MDG系列分子膜增注劑的室內性能評價

戴　群，渠慧敏，羅　楊，王　磊，譚云賢

(中國石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東東營 257000)

根據油藏分類標準，滲透率低于10×10-3μm2的油藏被定義為特低滲透油藏[1]。勝利油田一般低滲透油藏孔隙度小于20%，平均孔徑不足2 μm，特低滲透油藏孔隙度約10%，平均孔徑約1 μm。儲層低孔低滲是引起注水壓力升高、油層吸水能力下降的主要原因，2013年低滲透油藏欠注井約530口，其中注水壓力大于25 MPa的占50%以上。由于受工藝條件、油藏地質特征等因素限制，常規降壓增注技術[2-9]難以適用于特低滲透油藏。為了提高低滲透油藏的增注效果，筆者研制開發了新型的MDG系列分子膜增注劑，并對其潤濕性、表面活性以及耐溫耐鹽性能等進行了評價。

1　實驗部分

1.1　原料及儀器

煤油；石英砂，粒度0.120～0.150 mm；氯化銨，分析純；脫脂棉；標準鹽水，質量濃度分別為20 000 mg/L及40 000 mg/L；分子膜增注劑溶液。

電子恒溫水浴鍋，控溫精度±1 ℃；耐溫耐壓容器，容積≥250 mL，耐溫≥200 ℃，耐壓≥5 MPa；表界面張力儀，德國Kruss-K100C或同類型產品，精度0.01 mN/m；秒表；烘箱，室溫至200 ℃，控溫精度±2 ℃。

1.2　實驗方法

1.2.1接觸角的測定

將100～120目的石英砂洗凈，在105 ℃下干燥至恒重，放在干燥器中備用。配制不同濃度的分子膜增注劑溶液，稱取干凈的石英砂倒入溶液中，液固質量比為50∶7，攪拌均勻后置于空氣振蕩器中振蕩48 h，取出石英砂烘干。稱取6 g處理好的石英砂分2次裝入填砂管，并均勻振動、壓實，使填砂管每次的填充高度相同，以保證石英砂的堆積密度恒定。將填砂管放在支架上并保持與地面垂直，當填砂管剛一接觸液面時開始記時，記錄液面上升的高度與對應的時間，接觸角計算公式如下：

式中，θ為接觸角，(°)；H為液體在毛細管中的上升高度，mm；k為與玻璃管有關的常數，取值4.09；t為液體上升的時間，s。

1.2.2滲流能力的測定

配制不同濃度的分子膜增注劑溶液，將干凈的石英砂置于其中，吸附平衡后干燥。將干燥的石英砂分2次裝入填砂管，并均勻振動、壓實，使填砂管每次的填充高度相同，以保證石英砂的堆積密度恒定。將填砂管放在支架上并保持與地面垂直，當填砂管剛一接觸液面時開始記時，記錄液面上升的高度與對應的時間。滲流速率及滲流速率變化率的計算公式如下：

滲流速率=液面上升的高度/時間

滲流速率變化率=(溶液的滲流速率-水的滲流速率)/水的滲流速率

1.2.3表界面張力的測定

配制所需濃度的分子膜增注劑溶液，用表/界面張力儀測量表/界面張力，連續測量3次，取平均值。平行測量結果之差≤1 mN/m。

此外，與電刀不同，超聲刀的低溫工作環境使煙霧生成少，醫務人員的不適感隨之減少；同時可避免送檢組織的邊緣碳化，提高了病理評估的準確性。而且超聲刀使用時無電刺激性，易于徹底切除重要結構周圍的淋巴結及軟組織，避免肌肉劇烈收縮、抖動引起的血管神經損傷。

2　結果與討論

2.1　MDG系列分子膜增注劑的潤濕性能

測定常溫下MDG系列分子膜增注劑質量濃度為500 mg/L時的接觸角，結果如表1所示。石英砂表面經過MDG系列分子膜劑處理后由強水濕轉變成弱水濕。巖石的潤濕性發生改變，由原來的強水濕轉化為弱水濕，可擴大孔道半徑，降低水的界面張力，提高水相滲透率，從而提高儲層的吸水能力，改善注水開發效果[10]。

表1　石英砂表面經不同化合物處理后的接觸角

2.2　MDG系列分子膜增注劑的滲流能力

測定MDG系列分子膜增注劑質量濃度為500 mg/L時的滲流能力，結果如表2所示。GT2、BFS、BNFS和TD12的滲流速率均高于水的滲流速率，其中BFS、BNFS和TD12的滲流速率變化率>20%，BFS的滲流速率變化率達到41.26%,因此選擇BFS、BNFS和TD12進一步研究。

