塔河氣田納米顆?；钚杂投滤畡嶒?/h1>
2021-03-26 03:10:28楊利萍葛際江孫翔宇
新疆石油地質(zhì) 2021年2期
楊利萍，葛際江，孫翔宇
（1.中國石化a.西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院；b.碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，烏魯木齊 830011；2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580）
塔河氣田為邊底水凝析氣藏，屬中—高滲、低—中儲量豐度、背斜構(gòu)造的高含凝析油砂巖氣藏[1]，儲集層埋藏深度為4 400～6 000 m，溫度在120 ℃以上，壓力為40～60 MPa，地層水礦化度大于150 000 mg/L。凝析氣藏被水侵后，在儲集層中形成水封，導(dǎo)致天然氣無法通過孔道，油氣相滲透率降低，氣井產(chǎn)能下降[2]。塔河邊底水凝析氣藏水體能量大，水體體積為地下氣體的6～20 倍，地層復(fù)雜，氣水界面難以確定，控水難度大[3-4]。就目前的技術(shù)來說，只能采用化學(xué)堵水方法恢復(fù)產(chǎn)氣效率[5-6]。前期采用了注甲醇、SMM活性劑、氮氣、凍膠等堵水和解水鎖措施，其中只有凍膠對直井具有較好的控水效果，對水平井的控水時間較短[7-8]。由于水平井射孔多，堵水劑對每個通道的注入性是控水的關(guān)鍵[9-10]。
本文根據(jù)稠油乳化機理，結(jié)合水平氣井特點，提出將輕質(zhì)油配置成易自乳化的活性油，進行高產(chǎn)水凝析氣藏控水。同時，針對高溫高鹽地層條件，引入改性納米顆粒來促進活性油在地層中生成微乳狀液并使其強化，確保乳狀液控水具有一定強度和長效性。將地下稠油乳化技術(shù)用于水平氣井控水，為高溫高鹽水平氣井控水提供一種可選方法。
1 乳狀液堵水劑堵水機理
選擇性堵水是指堵水劑在通道內(nèi)只封堵產(chǎn)水通道，對產(chǎn)氣不產(chǎn)生影響或影響較小[11]。對于生產(chǎn)孔道特別多的水平井來說，偏重于人工選位置的凍膠堵水劑無法完全覆蓋產(chǎn)水通道。因為凍膠存在一定黏度，指進較強，注入壓力無法將凍膠推至大部分通道，而且水平井封堵位置也難于確定。這是水平井堵水和直井堵水效果存在差異的原因。除了選擇性，氣井堵水劑還需要具有在地層條件下長時間穩(wěn)定、耐沖刷、能解除低滲產(chǎn)氣通道水鎖的特性[12]。綜上所述，自乳化類油基堵水劑可較好地達到要求。根據(jù)凝析油性質(zhì)和產(chǎn)氣特征，提出采用納米顆粒活性油，即含有納米顆粒和乳化劑的柴油，作為堵水劑。
納米顆?；钚杂投滤畡┯捎谛枰淖⑷雺毫^小，現(xiàn)場注入時可使堵水劑侵入大部分通道，與地層水微剪切力作用便自發(fā)乳化[13]。這種自發(fā)選擇性避免了注劑的封堵位置問題。體系中油溶性納米顆粒在高溫下可促使剛生成的乳狀液液滴粘連，提升堵水劑體系的黏度。在高黏度和賈敏效應(yīng)共同作用下，乳狀液有較強封堵性能，可降低地層水流量。產(chǎn)氣通道中，體系中的油溶性納米顆粒可吸附在孔隙表面，使地層潤濕性由親水轉(zhuǎn)變?yōu)橛H油，此時水滴在孔隙表面的形狀由鋪展變成球滴狀，易于排出通道。同時，毛細管力由水侵動力轉(zhuǎn)變?yōu)樗肿枇Γ蜐B產(chǎn)氣通道毛細管力大，水很難再進入產(chǎn)氣通道，通道內(nèi)水鎖被解除[14]。產(chǎn)氣通道內(nèi)形成的少量乳狀液會被產(chǎn)氣通道生成的凝析油所稀釋，快速破乳，從而對產(chǎn)氣的影響很微弱，實現(xiàn)堵水不堵氣的選擇性功能，恢復(fù)采氣效率[15]。
