石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 4: 816 - 823

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20220753

油气田开发

二氧化硅纳米颗粒与低矿化度水对Berea砂岩润湿性的影响

  • ALOMAIR Osamah ,
  • AL-DOUSARI Mabkhout ,
  • AZUBUIKE C. Nyeso ,
  • GARROUCH Ali
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  • 科威特大学石油工程学院，萨法特 13060，科威特

ALOMAIR Osamah（1971-），男，科威特人，科威特大学石油工程学院副教授，主要从事油藏工程等方面的教学与研究工作。地址：Petroleum Engineering Department, Kuwait University, P.O. Box 5969, Safat 13060, Kuwait。E-mail：

Copy editor: 刘恋

收稿日期: 2022-11-05

  修回日期: 2023-06-12

  网络出版日期: 2023-07-25

收起

Evaluation of the coupled impact of silicon oxide nanoparticles and low-salinity water on the wettability alteration of Berea sandstones

  • ALOMAIR Osamah ,
  • AL-DOUSARI Mabkhout ,
  • AZUBUIKE C. Nyeso ,
  • GARROUCH Ali
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  • Department of Petroleum Engineering, Kuwait University, Safat 13060, Kuwait

Received date: 2022-11-05

  Revised date: 2023-06-12

  Online published: 2023-07-25

Fold

摘要

为了研究亲水SiO2纳米颗粒与低矿化度水对无黏土人造Berea砂岩岩心润湿性的影响，在不同纳米颗粒质量分数和盐水矿化度下开展了毛管压力、界面张力、接触角和Zeta电位测试及动态驱替实验，采用美国矿务局（USBM）润湿性指数量化砂岩润湿性的改变，评估纳米颗粒的稳定性和滞留性及纳米流体提高原油采收率的效果。研究表明，SiO2纳米颗粒与低矿化度水混合驱替可以使砂岩更加水湿。随盐水矿化度降低、纳米颗粒质量分数增加，油水界面张力和接触角均减小；当盐水矿化度降至4 000 mg/L，纳米颗粒质量分数增至0.075%时，润湿性改变最为明显，此时原油采收率提高约13个百分点。盐水矿化度为4 000 mg/L、SiO2纳米颗粒质量分数为0.025%时，纳米颗粒滞留引发的渗透率伤害最小。

关键词： 纳米颗粒; 低矿化度水; 润湿性改变; 界面张力; 接触角; 美国矿务局（USBM）润湿性指数

本文引用格式

ALOMAIR Osamah , AL-DOUSARI Mabkhout , AZUBUIKE C. Nyeso , GARROUCH Ali . 二氧化硅纳米颗粒与低矿化度水对Berea砂岩润湿性的影响[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(4) : 816 -823 . DOI: 10.11698/PED.20220753

Abstract

This study investigated experimentally the coupled effects of hydrophilic SiO2 nanoparticles (NPs) and low-salinity water (LSW) on the wettability of synthetic clay-free Berea sandstone. Capillary pressure, interfacial tension (IFT), contact angle, Zeta potential and dynamic displacement measurements were performed at various NP mass fractions and brine salinities. The U.S. Bureau of Mines (USBM) index was used to quantify the wettability alteration. Furthermore, the NP stability and retention and the effect of enhanced oil recovery by nanofluid were examined. The results showed that LSW immiscible displacement with NPs altered the wettability toward more water wet. With the decreasing brine salinity and increasing NP mass fraction, the IFT and contact angle decrease. The wettability alteration intensified most as the brine salinity decreased to 4000 mg/L and the NP mass fraction increased to 0.075%. Under these conditions, the resulting incremental oil recovery factor was approximately 13 percentage points. When the brine salinity was 4000 mg/L and the NP mass fraction was 0.025%, the retention of NPs caused the minimum damage to permeability.

