2-D智能纳米黑卡在低渗透油藏中的驱油性能评价*

杨景斌 ，侯吉瑞，屈 鸣，闻宇晨，梁 拓，吴伟鹏，赵梦丹，杨二龙

（1.中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249；2.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；3.东北石油大学教育部提高油气采收率重点实验室，黑龙江大庆 163318）

中国的低渗透油气资源丰富，其中低渗透油藏油气地质储量约占总油气储量的50%，分布广，储量大。随着技术的不断发展和研究的逐步深入，低渗透油气开采储量在我国的总开采量中所占的比重也在逐年上升［1-2］。但是由于低渗透油藏岩石埋藏致密、孔喉狭小、渗透性差等特点，常规油气开采技术在低渗透油气藏中难以起到较好的效果。水驱洗油效率低，波及体积小，注入压力高；特低和超低渗油藏更是由于渗透率低，毛细管阻力大，常规注入也非常困难［3］。因此，开展低渗透油藏开采新技术的研究，探索低渗透油藏提高采收率的新方向具有重大的战略意义［4-6］。

纳米颗粒能有效降低界面张力，改变岩石润湿性，可在一定程度上提高洗油效率［7-8］。SiO2纳米颗粒因其表面效应强，与驱替流体相容性好，相关的降压增注技术已取得了一定的效果和研究认识，并在油田现场开展了初步的试验［9-12］。随着新型纳米技术的不断发展和成功应用，越来越多的纳米材料和驱油技术被应用于提高原油采收率［13-15］。中国石油大学（北京）自主研发的片状新型纳米材料的微观形态类似“黑色卡片”。它不同于现有球状纳米材料与油水界面的“点-面”接触［16］，而是与油水界面形成“面-面”接触，效率高，用量少，界面作用极强，可充分发挥智能找油功能。其配伍性好，能在地层水、原油、土酸、聚合物、活性水、压裂液以及多种有机溶剂中均匀分散，耐酸、耐碱，耐温（300℃）、耐盐（矿化度30×104mg/L）［17］。在油田常用措施工艺中，可发挥润湿反转、乳化、降黏、降低界面张力、洗油、稳泡、降压增注等多重功效［18-19］。纳米片与残余油滴表面持续接触，对油滴的运移产生“润滑效应”，相当于给油滴安装“滑轮”，提高了原油的流动能力，有利于将原油从岩石表面剥离，因此，命名为“2-D智能纳米黑卡”。本文使用一维低渗透岩心开展了2-D智能纳米黑卡的驱替研究。通过改变宏观实验条件［20］，评价不同注入参数对2-D 智能纳米黑卡提高原油采收率的影响，系统研究了2-D 智能纳米黑卡在低渗透油藏中的注入性能，并分析探讨了2-D 智能纳米黑卡的驱油机理，为纳米材料在油田开发中的应用提供了一定的技术参考。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

实验用驱替流体为中国石油大学（北京）自主研发的片状新型纳米材料—2-D 智能纳米黑卡，其是由过渡金属矿物在高压微型反应釜中反应，经冷却、分离后制备而成，2-D智能纳米黑卡溶液是由固体黑卡和地层水按照一定的比例混合，在超声波作用下震荡30 min后配制成的悬浮液；大庆油田取样原油，25℃下的黏度分别为25 mPa·s和100 mPa·s；冀东油田高24 块原油，黏度为15 Pa·s（室温，后同）；辽河油田月东B岛稠油，黏度为13160 mPa·s；塔河油田超稠油，黏度1800 Pa·s；大庆油田模拟地层水，25℃下的黏度为1.0 mPa·s、密度为1.0 g/mL［10］，矿化度7148.80 mg/L，离子组成（mg/L）为：Ca2+14.85、Mg2+14.96、K++Na+2426.21、CO32-197.66、HCO3-2160.08、Cl-2281.84、SO42-53.20；实验用岩心为露头圆柱岩心，长100 mm、直径25 mm，渗透率为2.5×10-3数2500×10-3μm2。

图1 岩心驱替实验流程图

SIGMA 500 扫描电子显微镜（SEM），德国卡尔蔡司公司；Dimension FastScan 原子力显微镜（AFM），美国Bruker 公司；DV2T 黏度计，美国Brookfield 公司；实验设备主要包括：流量泵（工作压力0数30 MPa，流速范围0.01数200.00 mL/min）、活塞式中间容器（0.5数2 L，工作压力≤32 MPa）、压力监测设备及压力数据存储记录软件（北京昆仑海岸传感技术有限公司）、采出液计量装置、岩心夹持器和六通阀等［21］。岩心驱替实验流程图见图1。