2 實驗材料和儀器
2.1 實驗材料
乳化劑：咪唑啉（OM-502），油包水型乳化劑，油溶性，棕褐色，密度為0.96～1.04 g/cm3，pH 值為8～10，凝固點為-10 ℃[16]；十二烷基苯磺酸鈣（T106A），油溶性乳化劑，棕黃色，密度為0.73～0.82 g/cm3，pH值為7～8，凝固點為10 ℃；失水山梨糖醇脂肪酸酯（Span-80），油溶性乳化劑，琥珀色，密度為0.98 g/cm3，pH 值為8～9，凝固點為25 ℃。3種乳化劑均為工業(yè)純。
實驗用水：塔河氣田凝析氣藏地層水，礦化度為154 121 mg/L，Ca2+含量為7 214 mg/L，Mg2+含量為800 mg/L。
實驗用油：柴油，取自中國石油加油站，常溫黏度為2 mPa·s，碳數(shù)范圍為10～22。
巖心：塔河凝析氣藏S3-1區(qū)塊石炭系，碳酸鹽巖，長度為10.0 cm，直徑為2.5 cm，滲透率約為100 mD。
2.2 實驗儀器
多功能恒壓泵，最高壓力為200 MPa，最小流量為0.001 mL/min，0.5%的流量精度和壓力精度，美國Teledyne Isco公司；物理模擬裝置由中間容器、巖心夾持器、手搖泵、壓力表等構(gòu)成（圖1），均為江蘇海安石油科技公司生產(chǎn)；氮氣瓶，充裝壓力為10 MPa；循環(huán)水真空泵，抽速為10 L/min，功率為180 W，青島予科儀器公司；高溫烘箱，溫度為10～250 ℃，廣州漢迪環(huán)境設(shè)備公司；干燥器、回壓閥等。
圖1 物理模擬裝置簡示Fig.1.Schematic diagram of physical simulation devices
3 實驗評價與結(jié)果分析
3.1 乳化劑篩選評價
純活性油即只含乳化劑的柴油，其形成的乳狀液是堵水的基礎(chǔ)[17]。向3 組柴油中分別加入2%的T106A、2%的Span-80 和2%的OM-502，經(jīng)過充分溶解后加水，在攪拌器下以200 r/min 轉(zhuǎn)速攪拌10 min，觀察乳狀液黏度隨含水率的變化情況。當(dāng)含水率低于60%時，隨著含水率的增加，油包水乳狀液液滴數(shù)量增多，黏度隨含水率上升；當(dāng)含水率為60%時，3 種乳狀液的黏度均達到最大，其中加入OM-502 的乳狀液黏度最高，為553 mPa·s；含水率高于60%后，所有乳狀液的黏度均下降，但加入OM-502 的乳狀液在含水率為80%時，黏度仍達到336 mPa·s。加入OM-502的乳狀液最大含水率為91%，其黏度為197 mPa·s，可見乳化劑OM-502 具有較穩(wěn)定的乳化性能，形成的乳狀液在大量產(chǎn)水的多孔介質(zhì)中更有利于控水，因此選擇OM-502作為乳化劑進行后續(xù)實驗。
3.2 顆粒乳狀液液滴粒徑和耐溫性能
地下的剪切力很微弱，一般自乳化形成的乳狀液液滴粒徑較大，黏度較小，堵水作用弱。在純活性油中加入1%（納米顆粒起強化作用的最小質(zhì)量分數(shù)）的納米顆粒后，受納米顆粒與高礦化度地層水離子間的靜電斥力作用，自乳化過程中形成的乳狀液液滴粒徑會大幅減小，平均粒徑減小到原先的1/5（圖2）。根據(jù)納米顆粒在界面吸附不可逆的特點，納米顆?？晌皆趲讉€乳狀液液滴界面上，起到橋接作用，液滴成團出現(xiàn)，堵水效果增強[18]。
圖2 加入納米顆粒前（a）、后（b）堵水劑乳狀液液滴粒徑對比Fig.2.Comparison of droplet sizes of emulsified water plugging agent(a)before and(b)after adding nanoparticles