Key words： nanoparticle; low-salinity water; wettability alteration; interfacial tension; contact angle; USBM index

0 引言

提高采收率技术主要包括化学驱、热力采油、混相气驱等，但工艺技术成本相对较高，施工受到多重限制，亟需寻找替代工艺[1]。近期大量研究集中于低矿化度水驱，该技术通过改变岩石润湿性来提高原油采收率。在低矿化度水中加入纳米颗粒，可以降低界面张力、改变岩石润湿性，提高非混相驱油效率[2⇓⇓-5]，降低剩余油饱和度[6-7]。由于成本低且环境友好，这种“混合”提高采收率技术得到了极大关注[8]。
亲水型SiO2纳米颗粒具有低密度、胶体惰性和化学惰性以及具有较大的带负电荷表面积等优越性能，易改性、价格低。SiO2纳米流体的化学行为受纳米颗粒表面涂层、尺寸和质量分数的影响[1-2]，其流变性很大程度取决于纳米颗粒的粒径分布和颗粒形状[3]。
SiO2纳米颗粒在岩石孔隙内驱油主要基于以下机理：降低界面张力和改变润湿性、乳化作用、增强流体流动性[3]、形成楔形膜结构施加分离压力[9-10]。结构分离压力主要表现为岩心表面的范德华力、静电力和溶解力[10-11]，分离压力可以将油滴从基岩表面剥离，从而提高采收率。研究表明，增加纳米颗粒质量分数、减小颗粒尺寸、增加颗粒分选性、降低油水界面张力有利于增大结构分离压力，促进油滴剥离[9]。但将SiO2纳米颗粒用于提高采收率依然存在纳米颗粒不稳定、机械捕集、“原木堵塞”（log-jamming）等问题。
目前，关于SiO2纳米颗粒和低矿化度水耦合作用改变砂岩润湿性和提高采收率的定量评价研究较少，而且得到的SiO2纳米颗粒提高采收率效果差异很大。Li等[3]利用Amott指数量化Berea砂岩润湿性的变化，采用质量分数为0.05%~0.50%的熔融SiO2纳米流体驱替Berea岩心，结果显示岩心润湿性改变不明显，仅略向水湿状态变化[3]。Bila等[12]在用海水驱替Berea岩心的过程中添加了0.1% SiO2纳米颗粒，采收率提高8.8个百分点。Choi等[13]在Berea砂岩盐水驱实验中添加改性SiO2纳米颗粒，采收率提高了5个百分点。Omran等[14]用SiO2纳米流体对Berea砂岩进行驱替，比使用人工海水驱替时采收率提高了10.4个百分点。Nazarahari等[15]将用SiO2和植物提取物（丛生杨桐）合成的生物纳米复合材料与海水混合，对砂岩岩心进行驱替，采收率提高15.8个百分点。Ogolo等[16]采用填砂管模型驱替实验研究了各种纳米颗粒（硅、锡、锆、镍、镁、铁、铝和锌的氧化物）对蒸馏水/盐水（矿化度30 000 mg/L）驱原油采收率的影响，结果显示纳米颗粒与蒸馏水混合时，采收率提高1~13个百分点，相比之下纳米颗粒与盐水混合时采收率提升幅度较小，可能与渗透率伤害有关。在这些研究中，仅有两个实验采用Amott指数量化了润湿性的变化，没有实验采用美国矿务局（USBM）润湿性指数[17]。
关于纳米颗粒和低矿化度水对不含黏土矿物砂岩岩心润湿性改变和提高采收率的影响，目前研究较少。现有研究主要侧重黏土矿物影响下表面活性剂、酸、碱混合流体与纳米颗粒的综合作用[17]，在此条件下，很难单独评价矿化度变化时纳米颗粒对润湿性改变和提高采收率的影响；而且，关于纳米颗粒对采收率的影响，现有研究结论差异很大。因此，有必要在不考虑其他因素影响的条件下，定量评价矿化度和纳米颗粒对砂岩润湿性改变和提高采收率的综合影响。以往研究大多基于接触角测试评价岩石的润湿性。相较于根据毛管压力数据计算的USBM润湿性指数，接触角测试更快更便捷，但可靠性较低，原因如下：①只能评估基岩某一截面的润湿性；②粗糙或非均质岩石表面的测试结果具有相当大的不确定性；③仅反映控制因素在分子和亚孔尺度上的影响[18]。USBM润湿性指数可以测量整个岩石样品的平均润湿性，反映不同尺度控制因素的累计影响，可重复且更精确[18]。
本研究通过实验确定无黏土人造Berea岩心的USBM润湿性指数，评价亲水型SiO2纳米颗粒和低矿化度水对砂岩润湿性的共同影响。实验中采用非极性原油和不含黏土矿物的人造Berea砂岩，既减轻微粒运移的影响，同时避免黏土矿物与极性原油组分的相互作用。采用高速离心机测定强制排驱和渗吸过程中的毛管压力曲线，并基于此计算USBM指数，同时测量接触角以进行对比。定量评价纳米流体的稳定性、流变性和纳米颗粒滞留性，探索低矿化度水和纳米颗粒非混相驱的油田现场应用潜力。

