Page 197 - 《精细化工》2022年第4期

第 4 期 白 云，等: 双亲纳米 SiO 2 颗粒的制备及提高渗吸采收率性能 ·833·

加会加剧颗粒的团聚，从而在三相接触区域中形成 此外，采用 Amott 法测量了岩心的自吸排油量、
直径更大的团聚体，这些团聚体主要分布在离楔形 驱替排油量、自吸排水量、驱替排水量，并计算得
膜顶点较远的位置。由于缺少楔形膜顶点的限制， 出相对润湿指数。根据石油天然气行业标准 SY/T
因而产生较小的结构分离压力梯度，不足以驱动 2 5153—2007 判断岩心的润湿性 [13] 。当相对润湿指数
号样品沿着油膜剥离的方向移动。因此，岩心薄片 介于 0.3~1.0 之间时，储层岩石呈现水润湿性；当相
润湿性改变效率降低。此外，与 1 号样品和 2 号样 对润湿指数介于–1.0~–0.3 之间时，储层岩石呈现油
品相比，经 3 号样品和 4 号样品处理的岩心薄片表 润湿性；当相对润湿指数介于–0.3~0.3 之间时，储
面的水相接触角曲线斜率增大，并且最终接触角进 层岩石呈现中性润湿性。Amott 法测定岩心润湿性
一步减小，意味着岩心薄片表面的亲水性增强。这 实验结果见表 2。由表 2 可知，在地层水中老化的
是由于在空间位阻效应和静电斥力共同作用下，双 Y-1 岩心的相对润湿指数为–0.33，表明岩心表面具
亲纳米 SiO 2 颗粒整齐分布和排列在楔形膜的顶点附 有亲油性。在 1 号样品中老化的 Y-2 岩心的相对润
近，这能够提供相对较大的结构分离压力梯度，从 湿指数从 Y-1 的–0.33 增加至 0.42，意味着岩石的润
而将油膜从岩心薄片表面加速剥离，最终岩心薄片 湿性向亲水方向转变。然而在 2 号样品中老化的 Y-3
表面变得更加亲水。 岩心的相对润湿指数降低至 0.38。出现这一现象的
主要原因是：随着纳米流体中纳米 SiO 2 颗粒质量分
数的增加，颗粒之间由于分子间的范德华力作用而
相互团聚，这不利于岩心表面润湿性的改变。在 3
号样品和 4 号样品中老化的 Y-4 岩心和 Y-5 岩心的
相对润湿指数分别为 0.51 和 0.53，说明岩石表面的
亲水性得到增强，这与水相接触角测量结果相符合。

表 2 Amott 法测定岩心润湿性实验结果
Table 2 Experimental results of the core wettability
determined by Amott method
自吸排 驱替排 自吸排 驱替排
岩心 水湿 油湿 相对润 润湿性
编号 油量/ 油量/ 水量/ 水量/ 指数 指数 湿指数
mL mL mL mL
Y-1 0.02 0.27 0.12 0.18 0.07 0.40 –0.33 亲油
Y-2 0.53 0.21 0.13 0.30 0.72 0.30 0.42 亲水
Y-3 0.45 0.19 0.15 0.32 0.70 0.32 0.38 亲水
Y-4 0.30 0.10 0.06 0.19 0.75 0.24 0.51 亲水
Y-5 0.32 0.11 0.05 0.18 0.74 0.21 0.53 亲水

2.2.3 界面张力测量
不同流体与原油的动态界面张力见图 7。由图 7
可知，原油与地层水的界面张力随着时间的增加基
本保持恒定，获得的最终界面张力为 19.7 mN/m。
原油与 1 号样品的界面张力起初缓慢下降，随着时
间的增加，界面张力基本维持恒定，在测量结束时，
界面张力为 16.8 mN/m，说明亲水纳米 SiO 2 颗粒未
对界面张力产生显著影响。这是因为亲水纳米 SiO 2
颗粒表面带有大量的硅羟基，可以与水分子之间存
在氢键键合，从而其很难从水溶液中迁移到油水界
面处。因此，合成前纳米 SiO 2 颗粒降低界面张力的
能力有限。原油与 2 号样品的动态界面张力曲线和

原油与 1 号样品的动态界面张力曲线呈现相似的变
a—油滴的水相接触角；b—油滴的宏观照片
化趋势，原油与2号样品的最终界面张力为17.7 mN/m，
图 6 经不同流体处理的岩心薄片的润湿性变化
Fig. 6 Wettability change of core slices treated with 其值与原油与 1 号样品的最终界面张力相接近。然
different fluids 而，当原油与 3 号样品最初接触时，界面张力快速