辛驊志, 楊萬里, 劉志強(qiáng), 孔祥帥, 楊煥強(qiáng)

(1.中國石油新疆油田分公司 新疆礫巖油藏實(shí)驗(yàn)室, 新疆 克拉瑪依 834000； 2.長江大學(xué) 石油工程學(xué)院, 湖北 武漢 430100)

0 引言

百21井區(qū)三疊系克下組儲(chǔ)層巖石類型較多，巖性較粗，以砂礫巖為主[1].當(dāng)前百21井區(qū)三疊系油藏水驅(qū)已經(jīng)基本結(jié)束，明確水驅(qū)后提高采收率方案十分關(guān)鍵[2,3].低礦化度水驅(qū)能夠有效提高油藏采收率，成本較低且對(duì)環(huán)境無害[4].低礦化度水驅(qū)提高采收率效果及機(jī)理與注入水的化學(xué)性質(zhì)、儲(chǔ)層流體的成分以及儲(chǔ)層巖石成分有關(guān)[5,6].低礦化度水驅(qū)注入過程會(huì)導(dǎo)致潤濕性改變和儲(chǔ)層中微小顆粒運(yùn)移[7,8].加入納米二氧化硅顆粒可以提高對(duì)低礦化度水驅(qū)過程中微小顆粒運(yùn)移的控制[9].但是納米二氧化硅顆粒注入過程存在明顯的沉積現(xiàn)象，因此通過加入表面活性劑或低礦化度水來改善納米二氧化硅顆粒的注入性，同時(shí)減少儲(chǔ)層對(duì)表面活性劑的吸附，提高采收率[10,11].

本文開展納米顆粒、表面活性劑和低礦化度水交替注入驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，分析驅(qū)油過程中潤濕性，不同孔隙內(nèi)剩余油變化及分布類型，明確不同注入方式的提高采收率效果及改變潤濕性的驅(qū)油機(jī)理，為應(yīng)用納米顆粒、表面活性劑和低礦化度水交替注入高效開發(fā)油藏提供依據(jù).

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

1.1.1 實(shí)驗(yàn)巖心

從百21井區(qū)克下組油藏取露頭巖心，切成30×2.54 cm的巖心.巖心致密均質(zhì)，巖心具體數(shù)據(jù)如表1所示，巖心樣品照片如圖1所示.

表1 巖心參數(shù)

圖1 巖心照片

1.1.2 黏土礦物特征及水敏性評(píng)價(jià)

百21井區(qū)三疊系克下組儲(chǔ)層巖石類型較多，巖性較粗，以砂礫巖為主；碎屑組分以巖屑為主，石英、長石的含量較少；膠結(jié)物主要以泥質(zhì)、泥云、方解石和云母為主.通過巖心觀察和薄片鏡下鑒定分析可知，該區(qū)三疊系克下組巖石的結(jié)構(gòu)成熟度較低，顆粒以次圓狀為主，次棱角狀、圓狀次之，分選性差.膠結(jié)中等-致密，膠結(jié)類型以接觸-孔隙式為主，孔隙式和孔隙-接觸式次之，這種巖石結(jié)構(gòu)特征決定了儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)復(fù)雜，物性較差.從X-射線衍射分析結(jié)果(如表2所示)來看，克下組油藏粘土礦物以蠕蟲狀高嶺石為主，占37.5%，其次為不規(guī)則狀伊/蒙混層，占28.2%，混層比例為41.7%.

表2 百21井區(qū)三疊系克下組油藏黏土礦物統(tǒng)計(jì)

由于黏土礦物的膨脹性使其在與外來流體接觸時(shí)產(chǎn)生水化膨脹現(xiàn)象會(huì)導(dǎo)致滲透率降低，在開展低礦化度水研究的過程中，明確儲(chǔ)層的水敏性至關(guān)重要，因此開展水敏性研究，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表3所示.實(shí)驗(yàn)使用百21井區(qū)模擬地層水，低礦化度水(為地層水礦化度一半)和蒸餾水驅(qū)替巖心.

