗岩心，纳米溶液均能有效改善其渗透率。
图 7所示为浸泡时间对储层渗透率的影响情况。从图 7可看出，在最开始的一段时间内，岩心渗透率随着浸泡时间的增加而快速升高，之后渗透率降低。
图 8所示为注入不同PV数的纳米溶液对岩心渗透率的影响。从图 8可知，岩心渗透率随着注入纳米溶液PV数的增加而先增大，直至临界值后，开始降低。其原因是，随着注入PV数的增加，注入的纳米溶液也增加，疏水膜快速形成，渗透率也快速升高；但注入PV数增加到最佳PV数之后，注入的纳米溶液进入微孔道沉积，堵塞孔隙，使得渗透率下降。现场可通过测地层吸水指数，动态调整注入纳米溶液PV数。
图 9所示为纳米溶液在岩心模拟增注过程中的压力变化情况。从图 9可知，纳米溶液在质量分数为10%、注入量为0.3 PV、注入流速为1.1 mL/min、浸泡1 h的条件下，可使人造岩心平均渗透率提高32.6%，平均注入压力下降35.9%。在实验条件下，该体系能起到很好的增注效果。
海上油田B井为一口注水井，2015年11月开始投注，初始配注量为450 m3/d。B井初期注入压力低，储层吸水指数高，随着注入时间的延长，储层孔隙喉道水润湿强度增强，储层黏土矿物水化膨胀严重，注水量达不到配注量，2018年上半年注入压力上升至15 MPa。
2020年8月对B井进行纳米增注作业，措施后注入压力下降46.7%，注水量提升至8倍，措施后视吸水指数为措施前的8.5倍，有效期是常规酸化的4倍以上，有效期为18个月(见图 10和表 2)。
(1) 通过振荡培养法与溶胶凝胶法，制备了纳米溶液，该体系具备润湿反转、除垢、改善渗透率等性能。
(2) 经纳米溶液处理后的岩心由亲水性变为疏水性，平均岩心润湿角提高20°左右；纳米溶液有助于剥离后的有机垢分散，洗脱率可达92.3%，避免剥离后有机垢的二次沉淀堵塞，能有效溶蚀矿物，溶蚀率达43%，能很好地解除无机垢堵塞。
(3) 岩心经过纳米溶液驱替后，在不超过临界条件下，渗透率随流速、浸泡时间和注入PV数增加而升高，使人造岩心平均渗透率提高32.6%，平均注入压力下降35.9%，可有效地改善渗流阻力。
(4) 纳米增注技术在现场试验取得了良好的效果，可显著提高注水井吸水能力。措施后注入压力下降了46.7%，注入量增加了8倍，吸水指数提高了8.5倍，有效期是常规酸化的4倍以上，表明该技术在中、低渗透油田增产增注方面应用前景十分广阔。
2023, Vol. 52 Issue (5): 80-85 2023, Vol. 52 Issue (5): 80-85