1.2 实验方法

（1）实验步骤：①将岩心驱替装置抽真空后，饱和模拟地层水，测定岩心的孔隙体积并计算孔隙度，以恒定的速率注入模拟地层水，记录稳定时的注水压力并计算岩心渗透率［22-23］；②恒速条件下将岩心饱和模拟油，并恒温静置两天进行老化；③开展岩心水驱实验，从注入端注入模拟地层水，直至出口端采出液中的含水率达到98%时停止注入；④按照设计的不同实验参数注入2-D智能纳米黑卡溶液，研究2-D智能纳米黑卡溶液的驱油效果。

（2）岩心驱替实验方案：①设计岩心渗透率分别为2.5×10-3、25×10-3、250×10-3、2500×10-3μm2，研究岩心渗透率的影响［13］；②设计黑卡质量分数分别为0.005%、0.01%，研究黑卡浓度的影响；③设计原油黏度分别为25 mPa·s（25℃）、100 mPa·s（25℃），研究原油黏度的影响。

2 结果与讨论

2.1 2-D智能纳米黑卡静态性能

2.1.1 粒径测定及微观结构

片状新型纳米材料2-D智能纳米黑卡是一种黑色粉末状固体，表面呈现金属光泽。用扫描电子显微镜（SEM）观察颗粒的微观结构并结合原子力显微镜（AFM）分析颗粒的尺寸。由图2 可见，片状2-D 智能纳米黑卡面积约60 nm×80 nm。由图3 AFM 照片以及测试区域纳米片的相应高度分布可见，2-D 智能纳米黑卡平均厚度约为1.2 nm，即片状2-D 智能纳米黑卡的尺寸约为60 nm×80 nm×1.2 nm。

图2 2-D智能黑卡实物照片

图3 2-D智能黑卡AFM照片（a）及纳米片高度分布图（b）

2.1.2 润湿性

液体在与固体接触时沿固体表面扩展的现象称为液体润湿固体［24-25］，通常用接触角来反映润湿的程度。在液、固、气三相的交界处作液体表面的切线与固体表面的切线，两切线通过液体内部所成的夹角θ即称为接触角。通过测量蒸馏水滴在片状2-D智能纳米黑卡上的静态接触角来评价其润湿性能。实验结果表明，将5 μL蒸馏水滴在片状2-D智能纳米黑卡上的静态接触角为91°。根据接触角与润湿性的关系可知，当接触角等于90°时，呈现中性润湿状态，因此片状2-D 智能纳米黑卡具有中性湿润的特性。这说明片状2-D 智能纳米黑卡在油/水中具有两亲的潜力，能够实现强亲油-亲水性质，随注水井注入油藏后发挥“智能找油”的功能，在离散化的油水界面形成稳定的吸附层，实现油藏降黏效果。

2.1.3 界面性质

将片状2-D智能纳米黑卡注入油/水中，观察其注入前、后油/水界面的变化，分析片状2-D 智能纳米黑卡对油/水界面性能的影响，实验结果如图4所示。由图4（a）可见，在高界面张力作用下油/水间出现了凹液面。由图4（b）可见，将片状2-D 智能纳米黑卡慢慢注入油/水后，纳米片吸附在油水界面上，极少量纳米片沉淀在底部。黑卡密度为4.8 g/cm3，这说明片状2-D 智能纳米黑卡具有极强的亲油-亲水性质，油/水间的界面张力降低，使得油/水间的凹液面转变为平面［26］。另外，当加入的片状2-D 智能纳米黑卡过量时（图4（c）），纳米片会大量吸附于油水界面上，吸附厚度达到3 mm，没有因密度远大于水而沉淀，这种强界面吸附有利于改善油水界面的性质，实现“自动找油”。为进一步研究片状2-D 智能纳米黑卡对油/水界面性能的影响，分别将片状2-D 智能纳米黑卡从油相和水相中注入，观察对油/水界面的影响。实验结果发现，从油相中注入片状2-D智能纳米黑卡和从水相中注入的结果相同。注入过量的片状2-D 智能纳米黑卡最终都会吸附在油/水界面上，改善油/水界面的性质，从而使得油湿表面变为中性湿润。2-D智能纳米黑卡在油水界面之间形成2-D 纳米片吸附层，降低界面张力至0.04 mN/m。不同于表面活性剂的两亲分子单层吸附，2-D纳米片在油水界面呈面状、多层吸附［27］。