表3 百21井區(qū)儲(chǔ)層水敏感性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從圖2可知，百21井區(qū)克下組呈現(xiàn)中等偏弱水敏特征，個(gè)別井巖心水敏性較強(qiáng)，這與巖心中黏土礦物含量有關(guān).流體浸泡的黏土礦物，水分子會(huì)進(jìn)入礦物晶格并膨脹，不同類型的黏土礦物膨脹能力不同，其膨脹能力為蒙脫石>伊蒙混層和綠蒙混層>綠泥石>伊利石,高嶺土無膨脹性能.由百21井區(qū)三疊系克下組儲(chǔ)層黏土礦物統(tǒng)計(jì)可知，雖然沒有膨脹能力較強(qiáng)的蒙脫石，但是伊/蒙混層含量很高，其膨脹性不可忽略.因此，伊/蒙混層含量是造成儲(chǔ)層呈現(xiàn)中等偏弱水敏特征的主要原因.

圖2 百21井區(qū)水敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)圖

1.1.3 實(shí)驗(yàn)流體

實(shí)驗(yàn)用水：百21井區(qū)模擬地層水，礦化度7 523.7 mg/L；實(shí)驗(yàn)用油：百21井區(qū)實(shí)際原油(粘度6.6 mPa·s，密度0.786 8 g/cm3).70 ℃下流體性質(zhì)如表4所示.去離子水中以4∶1的比例溶解NaCl和CaCl2，配置10%高礦化度水.

根據(jù)該區(qū)地層水全分析資料統(tǒng)計(jì)，該油藏地層水的水型為NaHCO3型，Cl-含量為2 238.20 mg/L，礦化度為6 163.00 mg/L(如表4所示).將模擬地層水稀釋10倍制成低礦化度水.表面活性劑溶液將十二烷基硫酸鈉表面活性劑分散在去離子水中制備.溶液性質(zhì)如表5所示.百21井區(qū)克下組油藏地面原油分析資料如表6所示，該油藏地面原油密度為0.843 g/cm3，50 ℃下粘度為7.80 mPa·s.

將高礦化度水稀釋10倍制備成低礦化度水(1%).表面活性劑為陰離子十二烷基硫酸鈉(SDS)，配置成0.1%的溶液，納米二氧化硅顆粒與水配置的溶液濃度為0.05%.納米二氧化硅顆粒與十二烷基硫酸鈉(SDS)溶液和低礦化度水溶液制備成含納米顆粒的混合溶液，納米顆粒濃度為0.05%，其中溶質(zhì)濃度(SDS/NaCl/CaCl2)保持不變.

表4 百21井區(qū)三疊系克下組油藏地層水性質(zhì)參數(shù)

表5 70 ℃下流體性質(zhì)

表6 百21井區(qū)三疊系克下組油藏地面原油性質(zhì)參數(shù)

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

巖心放入夾持器中抽真空48小時(shí)，測(cè)試孔隙度和滲透率.巖心100%飽和水后確定束縛水飽和度.巖心在70 ℃的溫度下，在20 MPa圍壓下老化5天，老化后進(jìn)入驅(qū)替階段.巖心參數(shù)如表3所示[12].

為了充分考慮提高采收率過程中二氧化硅納米顆粒的影響，本研究以納米顆粒在不同溶液中性質(zhì)為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)了四種不同二氧化硅納米顆粒注入方式：

(1)低礦化度水-納米顆粒-表面活性劑(LNS)：水驅(qū)至巖心不出油，化學(xué)劑注入順序?yàn)榈偷V化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑-低礦化度水-納米二氧化硅顆粒，每個(gè)階段均在巖心不在出油后再注入下一個(gè)段塞.

(2)低礦化度水-表面活性劑-納米顆粒(LSN)：水驅(qū)至巖心不出油，化學(xué)劑注入順序?yàn)榈偷V化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑-低礦化度水-納米二氧化硅顆粒，每階段均注入到不出油結(jié)束.

(3)低礦化度水與納米二氧化硅顆粒-表面活性劑復(fù)配溶液(MLNS循環(huán))：水驅(qū)至巖心不出油，化學(xué)劑注入順序?yàn)榈偷V化度水與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液-表面活性劑-低礦化度水-低礦化度水與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液，每階段均注入到不出油結(jié)束.

(4)低礦化度水-表面活性劑與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液 (LMNS循環(huán))：水驅(qū)至巖心不出油，化學(xué)劑注入順序?yàn)榈偷V化度水-表面活性劑與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液-低礦化度水，每階段均注入到不出油結(jié)束.