常規(guī)乳狀液黏度會隨溫度升高而下降，但在含有2%OM-502的柴油中加入1%納米顆粒后，形成含水率為80%的乳狀液，儲存在140 ℃（形成乳狀液最大耐溫為200 ℃）下1個月后，乳狀液仍保持穩(wěn)定，恢復(fù)常溫測得黏度為850 mPa·s。可見形成的乳狀液具有良好的耐高溫性能，且老化后黏度增大，更適用于堵水。
經(jīng)過納米顆?；钚杂吞幚砗螅偷闻c地層的潤濕角由45°反轉(zhuǎn)為175°，表面潤濕性由親水轉(zhuǎn)變?yōu)閺娪H油，因此，納米顆?；钚杂途哂薪獬橘|(zhì)通道內(nèi)的水阻和阻止水再次進入產(chǎn)氣通道的能力。
3.3 納米顆?；钚杂突罨茉u價
自乳化是此堵水劑堵水的前提，其關(guān)鍵在于體系具有較低活化能。乳狀液溫度從30 ℃升至80 ℃時，黏度隨溫度升高而逐漸降低，含水率分別為40%、60%和80%時，生成的乳狀液溫度每升高20℃，黏度約降低30 mPa·s。含水率為20%的乳狀液中含水較少，黏度保持在40 mPa·s左右，基本不變，可見溫度對堵水劑體系功能影響不大（圖3）。含水率越高，生成乳狀液的黏度越大，含水率為80%時乳狀液在80 ℃條件下黏度仍為630 mPa·s。這是由于納米顆粒不受溫度影響，粘附在乳狀液液滴表面，使液滴不易變形膨脹，增強了液滴的穩(wěn)定性。
根據(jù)文獻［19］的公式：
在E-Navigation戰(zhàn)略的支持下，人類的航?；顒訉挠邢薨痘С窒碌膯未袨檗D(zhuǎn)變?yōu)榘痘⑺Ａ啃畔⒅С值拇瑓f(xié)同行為，GMDSS現(xiàn)代化將是這一變化中最有力的技術(shù)支撐。GMDSS現(xiàn)代化與E-Navigation戰(zhàn)略協(xié)調(diào)發(fā)展是大勢所向。發(fā)展GMDSS現(xiàn)代化就需要經(jīng)歷3個階段：初級階段的現(xiàn)代化是應(yīng)對當(dāng)今海上局勢并進一步發(fā)展海上通信現(xiàn)代化的重要基礎(chǔ)；準現(xiàn)代化將為E-Navigation戰(zhàn)略發(fā)展提供真正意義的通信支撐；終級現(xiàn)代化則是完全融合現(xiàn)代通信技術(shù)的海上通信現(xiàn)代化的終極目標(biāo)。
式中A——常數(shù)；
ΔE——活化能，kJ/mol；
R——理想氣體常數(shù)；
T——絕對溫度，K；
μ——乳狀液黏度，mPa·s。
圖3 自乳化乳狀液黏度與溫度的關(guān)系Fig.3.Influences of temperature on the viscosity of the self?emulsified emulsion
根據(jù)圖3，做lnμ與1/T的擬合線，計算活化能（表1）。體系的活化能較低，含水率低于60%時，活化能隨含水率升高而緩慢上升。在含水率達到60%時最高，為13.602 kJ/mol，易于在地層中自乳化。隨著含水率的升高，液滴數(shù)增多，總界面增大，界面上的乳化劑密度下降，活化能略有上升。含水率達到80%后活化能下降至3.908 kJ/mol，油包水乳狀液漸變?yōu)樗腿闋钜海罨芙档汀?/p>
表1 不同含水率下納米顆?；钚杂偷幕罨躎able 1.Activation energy values at different water contents
3.4 納米顆粒活性油堵水作用
水測巖心滲透率后，向巖心反向注入0.8 PV 納米顆?；钚杂投滤畡?40 ℃下恒壓老化巖心48 h。實驗時，對巖心進行恒壓水驅(qū)，逐步升高壓力，測定突破壓力及各階段巖心出口端流量。注水初期，巖心內(nèi)只有少量堵水劑乳化，突破壓力是單純柴油封堵的1.6倍（圖4a）。隨著注入水的增加，巖心內(nèi)高黏乳狀液增多，巖心滲透率大幅降低，出口產(chǎn)水穩(wěn)定后的滲透率為4.1 mD，最大殘余阻力系數(shù)為27。納米顆?；钚杂投滤畡┨幚淼膸r心出口流量明顯小于單純柴油作為堵水劑的流量，控水性能顯著。