1 实验方法

1.1 材料

所用SiO2纳米颗粒平均粒径约为17.3 nm，比表面积约为638 m2/g，质量分数分别设为0.025%，0.050%，0.075%。所用盐水矿化度为85 000，40 000，4 000 mg/L。
采用具有相似孔隙结构的无黏土Berea砂岩岩心样品，进行毛管压力、接触角和渗透率测试。X射线衍射分析显示，岩心样品含96.2%石英，1.6%白云石，2.2%钠水锰矿[18]。岩心样品直径为2.54 cm，长约2.6 cm，绝对渗透率为（53.2~68.6）×10−3 μm2，孔隙度为18.7%~19.8%。Alomair等在文献[18]中详细描述了样品的制备和处理过程。

1.2 纳米流体制备

配制矿化度为85 000，40 000，4 000 mg/L的盐水溶液，分别模拟地层水、海水和10倍稀释海水（见表1），并作为SiO2纳米颗粒分散体系的基液。使用高速磁力搅拌器将SiO2纳米颗粒固体粉末分别与3种盐水溶液混合搅拌约1 h，制备质量分数为0.025%，0.050%，0.075%的纳米流体；随后将纳米流体放置在超声波振动装置中10 min，确保其均质性。所有操作都在25 ℃室温下进行。根据胶体颗粒在纳米流体中保持悬浮的能力，评估纳米颗粒分散的均匀性[19]。采用纳米粒度及Zeta电位分析仪（Zetasizer Nano ZS-ZEN3600），通过动态光散射法测量地层水中SiO2纳米颗粒的粒径分布[19]。如图1所示，质量分数为0.025%，0.050%，0.075%的纳米流体中SiO2纳米颗粒开始团聚时颗粒直径分别为14.8，16.4，18.5 nm；大约650 min后，团聚颗粒的平均水动力学直径趋于稳定，分别为21.8，26.4，31.7 nm；3种纳米颗粒在60 min处的平均水动力学直径与650 min处的平均水动力学直径接近，相差约9%，证明60 min的混合搅拌时间足以获得均匀的纳米颗粒分散液。使用流变仪（DV-III+，美国Brookfield公司）测量纳米流体的剪切应力和剪切速率，评价其流变性。
表1 不同矿化度盐水溶液的离子组成和物理性质[18]
盐水溶液 离子质量浓度/(mg·L−1) 25 ℃时密度/
(g·cm−3)		 25 ℃时黏度/
(mPa·s)		 25 ℃时油水界面
张力/(mN·m−1)		 矿化度/
(mg·L−1)		 pH值
NaCl CaCl2 KCl MgCl2 Na2SO4
地层水 65 560 14 270 500 4 340 330 1.05 1.09 11.56 85 000 6.3
海水 30 850 6 710 240 2 040 160 1.03 0.97 12.40 40 000 6.3
10倍稀释海水 3 090 670 20 200 20 1.00 0.90 14.25 4 000 6.4

注：25 ℃条件下，非极性原油密度为0.87 g/cm3，黏度为17.7 mPa·s

图1 地层水中不同质量分数SiO2纳米颗粒的平均水动力学直径

1.3 岩心驱替

为了使岩心样品处于水湿状态，用甲苯和甲醇清洗岩心，然后放置在烘箱中，60 ℃下干燥4 h。岩心样品取出后在真空中放置4 h，随后分别用矿化度为85 000，40 000，4 000 mg/L的盐水饱和。将岩心样品放置在橡胶套筒中，施加13.78 MPa的围压，利用动态驱替装置先后用纳米流体和盐水溶液对Berea岩心进行驱替，测量驱替后岩心样品的渗透率。