1.3 潤濕性與剩余油分析

每個(gè)注采階段結(jié)束后，巖心取出，分別測(cè)試接觸角，核磁與巖心熒光分析，巖石/流體的接觸角由高壓高溫(HPHT)滴形分析儀(DSA)使用捕獲氣泡法測(cè)量[13].在70 ℃和20 MPa下測(cè)量接觸角，以確定注入流體對(duì)潤濕性的影響.

2 結(jié)果與討論

本研究通過將納米二氧化硅顆粒溶液注入高滲砂巖儲(chǔ)層，納米二氧化硅顆?？梢员Ｗo(hù)儲(chǔ)層，有效降低化學(xué)劑對(duì)地層傷害.巖心水驅(qū)后交替注入低礦化度水，納米二氧化硅顆粒，表面活性劑，分析不同注入方法的提高采收率效果，具體方案如下：

(1)低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑 (LNS)

(2)低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒(LSN循環(huán))

(3)低礦化度水與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液-表面活性劑 (MLNS循環(huán))

(4)低礦化度水-表面活性劑與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液 (LMNS循環(huán))

同時(shí)在儲(chǔ)層溫度(70 ℃)和壓力(20 MPa)下，使用高壓高溫滴形分析儀(DSA)測(cè)試注入流體后巖石潤濕性的變化，使用旋滴界面張力儀測(cè)試流體和原油之間的界面張力.

2.1 不同注入方式巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

水驅(qū)不出油后，注入低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑(LNS循環(huán))完成第一次循環(huán).再注入低礦化度水和納米二氧化硅顆粒完成第二次循環(huán)，每個(gè)階段均在巖心不再出油后再注入下一個(gè)段塞.實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示，低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑 (LNS)循環(huán)注入階段累計(jì)提高采收率18.98%，其中，0.9 PV的低礦化度水可提高采收率8.15%，0.9 PV的納米二氧化硅顆粒可提高采收率2.42%，0.2 PV的表面活性劑提高采收率1.32%.第二次循環(huán)階段，0.85 PV的低礦化度水可提高采收率4.67%，1.1 PV的納米二氧化硅顆?？商岣卟墒章?.42%.

圖3 低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑提高采收率曲線

對(duì)于低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒 (LSN循環(huán))，低礦化度水共注入0.8 PV，采收率為4.12%，表面活性劑注入0.5 PV，采收率為4.49%.注入0.6 PV 納米二氧化硅顆?？蓪⑻岣卟墒章?.31%.第二次循環(huán)注入0.7 PV低礦化度水，提高采收率2.28%.

注入納米二氧化硅顆粒期間，通過巖心的壓差增大，與LNS循環(huán)期間壓力變化相似.表面活性劑在水膜和原油之間形成界面.孔隙中的表面活性劑被納米二氧化硅顆粒吸附，形成硅酸鹽復(fù)合物.納米二氧化硅顆粒在巖石表面的吸附導(dǎo)致滲透率降低，納米二氧化硅顆粒造成的地層損害是暫時(shí)的.連續(xù)注入低礦化度水會(huì)使巖心滲透率恢復(fù)至原水平[14].圖4表明表面活性劑注入會(huì)降低巖心驅(qū)替過程中的壓力.納米二氧化硅顆粒注入階段，巖心兩端壓差快速增加，當(dāng)注入0.7 PV低礦化度水后，巖心兩端驅(qū)替壓力降低，滲透率恢復(fù).

圖4 低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒提高采收率曲線

分析交替注入低礦化度水、納米二氧化硅顆粒-表面活性劑混合溶液(MLNS循環(huán))提高采收率效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5所示.低礦化度水-納米二氧化硅顆?；旌先芤鹤⑷腚A段采收率10.12%.再次注入表面活性劑以及低礦化度水-納米二氧化硅顆?；旌先芤海稍偬岣卟墒章?.48%.

圖5 低礦化度水與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液-表面活性劑提高采收率曲線

對(duì)于LNS和LSN循環(huán)，納米二氧化硅顆粒和低礦化度水分別注入到巖心中，在孔隙中相互作用，而在MLNS循環(huán)中，納米二氧化硅顆粒溶解在低礦化度水中，配置成溶液注入巖心.注入流體與原油之間的界面張力降低，但是粘度略有增加，注入流體的pH值呈現(xiàn)輕微的酸性.