圖4 納米顆?；钚杂投滤Ч╝）和耐沖刷性（b）Fig.4.(a)Water plugging effect and(b)erosion resistance of nanoparticle active oil treatment
巖心注入堵水劑老化后，以5 m3/min 向巖心注氮氣，測試堵水劑的選擇性。初始注氣的作用力使堵水劑自乳化，壓力升高。隨著氣體流量增加，殘余水和活性油被排出巖心，封堵壓力迅速下降為0.27 MPa，對氣相生產(chǎn)基本不會造成影響。
用0.3 cm3/min 的流量對巖心進行2 次水驅(qū)測試堵水劑的耐沖刷性，前后間隔24 h?；钚杂投滤畡┰诘谝淮巫⑺畷r，堵水劑逐漸發(fā)生乳化，液滴隨水量的增加逐漸增多，注入壓力上升。注水3 h 后壓力趨于平穩(wěn)，約為0.13 MPa，是單純柴油堵水劑注入壓力的3 倍（圖4b）。由于停注后巖心內(nèi)部壓力重新分布，再次注水時部分乳狀液被沖出巖心，壓力穩(wěn)定后僅為0.06 MPa?；钚杂投滤畡┰谶B續(xù)注水下具有較好的耐沖刷性，但間歇注水后壓力突然升高，乳狀液被沖出，影響了堵水劑的效果，因此，注入堵水劑穩(wěn)定生產(chǎn)后不宜關(guān)井。
4 實際應(yīng)用
塔河氣田進行了2 井次高含水水平氣井納米顆?；钚杂投滤囼?。注活性油前先用氮氣驅(qū)替地層內(nèi)的封堵水，并起到隔離作用。注入堵水劑后，封井老化4 d，然后開井生產(chǎn)?，F(xiàn)場試驗表明，納米顆粒活性油能在地層內(nèi)自乳化，老化后有良好的控水效果，有效期長（圖5）。單井產(chǎn)氣量從1.0×104m3/d 逐步上升至8.0×104m3/d，綜合含水率從80%降至5%。
納米顆?；钚杂投滤畡λ託馓锏貙佑幸欢ǖ男Ч?，但仍存在控水生效時間較長、顆粒分散性不均等問題。乳狀液生效時間長是由于自乳化初期圍繞活性油中的小水滴核形成微乳狀液，進一步自乳化需要依靠溫度、濃度差、水流剪切等長時間作用。顆粒分散性則需要在分析顆粒表面性質(zhì)的基礎(chǔ)上對其表面進行部分改性來提高分散性能。經(jīng)過前人的多年研究，納米顆粒設(shè)計技術(shù)與應(yīng)用已較成熟[20]。另外，對于納米顆粒在油水界面及地層的作用原理及規(guī)律尚未清楚，特別是納米顆粒與乳化劑的協(xié)同作用機理，顆粒大小、濃度、帶電量等參數(shù)對潤濕性的影響規(guī)律，這些都是目前乳狀液提高采收率技術(shù)的前沿問題。特別乳狀液液滴間界面的相互作用與影響更是現(xiàn)在研究的難點，學(xué)者們已開始對此問題進行深入研究[21-22]。
5 結(jié)論
（1）納米顆?；钚杂投滤畡┦轻槍λ託馓锼骄貙訔l件和出水特點研制的，易于現(xiàn)場注入。納米顆?；钚杂突罨艿停子谧匀榛?，可與大量地層水生成穩(wěn)定的乳狀液，乳狀液液滴粒徑小、黏度高。模擬實驗表明，納米顆粒活性油堵水劑有較強的控水能力；對產(chǎn)氣影響較小，選擇性強；有良好的耐沖刷性能，可對氣藏起到長期堵水效果。
圖5 納米顆?；钚杂投滤畡┯吞铿F(xiàn)場應(yīng)用效果Fig.5.Field application effect of water plugging agent with nanoparticle active oil
（2）納米顆粒活性油堵水劑中的納米顆粒不僅會在自乳化時減小生成乳狀液的粒徑，還會使乳狀液液滴橋接在一起，增大乳狀液黏度，使乳狀液在高溫下保持穩(wěn)定。同時納米顆粒吸附于地層表面改變了地層的潤濕性，解除產(chǎn)氣通道水鎖。
（3）現(xiàn)場試驗證明，納米顆?；钚杂投滤畡λ託馓锏臍饩幸欢ㄐЧ?，但控水生效時間、顆粒分散性以及乳狀液之間的相互作用問題還需要進一步研究。