1.4 USBM润湿性指数和接触角测试

将岩心样品置于超级岩心高速离心机（URC-628，美国CoreTest公司）内，采用轻质非极性原油[18]进行强制排驱和渗吸实验，得到毛管压力曲线，离心机转速为1 000~14 000 r/min。其中，驱替实验采用不同矿化度盐水，不添加纳米颗粒；渗吸实验采用添加不同质量分数纳米颗粒的盐水。有关毛管压力测试和USBM指数计算的实验步骤和程序详见文献[18]。使用KRUSS液滴形状分析仪测量接触角[18]。

1.5 油水界面张力测试

在25 ℃条件下，使用精度为±0.05 mN/m的悬滴法界面张力测定仪[20]测量原油与纳米流体之间的界面张力（见图2）。该仪器通常由照明装置、液滴可视化系统和数据采集计算机组成[21]。通过水滴阴影图像评估悬滴形状和表面力。利用Young-Laplace方程[21]，采用数值算法求解实际水滴形状，输出顶点处的悬滴曲率半径（Ro）和形状参数（B），计算油水界面张力：
${{\sigma }_{\text{wo}}}=\frac{\Delta \rho \,gR_{o}^{2}}{B}$
图2 油水界面张力测试仪示意图[21]

1.6 Zeta电位测试

经典Derjaguin-Landau-Verwey-Overbeek（DLVO）理论适用于符合以下假设的均质胶体纳米流体：纳米流体表现为稀释的粒子分散液；粒子聚集主要由范德华引力和纳米颗粒双电层引起的静电斥力控制；重力和浮力不明显[2]。SiO2纳米流体完全满足上述假设。DLVO理论认为带负电荷的纳米颗粒周围存在双电层（Stern层和扩散层），Zeta电位测量的是扩散层与Stern层间剪切平面处的电位，能反映Stern层固液界面的电荷分布。用Zeta电位作为评判纳米流体稳定性的指标：Zeta电位绝对值大于等于30 mV的SiO2纳米流体是稳定的；Zeta电位绝对值为15~30 mV，表明纳米流体具有中等稳定性；Zeta电位绝对值小于15 mV的SiO2纳米流体稳定性较低。使用纳米粒度电位仪Malvern Nano-ZS测定纳米流体的Zeta电位[2]。首先，用甲醇和去离子水冲洗样品室和电极，并对纳米流体进行超声处理约10 min。在利用毛细管样品池测试Zeta电位之前，进行约1 min的仪器平衡。