實(shí)驗(yàn)過程中壓差增大表明孔隙壁上納米二氧化硅顆粒沉積，這種現(xiàn)象在LNS循環(huán)中第一次注入納米二氧化硅顆粒沒有出現(xiàn).納米二氧化硅顆粒在孔壁上的沉積歸因于低礦化度水和納米二氧化硅顆粒相互作用形成的復(fù)雜硅酸鹽化合物對(duì)納米二氧化硅顆粒的吸引[15].同時(shí)，沉積的納米二氧化硅顆粒增加了流體的波及效率，從而防止了在微孔隙中的油相脫落.分析壓差可知，注入的表面活性劑使巖心滲透率恢復(fù).吸附在孔隙表面的納米二氧化硅顆粒被表面活性劑溶液溶解和運(yùn)輸.第二次注入納米二氧化硅顆粒低礦化度水溶液過程中壓差變化與初次注入沒有區(qū)別.納米二氧化硅顆粒低礦化度水溶液第二次注入時(shí)的壓差也表明，注入的表面活性劑溶液使巖心滲透率恢復(fù)[16,17].

分析低礦化度水-納米二氧化硅顆粒和表面活性劑混合溶液(LMNS循環(huán))提高采收率效果，其實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖6所示，注入1.34 PV低礦化度水，采收率為10.32%.納米二氧化硅顆粒和表面活性劑混合溶液共注入0.7 PV，提高采收率3.23%，最后注入0.8 PV低礦化度水，提高采收率1.29%.納米二氧化硅顆粒和表面活性劑混合溶液注入期間，巖心壓差增大，表明納米二氧化硅顆粒在孔隙表面沉積，但是在低礦化度水注入階段，巖心滲透率恢復(fù)，表面活性劑吸附在納米二氧化硅顆粒表面，納米二氧化硅顆粒和表面活性劑混合溶液與原油之間的界面張力低于表面活性劑與原油之間的界面張力[18,19].

圖6 低礦化度水-表面活性劑與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液提高采收率曲線

2.2 不同注入方式接觸角結(jié)果分析

每階段化學(xué)劑注入結(jié)束后，測(cè)試巖石表面與原油接觸角，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖7～10所示.對(duì)于低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑 (LNS)，潤濕角變化如圖7所示.第一次循環(huán)注入低礦化度水和納米二氧化硅顆粒后，巖心潤濕性從強(qiáng)油濕轉(zhuǎn)變?yōu)槲⒂蜐?第二次低礦化度水和納米二氧化硅顆粒注入結(jié)束后，潤濕性從微油濕變?yōu)樗疂馵20,21].低礦化度水驅(qū)具有多種提高采收率機(jī)制，其主要機(jī)理是潤濕性轉(zhuǎn)變.重點(diǎn)分析納米二氧化硅顆粒、低礦化度水、表面活性劑與巖石礦物的相互作用.潤濕性的改變(從輕微油濕變?yōu)樗疂?，提高了采收率.納米二氧化硅顆粒與孔隙中低礦化度水相互作用，形成硅酸鹽復(fù)合物，并擴(kuò)散到儲(chǔ)層孔隙中，使油滴與水膜分離[22,23].

對(duì)于低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒 (LSN循環(huán))，潤濕角變化如圖8所示.納米二氧化硅顆粒在巖石表面的吸附將潤濕性轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂?，然而，隨著后續(xù)低礦化度水將巖心表面納米二氧化硅顆粒沖走，連續(xù)注入低礦化度水會(huì)使巖心由水濕轉(zhuǎn)變?yōu)橛蜐?

對(duì)于注入低礦化度水、納米二氧化硅顆粒-表面活性劑混合溶液(MLNS循環(huán))，潤濕角變化如圖9所示.納米二氧化硅顆粒低礦化度水溶液將潤濕性從強(qiáng)油濕轉(zhuǎn)變?yōu)檩p度油濕，低礦化度降低了納米二氧化硅顆粒與巖石表面礦物和原油環(huán)烷酸的相互作用，表面活性劑的加入使得輕度油濕轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂馵24].