表2　MDG系列分子膜增注劑的滲流能力

2.3　MDG系列分子膜增注劑的表面活性

較低的表/界面張力不僅有利于降低注入水和地層之間的黏附功，還有利于降低殘余油的飽和度、提高孔道的有效流動半徑，進一步降低注水壓力。增注劑的表/界面張力測定結果如表3所示。

表3　不同體系的界/表面張力(1 000 mg/L，煤油，25 ℃)　mN/m

從表3可以看出,優選體系可以使水的表面張力從72.32 mN/m降至30 mN/m以下，油水界面張力均降至1.5 mN/m以下，說明優選體系均有較低的表/界面張力，有利于注水。

2.4　MDG系列分子膜增注劑的耐溫性能

將適量的MDG系列分子膜增注劑倒入耐溫耐壓中間容器，并置于120 ℃烘箱中，48 h后取出，測定其質量濃度為500 mg/L時的接觸角和表/界面張力，結果如表4和表5所示。

表4　常溫和120 ℃下的接觸角

表5　常溫和120 ℃下的表/界面張力

從表4可以看出，常溫下BNFS、TD12和BFS均能將砂巖由強水濕變成弱水濕，3類樣品在120 ℃高溫下處理后接觸角變化不大。從表5可以看出，樣品經120 ℃處理48 h后，表/界面張力變化不大。3類樣品均具有良好的耐溫性能。

2.5　MDG系列分子膜增注劑的耐鹽性能

將樣品在120 ℃下處理48 h后，分別用自來水、礦化度為20 000 mg/L和40 000 mg/L的標準鹽水配制成質量濃度為500 mg/L的溶液，測定其接觸角及表/界面張力，結果如表6和表7所示。

表6　不同礦化度時的接觸角

表7　不同礦化度時的表/界面張力

2.6　增注劑濃度的影響

為初步確定分子膜劑的用量，考察分子膜劑濃度對接觸角和表面張力的影響，結果如圖1～圖3所示。

圖1　接觸角隨BFS質量濃度的變化

圖2　接觸角隨BNFS和TD12質量濃度的變化

圖3　表面張力隨分子膜劑質量濃度的變化

從圖1和圖2看出，接觸角隨分子膜劑濃度的增加而增大。當分子膜劑達到一定濃度時，接觸角幾乎不再變化。這是因為隨著分子膜劑濃度的增加，其在石英砂上的飽和吸附量逐漸增加，當分子膜劑達到一定濃度后，其飽和吸附量不再發生變化。BFS、BNFS和TD12分別在質量濃度為50，100，500 mg/L時達到弱水濕。

從圖3可以看出，分子膜劑濃度增加，表面張力降低。BFS、BNFS和TD12的臨界膠束濃度分別為200，500，800 mg/L，此時表面張力達到最低值。

綜合表面張力-濃度曲線和接觸角-濃度曲線，確定BFS、BNFS和TD12的最低使用質量濃度分別為200，500，800mg/L。

3　結語

根據低滲透砂巖儲層特征，合成了MDG系列分子膜增注劑。該類分子膜劑能將砂巖表面由強水濕變成弱水濕，降低表/界面張力，有效提高水的滲流速率。優選出的分子膜劑BFS、BNFS和TD12耐溫120 ℃，耐鹽40 000 mg/L，其最低使用質量濃度分別為200，500,800 mg/L。MDG系列分子膜劑目前已經實現工業化生產，現場試驗效果良好。

[1]才汝成,李陽,孫煥泉.油氣藏工程方法與應用[M].石油大學出版社,2002：100.

[2]雍彥,陳廣武,鄧建華. YJ緩速酸液體系研制及應用[J].內蒙古石油化工,2011(9):15-17.

[3]鄭力軍,楊立華,張濤,等. 泡沫酸化技術研究及其在低滲非均質油藏中應用[J].油田化學,2011,28(1):9-12.

[4]盧紅杰,龍波,馬云瑞，等. 多氫酸解堵增注技術研究應用[J].內蒙古石油化工,2010 (23):71-74.

[5]陳曉彥.聚硅納米材料增注效果研究[J].精細石油化工進展,2010,11(2):1-3.

[6]孫治國.縮膨降壓增注技術在敏感性油藏的應用[J].中國高新技術企業,2009(1):123-124.

[7]李潔,趙立強,劉平禮,等.二氧化氯在油水井解堵增注中的應用[J].天然氣勘探與開發,2009,32(1):67-70.

[8]繆云,周長林,王斌,等.高溫高鹽低滲油層表面活性劑增注技術研究[J].鉆采工藝,2009,32(2):71-73.

[9]倪文俊,許衛國,王磊,等. 水力深穿透射孔-酸化聯作復合增注技術[J].石油機械,2010,38(3):69-71.

[10]周會強,李飛鵬.分子膜在我國油田開發過程中的研究應用[J].石油化工應用,2011,30(4):25-26.