楊利萍，葛際江，孫翔宇
（1.中國石化a.西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院；b.碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，烏魯木齊 830011；2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580）
塔河氣田為邊底水凝析氣藏，屬中—高滲、低—中儲量豐度、背斜構(gòu)造的高含凝析油砂巖氣藏[1]，儲集層埋藏深度為4 400～6 000 m，溫度在120 ℃以上，壓力為40～60 MPa，地層水礦化度大于150 000 mg/L。凝析氣藏被水侵后，在儲集層中形成水封，導(dǎo)致天然氣無法通過孔道，油氣相滲透率降低，氣井產(chǎn)能下降[2]。塔河邊底水凝析氣藏水體能量大，水體體積為地下氣體的6～20 倍，地層復(fù)雜，氣水界面難以確定，控水難度大[3-4]。就目前的技術(shù)來說，只能采用化學(xué)堵水方法恢復(fù)產(chǎn)氣效率[5-6]。前期采用了注甲醇、SMM活性劑、氮氣、凍膠等堵水和解水鎖措施，其中只有凍膠對直井具有較好的控水效果，對水平井的控水時間較短[7-8]。由于水平井射孔多，堵水劑對每個通道的注入性是控水的關(guān)鍵[9-10]。
本文根據(jù)稠油乳化機理，結(jié)合水平氣井特點，提出將輕質(zhì)油配置成易自乳化的活性油，進行高產(chǎn)水凝析氣藏控水。同時，針對高溫高鹽地層條件，引入改性納米顆粒來促進活性油在地層中生成微乳狀液并使其強化，確保乳狀液控水具有一定強度和長效性。將地下稠油乳化技術(shù)用于水平氣井控水，為高溫高鹽水平氣井控水提供一種可選方法。
1 乳狀液堵水劑堵水機理
選擇性堵水是指堵水劑在通道內(nèi)只封堵產(chǎn)水通道，對產(chǎn)氣不產(chǎn)生影響或影響較小[11]。對于生產(chǎn)孔道特別多的水平井來說，偏重于人工選位置的凍膠堵水劑無法完全覆蓋產(chǎn)水通道。因為凍膠存在一定黏度，指進較強，注入壓力無法將凍膠推至大部分通道，而且水平井封堵位置也難于確定。這是水平井堵水和直井堵水效果存在差異的原因。除了選擇性，氣井堵水劑還需要具有在地層條件下長時間穩(wěn)定、耐沖刷、能解除低滲產(chǎn)氣通道水鎖的特性[12]。綜上所述，自乳化類油基堵水劑可較好地達到要求。根據(jù)凝析油性質(zhì)和產(chǎn)氣特征，提出采用納米顆粒活性油，即含有納米顆粒和乳化劑的柴油，作為堵水劑。
納米顆?；钚杂投滤畡┯捎谛枰淖⑷雺毫^小，現(xiàn)場注入時可使堵水劑侵入大部分通道，與地層水微剪切力作用便自發(fā)乳化[13]。這種自發(fā)選擇性避免了注劑的封堵位置問題。體系中油溶性納米顆粒在高溫下可促使剛生成的乳狀液液滴粘連，提升堵水劑體系的黏度。在高黏度和賈敏效應(yīng)共同作用下，乳狀液有較強封堵性能，可降低地層水流量。產(chǎn)氣通道中，體系中的油溶性納米顆粒可吸附在孔隙表面，使地層潤濕性由親水轉(zhuǎn)變?yōu)橛H油，此時水滴在孔隙表面的形狀由鋪展變成球滴狀，易于排出通道。同時，毛細管力由水侵動力轉(zhuǎn)變?yōu)樗肿枇Γ蜐B產(chǎn)氣通道毛細管力大，水很難再進入產(chǎn)氣通道，通道內(nèi)水鎖被解除[14]。產(chǎn)氣通道內(nèi)形成的少量乳狀液會被產(chǎn)氣通道生成的凝析油所稀釋，快速破乳，從而對產(chǎn)氣的影響很微弱，實現(xiàn)堵水不堵氣的選擇性功能，恢復(fù)采氣效率[15]。
2 實驗材料和儀器
2.1 實驗材料