圖7 低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑接觸角變化曲線

圖8 低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒接觸角變化曲線

圖9 低礦化度水與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液-表面活性劑接觸角變化曲線

低礦化度水-納米二氧化硅顆粒和表面活性劑混合溶液(LMNS循環(huán))接觸角變化如圖10所示.納米二氧化硅顆粒和表面活性劑混合溶液注入后的潤濕性與LNS循環(huán)第二次注入納米二氧化硅顆粒時(shí)的潤濕性相似，這表明LNS循環(huán)期間，潤濕性從輕微油濕轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂竦臋C(jī)理與LMNS循環(huán)相同，同時(shí)納米二氧化硅顆粒和表面活性劑混合溶液的注入增加了流體的波及效率[25,26].

圖10 低礦化度水-表面活性劑與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液接觸角變化曲線

2.3 不同注入方式微觀剩余油動(dòng)用分析

圖11～14為不同注入方式驅(qū)替后巖心核磁共振T2譜，T2譜呈單峰狀，孔隙尺寸在0.004～32.000 μm之間，巖心平均原始含油飽和度為71.2%，飽和孔隙在0.03 μm以上.巖心按照孔隙尺寸劃分為4部分：微孔隙(孔隙尺寸<0.028μm)、小孔隙(孔隙尺寸0.028～0.280 μm)、中孔隙(孔隙尺寸 0.280～2.800 μm)和大孔隙(孔隙尺寸>5.000 μm).

由圖15～22分析可知，低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑的效果最好.水驅(qū)階段，分析不同尺寸孔隙內(nèi)水驅(qū)采出程度，微孔隙內(nèi)水驅(qū)采收率較低，中大孔隙內(nèi)(大于0.280 μm)采收率比較理想.4種注入方式主要?jiǎng)佑么笾锌紫秲?nèi)原油.

分析圖15和圖19可知，低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑 (LNS循環(huán))，第一次循環(huán)注入低礦化度水對(duì)大中孔隙內(nèi)原油動(dòng)用程度很高，注入納米二氧化硅顆粒后，由于巖心潤濕性的改變，使后續(xù)化學(xué)劑均能達(dá)到較好的提高采收率效果.分析巖心剩余油分布可知，對(duì)簇狀剩余油動(dòng)用程度最大，其次分別是角隅、吼道、粒間吸附.

分析圖16和圖20可知，低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒 (LSN循環(huán))，分析微觀剩余油動(dòng)用程度，與低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑 (LNS循環(huán))一致，兩者采收率相差也比較小.

低礦化度水、納米二氧化硅顆粒-表面活性劑混合溶液(MLNS循環(huán))微觀剩余油動(dòng)用結(jié)果如圖17和圖21所示，低礦化度水-納米二氧化硅顆粒和表面活性劑混合溶液(LMNS循環(huán))微觀剩余油動(dòng)用結(jié)果如圖18和圖22所示.分析可知，復(fù)配體系對(duì)微觀剩余油的動(dòng)用程度不如前兩種注入方式，復(fù)配溶液對(duì)微觀剩余油的改變不如分別注入.

圖11 低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑T2譜

圖12 低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒

圖13 低礦化度水與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液-表面活性劑T2譜

圖14 低礦化度水-表面活性劑與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液T2譜

圖15 低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑實(shí)驗(yàn)

圖16 低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒實(shí)驗(yàn)

圖17 低礦化度水與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液-表面活性劑實(shí)驗(yàn)

圖18 低礦化度水-表面活性劑與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液實(shí)驗(yàn)

