任坤峰，舒福昌，林科雄，罗 刚

（1. 长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434023；2. 荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州 434000）

海上油田注水井复合纳米降压增注技术研究

任坤峰1,2，舒福昌1，林科雄2，罗 刚2

（1. 长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434023；2. 荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州 434000）

为解决海上油田注水井压力升高过快，欠注现象严重的问题，在室内复配了一种适合于海上油田注水井的复合纳米降压增注物料体系。进而评价了该体系的稳定性、界面活性、防膨性能、改变岩石润湿性能以及降低微粒运移伤害能力，还通过岩心驱替实验评价了其降压增注效果。结果表明，该复合纳米降压增注体系具有良好的稳定性和界面性能，在储层温度下放置50 d后界面张力仍然可以稳定在10-2mN/m的数量级。体系对岩心粉末的防膨率可以达到96.7%，并且可以有效改变岩石表面润湿性。使用该复合纳米降压增注物料处理后的驱替液颗粒总数以及粒径中值都明显降低，说明其具有较好的降低微粒运移堵塞的可能性。岩心驱替实验结果表明，经增注措施处理以后压力降低率均可以达到35%以上，可见复合纳米降压增注物料体系具有明显的减阻效果，能够满足海上油田注水井长期降压增注的需要。

注水井；纳米材料；表面活性剂；降压增注

海上某油田注水井在注水过程中由于注入水水质较差、储层敏感性等原因，导致大多数注水井注水压力上升过快，普遍存在注水困难的现象[1]。分析海上油田注水井储层特征以及注入水水质等因素，找出注水井压力升高以及欠注的主要原因。储层黏土矿物质量分数平均为18.5% ～ 22.6%，成份多为蒙脱石、伊利石和高岭石，黏土矿物含量较高在注水过程中易导致水敏性堵塞以及出砂或微粒运移伤害。注水层位属于中高孔、中低渗储层，现场注入水水质较差，悬浮物含量以及含油量均超标，易导致地层堵塞。注水井投注以来采取过数次酸化解堵增注措施，酸化后有一定的效果，但是吸水能力下降很快，酸化有效期较短[2-3]。所以，如何解决海上油田降压增注的技术问题以及延长注水井注水有效期成为当前研究的重要课题。

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纳米聚硅材料是一种新型的注水增注剂，是在油田开发中对纳米技术应用的一次重要试验。其主要成分为二氧化硅的化学改性产品，是一种无毒、无味、无污染的无机非金属材料。该材料在油田注水开发中具有广泛的应用前景[4]。其使用流程与作用机理是：伴随着注水过程向地层中注入一定量的纳米聚硅材料，这些材料的活性成分将吸附在岩石孔隙内表面，会驱逐地层孔隙内的水膜，从而使水膜变薄，增大地层中孔隙、喉道的有效体积，也就降低注入水的流动阻力。并且由于其具有较强的憎水性能，也即隔开了地层岩石与水的接触，因此可以有效防止黏土颗粒膨胀、运移[5]。纳米活性成分还具有较强的耐冲刷能力，从而可以长期地降低注水压力，最终达到长期有效地降压增注的目的。

本文针对海上油田注水井注水过程中压力升高过快、经酸化解堵后所维持的有效期短等问题，依据功能需求来复配了一种适合于海上油田注水井的复合纳米降压增注物料体系，在室内评价了该降压增注体系的性能，为现场应用提供参考。

第一，跟生产条件相联系，明确施肥量。在近些年来，各地有效开展测土配方施肥项目，深入研究小麦测土配方技术，掌握了在不同生态条件下小麦的施肥规律、供肥性能和肥料效应等参数，应按照不同的环境和条件，科学测量施肥量。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

试剂：纳米聚硅粉末，复配表面活性剂，助分散剂，NH4Cl，模拟地层水（矿化度为20 542 mg/L），储层脱气原油，中性煤油，储层天然岩心。

仪器：烧杯，离心管，水浴锅，磁力搅拌装置，电子天平，真空干燥箱，JZ-200系列自动界面张力仪，RC-2100型电阻法颗粒计数器，HARKESPCA视频接触角测定仪，80-2型电动离心机，岩心浸没饱和实验装置，岩心流体驱替实验装置。

1.2 复合纳米降压增注体系的制备

在室温下往99 mL蒸馏水中加入一定质量的复配表面活性剂和助分散剂，搅拌使其完全溶解后将温度升高至60 ℃，再加入1.0 g的纳米聚硅粉末，放在60 ℃水浴中使用磁力搅拌装置搅拌着反应1 h，然后继续升高温度至90 ℃并且经历3 h恒温，得到清澈透明的复合纳米降压增注物料体系，纳米聚硅材料的有效质量分数约为1%。

1.3 性能评价实验方法

④牧羊有限公司结合前期研究成果和实践生产结果后，对现有的五轴组合调质器进行了升级和改进，RHP3600型高剪切调质器，保证了调质器中物料的淀粉糊化度，从而进一步提高了膨化料的产品品质。