乳化劑：咪唑啉（OM-502），油包水型乳化劑，油溶性，棕褐色，密度為0.96～1.04 g/cm3，pH 值為8～10，凝固點為-10 ℃[16]；十二烷基苯磺酸鈣（T106A），油溶性乳化劑，棕黃色，密度為0.73～0.82 g/cm3，pH值為7～8，凝固點為10 ℃；失水山梨糖醇脂肪酸酯（Span-80），油溶性乳化劑，琥珀色，密度為0.98 g/cm3，pH 值為8～9，凝固點為25 ℃。3種乳化劑均為工業(yè)純。
實驗用水：塔河氣田凝析氣藏地層水，礦化度為154 121 mg/L，Ca2+含量為7 214 mg/L，Mg2+含量為800 mg/L。
實驗用油：柴油，取自中國石油加油站，常溫黏度為2 mPa·s，碳數(shù)范圍為10～22。
巖心：塔河凝析氣藏S3-1區(qū)塊石炭系，碳酸鹽巖，長度為10.0 cm，直徑為2.5 cm，滲透率約為100 mD。
2.2 實驗儀器
多功能恒壓泵，最高壓力為200 MPa，最小流量為0.001 mL/min，0.5%的流量精度和壓力精度，美國Teledyne Isco公司；物理模擬裝置由中間容器、巖心夾持器、手搖泵、壓力表等構(gòu)成（圖1），均為江蘇海安石油科技公司生產(chǎn)；氮氣瓶，充裝壓力為10 MPa；循環(huán)水真空泵，抽速為10 L/min，功率為180 W，青島予科儀器公司；高溫烘箱，溫度為10～250 ℃，廣州漢迪環(huán)境設(shè)備公司；干燥器、回壓閥等。
圖1 物理模擬裝置簡示Fig.1.Schematic diagram of physical simulation devices
3 實驗評價與結(jié)果分析
3.1 乳化劑篩選評價
純活性油即只含乳化劑的柴油，其形成的乳狀液是堵水的基礎(chǔ)[17]。向3 組柴油中分別加入2%的T106A、2%的Span-80 和2%的OM-502，經(jīng)過充分溶解后加水，在攪拌器下以200 r/min 轉(zhuǎn)速攪拌10 min，觀察乳狀液黏度隨含水率的變化情況。當(dāng)含水率低于60%時，隨著含水率的增加，油包水乳狀液液滴數(shù)量增多，黏度隨含水率上升；當(dāng)含水率為60%時，3 種乳狀液的黏度均達到最大，其中加入OM-502 的乳狀液黏度最高，為553 mPa·s；含水率高于60%后，所有乳狀液的黏度均下降，但加入OM-502 的乳狀液在含水率為80%時，黏度仍達到336 mPa·s。加入OM-502的乳狀液最大含水率為91%，其黏度為197 mPa·s，可見乳化劑OM-502 具有較穩(wěn)定的乳化性能，形成的乳狀液在大量產(chǎn)水的多孔介質(zhì)中更有利于控水，因此選擇OM-502作為乳化劑進行后續(xù)實驗。
3.2 顆粒乳狀液液滴粒徑和耐溫性能
地下的剪切力很微弱，一般自乳化形成的乳狀液液滴粒徑較大，黏度較小，堵水作用弱。在純活性油中加入1%（納米顆粒起強化作用的最小質(zhì)量分數(shù)）的納米顆粒后，受納米顆粒與高礦化度地層水離子間的靜電斥力作用，自乳化過程中形成的乳狀液液滴粒徑會大幅減小，平均粒徑減小到原先的1/5（圖2）。根據(jù)納米顆粒在界面吸附不可逆的特點，納米顆?？晌皆趲讉€乳狀液液滴界面上，起到橋接作用，液滴成團出現(xiàn)，堵水效果增強[18]。
圖2 加入納米顆粒前（a）、后（b）堵水劑乳狀液液滴粒徑對比Fig.2.Comparison of droplet sizes of emulsified water plugging agent(a)before and(b)after adding nanoparticles
常規(guī)乳狀液黏度會隨溫度升高而下降，但在含有2%OM-502的柴油中加入1%納米顆粒后，形成含水率為80%的乳狀液，儲存在140 ℃（形成乳狀液最大耐溫為200 ℃）下1個月后，乳狀液仍保持穩(wěn)定，恢復(fù)常溫測得黏度為850 mPa·s。可見形成的乳狀液具有良好的耐高溫性能，且老化后黏度增大，更適用于堵水。