圖19 低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑不同類型剩余油占比

圖20 低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒不同類型剩余油占比

圖21 低礦化度水與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液-表面活性劑不同類型剩余油占比

圖22 低礦化度水-表面活性劑與納米二氧化硅顆粒復(fù)配溶液不同類型剩余油占比

2.4 作用機(jī)理分析

納米二氧化硅顆粒可以覆蓋在巖心表面，破壞油-水膜界面上電解質(zhì)離子的活性.納米二氧化硅顆粒增加了界面上的離子，同時(shí)使鹽水膜中的反離子的數(shù)量增加.油/礦化度水和礦化度水/礦物之間的相互作用會(huì)在砂巖表面產(chǎn)生負(fù)電荷，注入低礦化度水后，礦化度水膜的厚度增加.注入的納米二氧化硅顆粒解離形成帶負(fù)電的硅醇基團(tuán).硅醇基團(tuán)通過斥力吸附到巖石表面，硅醇基團(tuán)不僅與儲(chǔ)層巖石的礦物相互作用，還與原油中存在的帶負(fù)電的環(huán)烷酸相互作用.界面的雙電層受到離子和納米二氧化硅顆粒吸附在巖石表面的影響，從而影響膜的厚度.進(jìn)一步導(dǎo)致潤濕性改變.表面活性劑的注入進(jìn)一步增加了與原油和巖石形成界面的膜中離子的相互作用.表面活性劑的硫酸根離子也與界面上存在的納米二氧化硅顆粒和電解質(zhì)離子相互作用.表面活性劑帶負(fù)電的硫酸鹽離子與納米二氧化硅顆粒離子之間通過排斥力平衡，從而減少礦化度水膜界面處的納米二氧化硅顆粒數(shù)量.表面活性劑、電解質(zhì)離子和巖石礦物相互作用，使?jié)櫇裥韵蛑械葷櫇褶D(zhuǎn)變.因此，第二次循環(huán)注入的納米二氧化硅顆粒通過在界面處與更多離子相互作用來拉伸礦化杜水膜，從而進(jìn)一步改變潤濕性[27].

注入納米二氧化硅顆粒，巖心壓力增加是因?yàn)榧{米二氧化硅顆粒在形成晶體顆粒并吸附在巖心表面.在注入表面活性劑和低礦化度水時(shí)，部分吸附的顆粒被轉(zhuǎn)移.部分表面活性劑被復(fù)合硅酸鹽化合物吸附，復(fù)合硅酸鹽化合物被吸附到巖石表面.納米二氧化硅顆粒和表面活性劑的相互作用增加了油/礦化度水和礦化度水/納米二氧化硅顆粒/礦物界面上存在的電解質(zhì)離子，從而改變了潤濕性.低礦化度水的注入改變了潤濕性，第二次循環(huán)注入納米二氧化硅顆粒，納米二氧化硅顆粒沉積速度更快，這是因?yàn)楸晃降谋砻婊钚詣?duì)納米二氧化硅顆粒吸引力更強(qiáng).除潤濕性改變外，納米二氧化硅顆粒、低礦化度水和表面活性劑的相互作用也增加了波及效率.第二次注入納米二氧化硅顆粒不會(huì)改變接觸角，但隨著孔隙壁上納米二氧化硅顆粒的沉積，采收率增加.注入過程中，納米二氧化硅顆粒會(huì)優(yōu)先進(jìn)入儲(chǔ)層中的大孔隙，運(yùn)移過程中會(huì)在儲(chǔ)層中沉積，降低高滲層滲透率，增加了高滲層的流動(dòng)阻力，使后續(xù)流體更容易進(jìn)入小孔隙中，使驅(qū)替壓力增加，提高低滲層的采收率.同時(shí)納米二氧化硅顆粒溶液有一定粘度，會(huì)防止指進(jìn)現(xiàn)象.從這兩個(gè)角度來講，納米二氧化硅顆粒沉積會(huì)增加波及效率.

3 結(jié)論

開展巖心驅(qū)油及微觀剩余油實(shí)驗(yàn)，研究砂礫巖儲(chǔ)層交替注入低礦化度水、表面活性劑、納米二氧化硅顆粒的提高采收率機(jī)制及效果.

(1)低礦化度水-納米二氧化硅顆粒-表面活性劑 (LNS循環(huán))，和低礦化度水-表面活性劑-納米二氧化硅顆粒 (LSN循環(huán))兩種注入方式可以取得最佳提高采收率效果，同時(shí)能夠明顯改變巖心內(nèi)微觀剩余油分布.復(fù)配體系的提高采收率效果較差，這是因?yàn)楸砻婊钚詣┡c巖石的相互作用，阻止了納米二氧化硅顆粒與儲(chǔ)層的接觸.

(2)納米二氧化硅顆粒的注入可以改變儲(chǔ)層的潤濕性，但是納米二氧化硅顆粒溶解形成復(fù)雜的硅酸鹽化合物造成的沉積現(xiàn)象對(duì)儲(chǔ)層存在一定影響，因此通過注入低礦化度水和表面活性劑防止地層納米二氧化硅顆粒沉積.