图4 2-D智能纳米黑卡对油/水界面性能的影响

2.1.4 分散稳定性

选用质量分数为0.005%的高浓缩片状2-D 智能纳米黑卡进行分散稳定性的评价。常温下静置溶液30 d无明显沉降。将片状2-D智能纳米黑卡溶液运输至塔河油田井场，稀释500数1000 倍，轻微搅拌后即可形成稳定分散溶液。实验结果表明，0.005%的片状2-D智能纳米黑卡可均一、稳定分散在水相中。

2.1.5 乳化降黏性

将0.005%的2-D 智能纳米黑卡溶液以质量比3∶7与冀东稠油（黏度15 Pa·s）混合，在室温下用搅拌机将其混合均匀，用黏度计（6 r/min、室温）测得混合物的黏度为6 mPa·s，降黏率达到99.9%；将0.005%的2-D智能纳米黑卡溶液以质量比3∶7与辽河油田月东B 岛稠油混合搅拌均匀后，常温下黏度由13160 mPa·s 降至7 mPa·s，降黏率达到99.9%。片状2-D 智能纳米黑卡体系对冀东油田稠油、辽河油田稠油乳化降黏后的微观图像见图5。由图可见，2-D 智能纳米黑卡与原油接触后，原油发生乳化，形成稳定的纳米级乳状液，从而起到降低原油黏度的效果。塔河油田超稠油（1800 Pa·s）常温下为固体，按照质量比1∶1 加入2-D 智能纳米黑卡溶液，黏度降至20 Pa·s。原油黏度的降低，可改善水油流度比，提高最终采收率。

图5 纳米黑卡体系对稠油乳化降黏后的微观图像

2.2 驱油效果

通过改变实验参数进行一维岩心驱替实验，考察岩心渗透率、黑卡浓度以及原油黏度对2-D 智能纳米黑卡溶液驱油效果的影响，研究2-D 智能纳米黑卡的最佳注入参数。

2.2.1 岩心渗透率的影响

选取0.005%的2-D 智能纳米黑卡溶液及黏度为25、100 mPa·s的原油进行岩心驱替实验，岩心渗透率对纳米黑卡溶液驱油效果的影响见表1。在原油黏度相同的条件下，随岩心渗透率增加，纳米黑卡溶液驱的采收率增幅先增加后降低，采收率增幅在11%数19%之间。岩心渗透率为25×10-3μm2时，纳米黑卡溶液的驱油效果最好，最高采收率增幅为18.10%。与高渗透性岩心相比，低渗透性岩心具有更高的比表面积，因此在低渗透岩心中黑卡与油的接触时间更长，可以从孔隙表面解吸更多的油［24］。因此，选取渗透率为25×10-3μm2的岩心进一步研究2-D智能纳米黑卡溶液体系在多孔介质中的流动特征和驱油效果。

表1 岩心渗透率对0.005%纳米黑卡溶液驱油效果的影响

在渗透率为25×10-3μm2的岩心中，水驱到6 PV时注入0.005%2-D智能纳米黑卡溶液，纳米黑卡注入前后的注入压力变化见图6。从压力曲线看，在水驱油阶段，注入压力先上升后下降，当注入1.2 PV水时，注入压力上升到最高值，达到1.2 MPa。随后由于岩心中的油不断地被采出，注入压力迅速下降，最终由于水突破效应导致注入压力趋于平稳；当注入纳米黑卡溶液后，黑卡溶液在孔喉较小的区域形成临时堵塞效应，注入压力先有小幅增加，后迅速下降。在驱替实验过程中，由于黑卡和油的相互作用在两相界面上产生了渗透压，促使油形成楔形形状，同时渗透压在该界面处产生额外的压力，从而使黑卡流体在楔形区域中向前运动，然后在大量液体的压力驱动下，黑卡流体能沿着表面扩散从而使岩心中的油滴脱落。另外，2-D 智能纳米黑卡的中性润湿性质也可降低岩心的毛细管力，有利于驱替剩余油。由此可见，2-D 智能纳米黑卡具有降低注入压力的效果［11-12］。