經(jīng)過納米顆?；钚杂吞幚砗螅偷闻c地層的潤濕角由45°反轉(zhuǎn)為175°，表面潤濕性由親水轉(zhuǎn)變?yōu)閺娪H油，因此，納米顆?；钚杂途哂薪獬橘|(zhì)通道內(nèi)的水阻和阻止水再次進入產(chǎn)氣通道的能力。
3.3 納米顆?；钚杂突罨茉u價
自乳化是此堵水劑堵水的前提，其關(guān)鍵在于體系具有較低活化能。乳狀液溫度從30 ℃升至80 ℃時，黏度隨溫度升高而逐漸降低，含水率分別為40%、60%和80%時，生成的乳狀液溫度每升高20℃，黏度約降低30 mPa·s。含水率為20%的乳狀液中含水較少，黏度保持在40 mPa·s左右，基本不變，可見溫度對堵水劑體系功能影響不大（圖3）。含水率越高，生成乳狀液的黏度越大，含水率為80%時乳狀液在80 ℃條件下黏度仍為630 mPa·s。這是由于納米顆粒不受溫度影響，粘附在乳狀液液滴表面，使液滴不易變形膨脹，增強了液滴的穩(wěn)定性。
根據(jù)文獻［19］的公式：
在E-Navigation戰(zhàn)略的支持下，人類的航?；顒訉挠邢薨痘С窒碌膯未袨檗D(zhuǎn)變?yōu)榘痘⑺Ａ啃畔⒅С值拇瑓f(xié)同行為，GMDSS現(xiàn)代化將是這一變化中最有力的技術(shù)支撐。GMDSS現(xiàn)代化與E-Navigation戰(zhàn)略協(xié)調(diào)發(fā)展是大勢所向。發(fā)展GMDSS現(xiàn)代化就需要經(jīng)歷3個階段：初級階段的現(xiàn)代化是應(yīng)對當(dāng)今海上局勢并進一步發(fā)展海上通信現(xiàn)代化的重要基礎(chǔ)；準現(xiàn)代化將為E-Navigation戰(zhàn)略發(fā)展提供真正意義的通信支撐；終級現(xiàn)代化則是完全融合現(xiàn)代通信技術(shù)的海上通信現(xiàn)代化的終極目標(biāo)。
式中A——常數(shù)；
ΔE——活化能，kJ/mol；
R——理想氣體常數(shù)；
T——絕對溫度，K；
μ——乳狀液黏度，mPa·s。
圖3 自乳化乳狀液黏度與溫度的關(guān)系Fig.3.Influences of temperature on the viscosity of the self?emulsified emulsion
根據(jù)圖3，做lnμ與1/T的擬合線，計算活化能（表1）。體系的活化能較低，含水率低于60%時，活化能隨含水率升高而緩慢上升。在含水率達到60%時最高，為13.602 kJ/mol，易于在地層中自乳化。隨著含水率的升高，液滴數(shù)增多，總界面增大，界面上的乳化劑密度下降，活化能略有上升。含水率達到80%后活化能下降至3.908 kJ/mol，油包水乳狀液漸變?yōu)樗腿闋钜海罨芙档汀?/p>
表1 不同含水率下納米顆?；钚杂偷幕罨躎able 1.Activation energy values at different water contents
3.4 納米顆粒活性油堵水作用
水測巖心滲透率后，向巖心反向注入0.8 PV 納米顆?；钚杂投滤畡?40 ℃下恒壓老化巖心48 h。實驗時，對巖心進行恒壓水驅(qū)，逐步升高壓力，測定突破壓力及各階段巖心出口端流量。注水初期，巖心內(nèi)只有少量堵水劑乳化，突破壓力是單純柴油封堵的1.6倍（圖4a）。隨著注入水的增加，巖心內(nèi)高黏乳狀液增多，巖心滲透率大幅降低，出口產(chǎn)水穩(wěn)定后的滲透率為4.1 mD，最大殘余阻力系數(shù)為27。納米顆?；钚杂投滤畡┨幚淼膸r心出口流量明顯小于單純柴油作為堵水劑的流量，控水性能顯著。