2 纳米颗粒质量分数和盐水矿化度的影响

2.1 USBM润湿性指数

在3种盐水矿化度下，纳米颗粒质量分数对Berea岩心样品毛管压力曲线的影响如图3所示。毛管压力曲线的上半部分代表强制排驱，下半部分代表强制渗吸。基于图3估算排驱和渗吸过程毛管压力曲线下面积，计算不同纳米颗粒质量分数和盐水矿化度下的USBM润湿性指数。Alomair等在文献[18]中详述了计算过程。
图3 不同纳米颗粒质量分数和盐水矿化度条件下的毛管压力曲线
纳米颗粒质量分数和盐水矿化度对毛管压力曲线下的面积和USBM润湿性指数的影响如表2所示。不同盐水矿化度下，纳米颗粒质量分数从0增加到0.075%时，USBM润湿性指数均增加约94%~100%（见图4）。盐水矿化度为85 000 mg/L时，当纳米颗粒质量分数从0增加到0.075%时，USBM润湿性指数由0.263 5增至0.525 9，表明岩石从弱水湿变为强水湿。Li等[3]指出在布朗运动和静电斥力的驱动下，纳米颗粒在油滴和岩石间形成一个封闭的楔形膜，产生较大的分离压力将油滴从固体表面剥离，从而改善岩石润湿性。本研究结果与Chengara等[9]的模拟结果一致，证实纳米颗粒质量分数的增加会增加分离压力，使岩石水湿性增强。盐水矿化度从85 000 mg/L降至4 000 mg/L，同时纳米颗粒质量分数从0增至0.075%，两者共同作用下USBM润湿性指数由0.263 5增至0.751 5，表征岩石从弱水湿变为强水湿，变化幅度约为185%。因此，纳米颗粒质量分数越高，盐水矿化度越低，对Berea砂岩润湿性的影响越明显[22]。
表2 纳米颗粒质量分数和盐水矿化度对Berea砂岩毛管压力曲线终点参数的影响
盐水
类型		 SiO2纳米颗粒质量分数/% 排驱压力曲线
下的面积/MPa		 渗吸压力曲线
下的面积/MPa		 USBM
润湿性指数
地层水 0 3.004 7 1.638 1 0.263 5
0.025 3.142 5 1.509 1 0.318 6
0.050 3.136 3 1.221 1 0.409 7
0.075 3.122 1 0.930 1 0.525 9
海水 0 2.804 8 1.347 5 0.318 4
0.025 3.878 1 1.645 7 0.372 3
0.050 3.830 4 1.320 4 0.462 6
0.075 3.875 1 0.936 3 0.616 9
10倍稀释
海水		 0 3.007 7 1.254 3 0.379 8
0.025 3.563 4 1.260 6 0.451 3
0.050 3.580 1 1.108 6 0.509 1
0.075 3.577 6 0.634 0 0.751 5
图4 纳米颗粒质量分数和盐水矿化度对Berea砂岩USBM润湿性指数的影响

2.2 接触角

为了验证USBM润湿性指数表征岩石润湿性的准确性，进行了接触角静态实验[18]。Tiab等[23]研究表示，接触角约为零时，表示强水湿状态；接触角为锐角时，表示中等水湿状态；接触角接近90°时，表示中性润湿状态；接触角为钝角（110°左右）时，表示中等油湿状态；接触角接近180°时，表示强油湿状态。不同盐水矿化度下接触角随纳米颗粒质量分数的变化规律如图5和表3所示，其中接触角的相对误差为2%~12%。盐水矿化度为85 000 mg/L时，纳米颗粒质量分数从0增至0.075%，接触角从57.35°降至25.50°，变化幅度约56%，岩石变得更加水湿；盐水矿化度为40 000 mg/L时，当纳米颗粒质量分数从0增至0.075%，接触角从49.90°降至22.20°，变化幅度约56%；盐水矿化度为4 000 mg/L时，当纳米颗粒质量分数从0增至0.075%，接触角从35.50°降至13.50°，变化幅度约62%。将盐水矿化度从85 000 mg/L降低至4 000 mg/L，同时纳米颗粒质量分数从0增至0.075%，接触角从57.35°降至13.50°，变化幅度约76%，从弱水湿状态转变为强水湿状态。结果表明，高质量分数纳米颗粒和低矿化度水改变Berea砂岩润湿性的共同作用效果明显，与USBM润湿性指数测试结果一致。
图5 纳米颗粒质量分数和盐水矿化度对砂岩-原油接触角的影响
表3 不同盐水矿化度和纳米颗粒质量分数下接触角和界面张力测试结果
矿化度/
（mg•L−1）		 SiO2纳米颗粒
质量分数/%		 平均接触角/
（°）		 界面张力/
（mN·m−1）		 界面张力
相对误差/%
85 000 0 57.35±1.15 12.05 0.41
0.025 45.90±1.60 11.86 0.42
0.050 30.01±2.75 11.79 0.42
0.075 25.50±0.97 11.69 0.43
40 000 0 49.90±1.27 11.89 0.42
0.025 33.30±0.47 11.41 0.44
0.050 27.90±0.65 10.76 0.46
0.075 22.20±0.30 10.69 0.47
4 000 0 35.50±0.41 10.73 0.47
0.025 28.10±0.30 10.51 0.48
0.050 23.20±0.58 10.33 0.48
0.075 13.50±1.65 10.28 0.49