2.2.2 纳米黑卡浓度的影响

0.01%的2-D 智能纳米黑卡溶液对岩心的驱油效果见表2。当原油黏度为25、100 mPa·s 时，2-D智能纳米黑卡体系在岩心渗透率为25×10-3μm2时的驱油效果最佳，采收率增幅分别为18.76%和17.06%。与表1 中2-D 智能纳米黑卡质量分数为0.005%时相比，黑卡质量分数为0.01%的驱油效果略好。这是由于水驱过程中出现的黏性指进效应，使得油/水界面产生了沿着壁面的高界面张力油膜。随着2-D 智能纳米黑卡溶液的注入，纳米黑卡吸附于岩石表面，并将岩石表面的润湿性从油润湿改变为中性湿润，从而使得油膜脱离壁面，然后在黑卡流体的回旋式流动效应下，剩余油滴聚并，形成近活塞驱替，从而将脱离出的油驱替出来，增加了原油的采收率［16-18］。

图6 注入2-D智能纳米黑卡溶液前后的压力变化

表2 0.01% 2-D智能纳米黑卡溶液的驱油效果

在岩心渗透率为25×10-3μm2的岩心驱替模型中，不同黑卡浓度下的采出程度不同。在原油黏度为25 mPa·s 的条件下，当黑卡质量分数为0.005%时，水驱采收率为52.35%，最终采收率为70.45%；当黑卡质量分数为0.01%时，水驱采收率为51.3%，最终采收率为70.06%。0.005%和0.01%2-D智能纳米黑卡体系的采收率增幅分别为18.10%和18.76%。在原油黏度为100 mPa·s 的条件下，当黑卡质量分数为0.005%时，水驱采收率为47.5%，最终采收率为63.75%；当黑卡质量分数为0.01%时，水驱采收率为47.21%，最终采收率为64.27%。0.005%和0.01%2-D智能纳米黑卡体系的采收率增幅分别为16.25%和17.06%。与黑卡加量为0.005%相比，0.01%的纳米黑卡体系驱油效果略好，但考虑到材料成本及经济效益等方面的因素，2-D 智能纳米黑卡溶液适宜的加量为0.005%。

2.2.3 原油黏度的影响

由表2可见，2-D智能纳米黑卡体系在低黏度油（25 mPa·s）下的水驱采收率为51.30%，最终采收率为70.06%，采收率增幅为18.76%；在高黏度油（100 mPa·s）下的水驱采收率为47.21%，最终采收率为64.27%，采收率增幅为17.06%。2-D 智能纳米黑卡在低黏度油和高黏度油的驱替中均可以发挥重要作用，但在低黏度油（25 mPa·s）驱替中采收率增幅大，驱油效果较好。这主要是由于黑卡更易与低黏度油表面接触，在两相界面上产生表面张力梯度，从而形成微观回旋式流动，导致油和黑卡溶液界面附近呈现出对流的流动现象［28］。2-D智能纳米黑卡的微观回旋式流动有利于提高驱替效率，能使黑卡与剩余油滴表面持续接触，对油滴的运移产生“润滑效应”，类似于给油滴安装“滑轮”，提高原油的流动能力，有利于将附近的微小剩余油滴聚集在一起，在对流作用的驱动下将其采出。

综上，通过对岩心驱油实验结果的分析，2-D智能纳米黑卡在渗透率为25×10-3μm2的岩心驱替模型、25 mPa·s的原油黏度和0.005%的黑卡加量下取得了较好的驱油效果。

3 结论

2-D智能纳米黑卡作为纳米尺度下的一种驱油用体系，能改变岩石润湿性，降低毛管阻力，将油膜从岩石表面剥离，2D纳米片具有强亲油-亲水性质，在水相中均一、稳定分散，能很好地降低油水界面张力，在离散化的油水界面形成稳定的吸附层，乳化降黏效果较好；随注水井注入油藏后发挥“智能找油”功能，可应用于低渗透油藏，提高驱油效率。

岩心渗透率、原油黏度、2-D智能纳米黑卡溶液浓度对驱油效果均有影响。2-D智能纳米黑卡溶液具有降压增注的效果，在岩心渗透率为25×10-3μm2、黑卡加量为0.005%、原油黏度为25 mPa·s 时，2-D智能纳米黑卡溶液能发挥较好的驱油效果。