1.3.1 体系稳定性及表面/界面张力实验

将制备的复合纳米降压增注体系，在储层温度（60 ℃）条件下放置不同天数后，观察溶液是否澄清，判断体系的稳定性。并使用JZ-200系列自动界面张力仪测定放置不同时间后的表面张力以及与中性煤油之间的界面张力，评价体系的界面性能。

1.3.3 改变岩石润湿性实验

将研磨粉碎的天然岩心粉末加入到制备好的复合纳米降压增注溶液中，再将混合溶液置于离心管中，在60 ℃下静置2 h，然后放入离心机中分离15 min（转速1 500 r/min），记录岩心粉末膨胀体积V1；由煤油和蒸馏水分别代替复合纳米降压增注溶液再重复上述步骤，分别测定岩心粉末在水中的膨胀体积V2和在煤油中的膨胀体积V0；采用B = ( V2- V1）/（V2- V0）×100%来计算防膨率。

1.3.2 防膨性能评价实验

先将洗油烘干的块状储层天然岩心切片浸没于模拟地层水中饱和，然后将岩心切片悬挂于复合纳米降压增注溶液中（容器放在恒温60 ℃的水浴锅中）浸泡24 h，浸泡过程中要保持岩心切片垂直。此后，取出岩心切片用水冲刷一定时间后烘干，再用接触角测定仪测量水滴在其表面上的接触角。为了进行“空白对比”，将另一块岩心切片只用模拟地层水浸没饱和，并且烘干，也测量水滴在这块未经复合纳米降压增注溶液处理的岩心上的接触角，从而判断润湿性的变化。

（3）使用RC-2100型电阻法颗粒计数器测定以上两次接收的驱替液，分析复合纳米降压增注体系处理前后驱替液的颗粒分布情况。

1.3.4 降低微粒运移伤害实验

（1）选取天然岩心经洗油后先以模拟地层水浸没、饱和，接着使用地层水在60 ℃下以0.5 mL / min的流速进行岩心流体驱替，接收一定量驱替液待用。

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（2）再注入2倍于岩心孔隙体积的复合纳米降压增注体系后在60 ℃下老化岩心24 h，使用地层水以相同的流速继续驱替岩心，接收与步骤（1）相同体积的驱替液待用。

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2.2 防膨性评价实验结果

2.3 改变岩石润湿性实验结果

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（2）将岩心装入岩心夹持器中，加环压至3.0 MPa，启动平流泵，使用0.5 mL/min的流速驱替模拟地层水至压力稳定，记录该稳定压力。

（3）注入1倍于岩心总孔隙体积的2.5% NH4C1溶液。

（4）再注入2倍于岩心孔隙体积的复合纳米降压增注溶液，记录压力变化情况，在60 ℃下静置24 h。

（5）继续以相同的流速使用模拟地层水驱替，记录驱替不同孔隙体积所对应的压力变化情况，直至压力稳定，评价复合纳米降压增注体系的降压增注效果。

2 实验结果与讨论

2.1 体系稳定性及表面/界面张力实验结果

按1.3.1所述的实验方法，测定复合纳米降压增注体系在60 ℃下放置不同天数后的稳定性以及表面/界面张力，实验结果见表1。

表1 体系稳定性与界面性能评价结果

由表1可知，复合纳米降压增注物料体系在60 ℃下放置50 d后仍具有较好的稳定性，界面张力稳定在10-2mN/m数量级，说明复合纳米降压增注物料体系具有较好的稳定性以及界面性能。

1.3.5 岩心驱替降压增注实验

在改革开放大潮中推动新型工业化实现新跨越…………………………………………… 中共工业和信息化部党组（10.4）

按照1.3.2所述的实验步骤，测得所制备的复合纳米降压增注物料体系的防膨率可以达到96.7%，说明该体系在注入地层中后，能够有效防止黏土颗粒的膨胀，防止水敏现象的发生，进而降低注水压力。

（1）将油藏的岩心洗油烘干，称其干重；抽真空后以模拟地层水浸没、饱和，称其湿重，计算岩心的孔隙体积和孔隙度。

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按1.3.3所述的实验步骤，测定水滴在复合纳米降压增注物料体系处理前后岩心切片上的接触角，测定结果见表2。

由表5可以看出，第1期CPI对自身变动的贡献率为51.6%，至第11期之后趋于平稳，稳定在40.6%左右；第1期农产品价格对CPI的变动贡献率为48.4%，在第11期趋于平稳，稳定在59.4%左右。

表2 改变岩石润湿性实验结果

由表2实验结果可知，只是以模拟地层水饱和的岩心切片，水滴接触角为37.8°，而经过复合纳米降压增注液处理后的岩心切片，纳米聚硅材料将吸附在岩心切片的表面，使岩心表面呈现出明显的疏水性，水滴接触角变为127.6°。说明该复合纳米降压增注体系具有较好的润湿反转能力。