2.3 油水界面张力

岩石润湿性向水湿方向的转变可能是由于接触角或油水界面张力减小引起。杨氏方程[23]描述了接触角余弦值与各界面张力间的关系：
$\cos \theta =\frac{{{\sigma }_{so}}-{{\sigma }_{sw}}}{{{\sigma }_{wo}}}$
界面张力测试结果表明，随着纳米颗粒质量分数的增加，3种盐水矿化度下油水界面张力均降低（见图6）。仪器误差为±0.05 mN/m，界面张力相对误差约0.5%（见表3）。结合接触角和USBM润湿性指数实验结果，随着纳米颗粒质量分数的增加和盐水矿化度的降低，润湿性向更强水湿状态转变。以往研究证明，盐水溶液矿化度从4 000 mg/L升至40 000 mg/L，界面张力增加约9%[24⇓-26]，本文实验结果中纳米颗粒质量分数为0时界面张力相应增加约11%，增幅相近（见表3）。矿化度为4 000，40 000，85 000 mg/L条件下，当纳米颗粒质量分数从0增加到0.075%时，对应的界面张力变化幅度最大，分别为4%，10%，3%。当盐水矿化度从85 000 mg/L降至4 000 mg/L，纳米颗粒质量分数从0增加到0.075%，界面张力值的变化幅度约为15%，与文献[24⇓⇓⇓-28]的研究结果相近。
图6 纳米颗粒质量分数和盐水矿化度对油水界面张力的影响

2.4 纳米流体流变性

使用流变仪测量了纳米流体的剪切应力和剪切速率[29⇓-31]。纳米流体置于流变仪平板和锥体之间，锥体以任意速度旋转时，纳米流体在锥体上施加扭矩。将扭矩（或黏性阻力）转换为剪切应力，旋转速度转换为剪切速度[31]。流变性分析表明，3种纳米颗粒质量分数下的纳米流体均具有牛顿流体特性，即剪切应力与剪切速度呈线性关系。当纳米颗粒质量分数从0.025%增至0.075%时，纳米流体的黏度变化不大，从1.0 mPa·s增至1.1 mPa·s，证明纳米流体为盐水基稀悬浮液[32]。

2.5 纳米流体稳定性

纳米流体的稳定性是纳米颗粒在提高采收率项目中成功应用的关键。由于纳米颗粒的团聚现象，纳米流体可能会变得不稳定，形成大量的纳米颗粒团簇并沉降，降低纳米流体稳定性。这种团聚主要由于范德华引力超过静电斥力[33]或纳米颗粒之间的碰撞引起。在本研究中，通过测量Zeta电位来评估纳米流体的稳定性[33]，所有测试均在25 ℃的室温下进行。
不同纳米颗粒质量分数、不同盐水矿化度条件下制备的纳米流体Zeta电位测试结果如表4所示。根据Zeta电位值，认为基于4 000 mg/L盐水配制的纳米流体具有稳定性，Zeta电位约−30 mV[34]；基于40 000 mg/L盐水配制的纳米流体具有中等稳定性，其Zeta电位约−15 mV；采用85 000 mg/L盐水配制的纳米流体具有弱稳定性，Zeta电位约为−7~−3 mV[2]。矿化度为85 000 mg/L的盐水配制的纳米流体缺乏稳定性，可能是由于基液矿化度相对较高导致双电层Debye-Huckel长度减小[33]，范德华引力克服了静电斥力，使得纳米颗粒团聚，纳米流体失稳。稳定性数据分析表明，添加SiO2纳米颗粒后低矿化度水驱油的最佳基液矿化度为4 000 mg/L。
表4 纳米流体的Zeta电位测试结果
矿化度/(mg•L−1) SiO2纳米颗粒质量分数/% Zeta电位/mV
0.025 −6.50
85 000 0.050 −2.56
0.075 −4.45
0.025 −15.70
40 000 0.050 −12.80
0.075 −12.40
0.025 −30.30
4 000 0.050 −27.50
0.075 −28.90

