一种改变砂岩表面浸润性的复合体系及方法技术

本发明专利技术属于油田开发技术领域，具体提供一种改变砂岩表面浸润性的复合体系及方法，该复合体系包含：处理剂A：SiO2纳米粒子分散液，其包含粒径为80‑120nm和10‑30nm的氨基化SiO2纳米粒子；处理剂B：全氟聚醚类化合物溶液。采用本发明专利技术的复合体系处理砂岩，可改变砂岩表面的润湿性，将砂岩表面改性为疏水疏油的双疏特性，有利于提高岩石的渗流能力。

A Composite System and Method for Changing Surface Wettability of Sandstone

【技术实现步骤摘要】
一种改变砂岩表面浸润性的复合体系及方法
本专利技术属于油田开发
，具体涉及一种改变砂岩表面浸润性的复合体系，以及采用该复合体系改变砂岩表面浸润性的方法。
技术介绍
疏水疏油的双疏固体表面具有较好的防水、防油、抗污染等特点，其在建筑材料、纺织品、液体输送管道以及包装材料等领域具有广阔的应用，一直备受关注。受自然界植物叶面，特别是荷叶表面疏水疏油性能启发，研究表明固体表面具有疏水疏油的双疏效果需要具备低表面能物质和适当的表面粗造度这两个条件。油藏岩石的润湿性决定了储层中油、水相对分布情况及毛细管力的大小和方向，并影响油、水相对渗透率，对采收率具有重要影响。目前油田主要在注入水中加入表面活性剂改变油藏岩石的润湿性，表面活性剂主要有阴离子、阳离子和非离子表面活性剂。阴离子和非离子表面活性剂通过离子或极性基团吸附在固体表面，表面活性剂分子的单层膜覆盖在岩石表面上吸附原油中的极性物质，使岩石表面变为水湿。阴离子表面活性剂并不会使极性分子彻底脱附固体表面，这一过程是可逆的，容易脱附而失效，但其所需要的浓度相对阳离子表面活性剂要低。阳离子表面活性剂主要通过吸附作用吸附在带负电的固体表面来改变润湿性，通过吸附作用，使得水相渗透率降低，油相渗透率增大，使孔隙中的残余油聚集并脱离岩石表面，起到了选择性堵水的作用。阳离子表面活性剂也可以与原油中带负电的羧基作用，使其脱离岩石表面，溶于胶束中，这就要求阳离子表面活性剂有较高的临界胶束浓度。阳离子作用机制较为简单，但经济上价格较高且存在环境污染问题。专利文献CN201110353364.4提出了一种用含有阳离子氟碳表面活性剂、季铵盐表面活性剂和极性流体的润湿反转处理剂，实现岩心表面气湿反转的方法。专利文献CN201180064989.7公开了双-N-烷基聚醚或双-N-烯基聚醚或N-芳基聚醚双-β-亚氨基酸或其盐类型的偕两性离子液体作为岩石(诸如石灰岩、白云岩、砂岩、石英或非均质岩石)润湿性的改性剂的应用。专利文献CN201410252174.7提供了全氟乙基丙烯酸酯的乙醇-水溶液作为反转处理剂组合物实现岩石表面气湿反转，能有效的将砂岩表面从液体润湿性转变为气体润湿性。专利文献CN201710038133.1提供了一种双阳离子氟碳表面活性剂及其制备方法和作为双疏型润湿反转剂使得岩石具有疏水疏油性质的效果，是一种实现岩石表面疏水疏油的双疏型处理剂，特别是在针对易水化的泥页岩的钻井时，能够有效地避免水和油的进入，防止毛细现象的发生，实现稳定井壁和保护储层的作用。
技术实现思路
本专利技术的专利技术人针对砂岩岩石表面设计了一种复合体系，通过选择两种粒径的SiO2纳米粒子制得分散液，与全氟聚醚类化合物溶液组成复合体系，采用该复合体系处理砂岩岩石可改变砂岩表面的润湿性，使储层岩石表面改性为疏水疏油的双疏特性，提高岩石的渗流能力。本专利技术的第一方面提供了一种改变砂岩表面润湿性的复合体系，该复合体系包含：处理剂A：SiO2纳米粒子分散液，其包含粒径为80-120nm和10-30nm的氨基化SiO2纳米粒子；处理剂B：全氟聚醚类化合物溶液。本专利技术的第二方面提供了一种改变砂岩表面润湿性的方法，采用上述的复合体系处理砂岩表面。本专利技术的复合体系可适用于改变多种砂岩表面的润湿性，如贝雷砂岩、天然露头砂岩、油水驱替后的贝雷砂岩和饱和了原油的人造岩心等，通过喷涂或浸润的方式用复合体系处理砂岩，在常温常压下测定处理后砂岩的水相接触角为130～160°，油相接触角为90～115°，使砂岩达到既疏水又疏油的双疏效果。本专利技术的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。具体实施方式为使本专利技术更加容易理解，下面将结合实施方式来详细说明本专利技术，这些实施方式仅起说明性作用，并不用于限制本专利技术。本专利技术的第一方面提供了一种改变砂岩表面润湿性的复合体系，该复合体系包含：处理剂A：SiO2纳米粒子分散液，其包含粒径为80-120nm和10-30nm的氨基化SiO2纳米粒子；处理剂B：全氟聚醚类化合物溶液。本专利技术中，氨基化SiO2纳米粒子是指表面经过氨基修饰的纳米SiO2，不同粒径的氨基化SiO2纳米粒子可通过购买得到。优选情况下，所述SiO2纳米粒子分散液的质量浓度为0.1～1％，其中，80-120nm的SiO2纳米粒子与10-30nm的SiO2纳米粒子的质量比为1∶2～5。