2.4 降低微粒运移伤害实验结果

按1.3.4所述的实验方法，测定复合纳米降压增注物料体系处理前后驱替液的颗粒分布情况，实验结果见图1和图2。

由图1和图2可以看出，注入复合纳米降压增注物料体系处理后的驱替液颗粒总数从49 283降低至28 364，粒径中值D50从5.76 μm降低至1.14 μm，两项数值都有明显降低，这说明复合纳米降压增注液注入岩心孔隙中以后，纳米颗粒吸附在岩石孔隙表面，减小岩石与水相的接触面积，进而降低水流对岩石颗粒的冲刷作用力，也就降低了出砂和微粒运移伤害的可能。

2.5 降压增注岩心驱替实验结果

按1.3.5所述的实验方法，测定复合纳米降压增注物料体系对岩心降压增注的效果，实验结果见表3。

图1 以模拟地层水驱替时驱替液中粒度分布图

图2 经复合纳米降压增注液处理后驱替液中粒度分布图

表3 岩心驱替降压增注实验结果

从以上实验结果可以看出，在复合纳米降压增注物料体系注入以后，四块天然岩心的压力降低率均可以达到35%以上，可见复合纳米降压增注体系具有明显的减阻效果。继续驱替至100倍量，注入压力基本维持在增注后稳定时的压力值，说明纳米活性成分吸附在岩心孔隙表面后，具有较强的耐冲刷能力，能够较长时间的降低注水压力，可以满足海上油田注水井长期降压增注的需求。

3 结论

（1）依据功能需求复配完成了一种适合于海上油田注水井的复合纳米降压增注物料体系，通过室内实验评价了该体系的稳定性、界面性能、防膨性能、改变岩石润湿性能以及降低微粒运移伤害能力，并且也由岩心驱替实验评价了体系的降压增注效果。

步骤3：在连续虚拟阵列流型的基础上，根据式(17)～(21)进行空域平滑，得到虚拟阵列的接收信号协方差矩阵；

（2）实验结果表明，复合纳米降压增注物料体系具有良好的稳定性和界面性能，在储层温度下放置50 d后界面张力可以稳定在10-2mN/m的数量级。该体系对岩心粉末的防膨率可以达到96.7%，并且可以有效改变岩石表面润湿性。使用复合纳米降压增注物料处理后的驱替液颗粒总数以及粒径中值都明显降低，说明其较好地降低了储层中微粒运移、堵塞的可能性。

（3）四块岩心的驱替实验结果表明，经以上增注措施处理以后压力降低率均可以达到35%以上，继续驱替至100倍量，注入压力仍然维持在增注后稳定时的压力值，可见复合纳米降压增注物料体系具有明显的减阻效果，可以达到海上油田注水井长期降压增注的目的。

[1]郑强. 低渗及稠油油藏水井表面活性剂降压增注技术研究与应用[J]. 石油化工应用， 2012， 31（7）： 14-17.

[2]彭雪飞， 冯浦涌， 黄雷， 等. 海上高温低渗油田酸化技术应用研究[J]. 海洋石油， 2008， 28（2）： 73-76.

[3]顾燕凌， 向蓉， 何志英. 西峰油田酸化增产技术研究与应用[J].海洋石油， 2009， 29（4）： 65-68.

[4]柯扬船， 魏光耀. 纳米材料在石油天然气田开发中的应用进展[J]. 油田化学， 2008， 25（2）： 189-192.

[5]张德华. 聚硅纳米增注技术在纯梁油区低渗透油田的应用[J].内蒙古石油化工， 2013（10）： 100-101.

Study on the Technology of Composite Nano Depressurization and Augmented Injection for Water Injection Well in Offshore Oil Field

REN Kunfeng1,2, SHU Fuchang1, LIN Kexiong2, LUO Gang2
（1. College of Chemistry and Environmental Engineering, Yangtze University, Hubei Jingzhou 434023, China；2. Jingzhou Hanc New-Tec Research Institute, Hubei Jingzhou 434000, China）

In order to solve the rapid increase of pressure and under injection of water injection wells in offshore oilfield, a composite nano depressurization and augmented injection system for water injection well in offshore oilfield was developed. The stability, interfacial activity, anti-swelling property, change of the rock wettability, and the ability to reduce the migration and damage of the particles were evaluated. Meanwhile, the effect of depressurization and augmented injection was demonstrated by the displacement experiment. The results show that the composite nano depressurization and augmented injection has a good stability and interfacial property, and the interfacial tension can be stabilized at 10-2mN/m when placed under the simulated reservoir temperature for 50 days. The anti-swelling rate of core powder can reach 96.7%, which can effectively change the surface wettability of rock. The total number of the particles and the median diameter of the flooding particles were significantly decreased after treating by the system, it means the possibility of blockage caused by particle migration can be reduced to some extent. Core flooding experiments showed that the depressurization rate reaches more than 35% after taking the augmented injection measure. It can be concluded that the drag reducing effect of the composite nano depressurization and augmented injection system is obvious, and can meet the needs of longterm depressurization and augmented injection of water injection wells in offshore oilfield.

Water injection well; nanometer material; surfactant; depressurization and augmented injection

TE357.6

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2016.04.061

1008-2336（2016）04-0061-04

2016-05-09；改回日期：2016-05-26

任坤峰，男，1986年生，硕士，工程师，一直从事油田化学研究工作。

E-mail：476557367@qq.com。