2.6 纳米颗粒滞留性

悬浮固体堵塞导致渗透率伤害是纳米流体提高采收率工业化应用存在的主要问题。渗透率降低可能引起储集层注入能力或产量降低[35]，因此需要高成本的修井作业和频繁的措施作业进行维护。渗透率下降与注入纳米流体中悬浮固体堵塞井筒及近井区域地层有关。大颗粒在井筒地层表面的滞留导致外部滤饼堆积；侵入更深的小尺寸颗粒在近井区域形成内部滤饼。内部滤饼通常难以剥落，对地层的伤害比外部滤饼更大[36]。一般情况下，直径大于平均孔喉直径33%的颗粒桥接形成外部滤饼；直径为平均孔喉直径14%~33%的颗粒更容易侵入地层深处，形成内部滤饼；直径小于平均孔喉直径14%的颗粒通常不会造成堵塞[37]。
采用9块Berea岩心样品开展动态驱替实验，样品孔隙度约20%，初始渗透率为（53~68）×10−3 μm2。纳米流体驱替后测量岩心渗透率，结果如表5所示。纳米流体驱替结束后，观察到岩心样品外部形成纳米颗粒滤饼。刮掉滤饼后，再将岩心样品进行盐水驱替，驱替方向与纳米流体驱替时相同，驱替结束时再次测量岩心样品渗透率（见表5）。纳米流体驱替后渗透率的变化幅度为9%~44%，主要由外部纳米颗粒滤饼引起，而不是深部滤失或颗粒滞留造成的。对比分析岩心样品初始渗透率与盐水溶液驱替后的渗透率，发现纳米颗粒滞留导致渗透率降低4%~10%（见表6）。
表5 纳米颗粒质量分数和盐水矿化度对岩石渗透率的影响
纳米颗粒
质量分数/%		 盐水矿化度/
(mg•L−1)		 初始渗透率/
10−3 μm2		 纳米流体驱替
后渗透率/
10−3 μm2		 盐水溶液驱替后渗透率/
10−3 μm2
0.025 85 000 53.397 48.643 51.205
40 000 64.866 47.218 59.810
4 000 67.406 51.035 65.000
0.050 85 000 52.535 41.404 50.552
40 000 65.300 43.772 62.453
4 000 68.268 45.431 64.916
0.075 85 000 52.987 28.079 47.822
40 000 65.108 35.369 58.724
4 000 67.449 37.870 61.430
表6 Berea岩心样品绝对渗透率变化幅度
实验条件 孔隙度/
%		 平均孔隙
半径/mm		 初始
渗透率/
10−3 μm2		 纳米流体驱
替后渗透率
变化幅度/%		 盐水驱替后
渗透率变化
幅度/%
85 000 mg/L盐水+ 0.025% SiO2 19.8 0.52 48.6 8.9 4.1
85 000 mg/L盐水+ 0.050% SiO2 19.3 0.58 41.4 21.2 3.8
85 000mg/L盐水+ 0.075% SiO2 19.5 0.59 28.1 47.0 9.8
40 000 mg/L盐水+ 0.025% SiO2 19.6 0.52 47.2 27.2 7.8
40 000 mg/L盐水+ 0.050% SiO2 19.1 0.58 43.8 33.0 4.4
40 000 mg/L盐水+ 0.075% SiO2 19.3 0.59 35.4 45.7 9.8
4 000 mg/L盐水+ 0.025% SiO2 19.6 0.52 51.0 24.3 3.6
4 000 mg/L盐水+ 0.050% SiO2 19.2 0.58 45.4 33.5 4.9
4 000 mg/L盐水+ 0.075% SiO2 19.3 0.59 37.9 43.9 8.9
采用（3）式计算岩样平均孔隙半径[38]。动态驱替实验中岩心样品的平均孔隙半径为0.52~0.59 mm，球形纳米颗粒半径为15~20 nm，纳米颗粒半径小于岩心平均孔隙半径的4%，没有发生颗粒团聚现象。理论上，在没有出现纳米颗粒团聚的情况下，渗透率不会降低。然而，盐水溶液驱替后渗透率降低4%~10%，表明出现少量纳米颗粒滞留，该现象也可以通过Zeta电位测量结果证实：Zeta电位绝对值随纳米颗粒质量分数的增加呈降低趋势（见表4）。如表6所示，与高纳米颗粒质量分数（0.075%）相比，低纳米颗粒质量分数（0.025%~0.050%）的纳米流体驱替后渗透率降低程度较小，可能是高矿化度基液和高纳米颗粒质量分数条件下产生的纳米颗粒团聚导致。
${{\bar{r}}_{p}}=\sqrt{{}^{K}/{}_{\phi }}$