圖4 納米顆?；钚杂投滤Ч╝）和耐沖刷性（b）Fig.4.(a)Water plugging effect and(b)erosion resistance of nanoparticle active oil treatment
巖心注入堵水劑老化后，以5 m3/min 向巖心注氮氣，測試堵水劑的選擇性。初始注氣的作用力使堵水劑自乳化，壓力升高。隨著氣體流量增加，殘余水和活性油被排出巖心，封堵壓力迅速下降為0.27 MPa，對氣相生產(chǎn)基本不會造成影響。
用0.3 cm3/min 的流量對巖心進行2 次水驅(qū)測試堵水劑的耐沖刷性，前后間隔24 h?；钚杂投滤畡┰诘谝淮巫⑺畷r，堵水劑逐漸發(fā)生乳化，液滴隨水量的增加逐漸增多，注入壓力上升。注水3 h 后壓力趨于平穩(wěn)，約為0.13 MPa，是單純柴油堵水劑注入壓力的3 倍（圖4b）。由于停注后巖心內(nèi)部壓力重新分布，再次注水時部分乳狀液被沖出巖心，壓力穩(wěn)定后僅為0.06 MPa?；钚杂投滤畡┰谶B續(xù)注水下具有較好的耐沖刷性，但間歇注水后壓力突然升高，乳狀液被沖出，影響了堵水劑的效果，因此，注入堵水劑穩(wěn)定生產(chǎn)后不宜關(guān)井。
4 實際應(yīng)用
塔河氣田進行了2 井次高含水水平氣井納米顆?；钚杂投滤囼?。注活性油前先用氮氣驅(qū)替地層內(nèi)的封堵水，并起到隔離作用。注入堵水劑后，封井老化4 d，然后開井生產(chǎn)?，F(xiàn)場試驗表明，納米顆粒活性油能在地層內(nèi)自乳化，老化后有良好的控水效果，有效期長（圖5）。單井產(chǎn)氣量從1.0×104m3/d 逐步上升至8.0×104m3/d，綜合含水率從80%降至5%。
納米顆?；钚杂投滤畡λ託馓锏貙佑幸欢ǖ男Ч?，但仍存在控水生效時間較長、顆粒分散性不均等問題。乳狀液生效時間長是由于自乳化初期圍繞活性油中的小水滴核形成微乳狀液，進一步自乳化需要依靠溫度、濃度差、水流剪切等長時間作用。顆粒分散性則需要在分析顆粒表面性質(zhì)的基礎(chǔ)上對其表面進行部分改性來提高分散性能。經(jīng)過前人的多年研究，納米顆粒設(shè)計技術(shù)與應(yīng)用已較成熟[20]。另外，對于納米顆粒在油水界面及地層的作用原理及規(guī)律尚未清楚，特別是納米顆粒與乳化劑的協(xié)同作用機理，顆粒大小、濃度、帶電量等參數(shù)對潤濕性的影響規(guī)律，這些都是目前乳狀液提高采收率技術(shù)的前沿問題。特別乳狀液液滴間界面的相互作用與影響更是現(xiàn)在研究的難點，學(xué)者們已開始對此問題進行深入研究[21-22]。
5 結(jié)論
（1）納米顆?；钚杂投滤畡┦轻槍λ託馓锼骄貙訔l件和出水特點研制的，易于現(xiàn)場注入。納米顆?；钚杂突罨艿停子谧匀榛?，可與大量地層水生成穩(wěn)定的乳狀液，乳狀液液滴粒徑小、黏度高。模擬實驗表明，納米顆粒活性油堵水劑有較強的控水能力；對產(chǎn)氣影響較小，選擇性強；有良好的耐沖刷性能，可對氣藏起到長期堵水效果。
圖5 納米顆?；钚杂投滤畡┯吞铿F(xiàn)場應(yīng)用效果Fig.5.Field application effect of water plugging agent with nanoparticle active oil
（2）納米顆粒活性油堵水劑中的納米顆粒不僅會在自乳化時減小生成乳狀液的粒徑，還會使乳狀液液滴橋接在一起，增大乳狀液黏度，使乳狀液在高溫下保持穩(wěn)定。同時納米顆粒吸附于地層表面改變了地層的潤濕性，解除產(chǎn)氣通道水鎖。
（3）現(xiàn)場試驗證明，納米顆?；钚杂投滤畡λ託馓锏臍饩幸欢ㄐЧ?，但控水生效時間、顆粒分散性以及乳狀液之間的相互作用問題還需要進一步研究。