更优选地，SiO2纳米粒子分散液中氨基化SiO2纳米粒子的粒径为100nm和20nm，两者的质量比为1∶4。根据本专利技术，所述SiO2纳米粒子分散液中的分散剂选用有机溶剂，优选为四氢呋喃或乙腈，更优选为四氢呋喃。优选地，所述全氟聚醚类化合物溶液的质量浓度为0.05～0.8％。本专利技术中，所述全氟聚醚类化合物可选自2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟壬酰氟、2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟己酰氟、2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟辛酰氟、2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟癸酰氟，优选为2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟壬酰氟。根据本专利技术，全氟聚醚类化合物溶液中的溶剂为四氢呋喃和/或乙腈，优选为四氢呋喃。本专利技术的第二方面提供了一种改变砂岩表面润湿性的方法，采用上述的复合体系处理砂岩表面。本专利技术中，可通过喷涂或浸润两种方式处理砂岩表面。依次用处理剂A和处理剂B喷涂或浸润砂岩。具体如下：方法一：将SiO2纳米粒子分散液均匀喷涂在砂岩表面，静置后干燥，再在SiO2纳米粒子分散液处理后的砂岩表面均匀喷涂全氟聚醚类化合物溶液，干燥，得到处理后的砂岩。其中，静置的条件包括：将喷涂有SiO2纳米粒子分散液的砂岩在室温下，于通风橱内静置20～40min，优选静置30min。干燥的条件包括：于60～90℃下，干燥20～80min。优选情况下，喷涂SiO2纳米粒子分散液后的砂岩的干燥温度为80℃，干燥时间为30min；喷涂全氟聚醚类化合物溶液后的砂岩的干燥温度为80℃，干燥时间为60min。方法二：将砂岩在SiO2纳米粒子分散液中浸润10～20秒，静置后干燥，再将SiO2纳米粒子分散液处理后的砂岩浸润在全氟聚醚类化合物溶液中25～35秒，干燥，得到处理后的砂岩。其中，静置的条件包括：将浸润有SiO2纳米粒子分散液的砂岩在室温下，于通风橱内静置20～40min，优选静置30min。干燥的条件包括：于60～90℃下，干燥20～80min。优选情况下，浸润SiO2纳米粒子分散液后的砂岩的干燥温度为80℃，干燥时间为30min；浸润全氟聚醚类化合物溶液后的砂岩的干燥温度为80℃，干燥时间为60min。以下通过实施例对本专利技术进行详细说明。在以下的实施例和对比例中：SiO2纳米粒子分散液由粒径为100nm和20m的氨基化SiO2纳米粒子按照1∶4的质量比分散于四氢呋喃中制得。全氟聚醚类化合物溶液由2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟壬酰氟(THPF)溶于四氢呋喃中制得。接触角检测实验采用德国dataphysics公司研发生产的接触角测定系统-OCA20接触角测量仪，实验中分别用甲基蓝染色的水和航空煤油作为悬掉的水滴和油滴来测量待测样品的水相和油相接触角。实施例1-9用于说明本专利技术的改变砂岩表面浸润性的复合体系及方法。实施例1将1％的本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种改变砂岩表面润湿性的复合体系，其特征在于，该复合体系包含：处理剂A：SiO2纳米粒子分散液，其包含粒径为80‑120nm和10‑30nm的氨基化SiO2纳米粒子；处理剂B：全氟聚醚类化合物溶液。

【技术特征摘要】
1.一种改变砂岩表面润湿性的复合体系，其特征在于，该复合体系包含：处理剂A：SiO2纳米粒子分散液，其包含粒径为80-120nm和10-30nm的氨基化SiO2纳米粒子；处理剂B：全氟聚醚类化合物溶液。2.根据权利要求1所述的复合体系，其中，所述SiO2纳米粒子分散液的质量浓度为0.1～1％，其中，80-120nm的SiO2纳米粒子与10-30nm的SiO2纳米粒子的质量比为1∶2～5。3.根据权利要求1所述的复合体系，其中，所述全氟聚醚类化合物溶液的质量浓度为0.05～0.8％。4.根据权利要求1或3所述的复合体系，其中，所述全氟聚醚类化合物为2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟壬酰氟、2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟己酰氟、2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟辛酰氟、2，5-二(三氟甲基)-3，6-二氧杂-全氟癸酰氟。5.根据权利要求1所述的复合体系，其中，Si...

【专利技术属性】
技术研发人员：卢刚，王友启，马涛，许关利，刘平，谭中良，贾红育，周国华，聂俊，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，
类型：发明
国别省市：北京,11