2.7 原油采收率

不同盐水矿化度和纳米颗粒质量分数下高速离心机采集的强制排驱数据如表7所示，其中原油采收率计算公式如（4）式所示，采收率误差为0.62%左右[18]。随着纳米颗粒质量分数的增加，残余油饱和度Sor降低。束缚水饱和度Swi与盐水矿化度或纳米颗粒质量分数没有明显的相关性。3种盐水矿化度条件下，纳米颗粒质量分数从0增加到0.075%时，采收率均增加约9个百分点，与Bila等[12]和Omran等[14]的研究结果一致。相比高矿化度条件，低矿化度水（4 000 mg/L）和高质量分数SiO2纳米颗粒（0.075%）的共同作用下，采收率提高约13个百分点。如前所述，纳米颗粒质量分数的增加和盐水矿化度的降低改变了岩石的润湿性，使其处于强水湿状态，提高原油采收率。
$R=\frac{1-{{S}_{w\text{i}}}-{{S}_{or}}}{1-{{S}_{wi}}}$
表7 不同纳米颗粒质量分数和盐水矿化度下的采收率及相关参数
矿化度/
(mg·L−1)		 SiO2质量
分数/%		 束缚水
饱和度/%		 残余油
饱和度/%		 采收率/
%
85 000 0 21 25 68.9
0.025 21 23 71.0
0.050 21 21 73.9
0.075 21 18 77.8
40 000 0 24 22 70.5
0.025 24 21 72.4
0.050 24 19 74.4
0.075 24 15 79.7
4 000 0 26 20 72.8
0.025 26 18 75.5
0.050 25 16 78.2
0.075 26 13 82.3
需要强调的是，本研究结果是在室温下得到的。关于高温对纳米颗粒稳定性及其提高采收率效果的影响，不同学者的观点不同[33,39 -40]。因此，需要进一步开展以下研究：①在低矿化度水驱过程中，温度对SiO2纳米颗粒团聚的影响；②储集层温度条件下，SiO2纳米颗粒对低矿化度水驱提高采收率的影响。

3 结论

低矿化度水结合亲水SiO2纳米颗粒可有效改变砂岩润湿性，USBM润湿性指数明显增加，表征岩石更加水湿。随盐水矿化度降低、纳米颗粒质量分数增加，油水界面张力和接触角均减小；当纳米颗粒质量分数增至0.075%，盐水矿化度降低至4 000 mg/L时，砂岩润湿性改变效果最佳，采收率增幅最高达到约13个百分点。与高纳米颗粒质量分数（0.075%）相比，低纳米颗粒质量分数（0.025%~0.050%）的纳米流体驱替后，颗粒滞留引起的渗透率降低程度较小。纳米颗粒质量分数为0.025%，盐水矿化度为4 000 mg/L时，纳米流体处于稳定状态，造成的渗透率伤害最小。
符号注释：
B——形状参数，无因次；g——重力加速度，9.81 m/s2；K——绝对渗透率，m2；R——原油采收率，%；Ro——顶点处的悬滴曲率半径，m；${{\bar{r}}_{p}}$——平均孔隙半径，m；Sor——强制渗吸周期结束时测量的残余油饱和度，%；Swi——强制排驱周期结束时测量的含水饱和度，%；Δρ——油水密度差，kg/m3；θ——接触角，（°）；σso——固-油界面张力，N/m；σsw——固-液界面张力，N/m；σwo——油-水界面张力，N/m；ϕ——孔隙度，%。

科威特大学公共研究中心（GE01/17、GE01/07和GS03/01）对本研究提供了实验支持，在此表示衷心的感谢！

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