王君如， 楊勝來*， 曹庾杰， 王夢(mèng)雨， 于家義

(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京102249；2.中國(guó)石油吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院，哈密 839009)

三塘湖盆地二疊系致密油藏，西臨準(zhǔn)噶爾、南臨吐哈盆地，呈北西-南東向展布。是目前油氣勘探和發(fā)現(xiàn)的主要領(lǐng)域之一。油源主要來源于蘆草溝組二段烴源巖，近源聚集、斷縫疏導(dǎo)，屬于地層-巖性凝灰?guī)r致密油油藏[1]。儲(chǔ)層具有中高孔、特低滲、高含油飽和度的特征。孔隙度14%～22%，平均15.5%；滲透率0.005 ～10 mD，平均0.36 mD；含油飽和度45%～80%，平均69.1%。儲(chǔ)層具有基質(zhì)含油性好、裂縫發(fā)育、弱親水等特征。三塘湖盆地自20世紀(jì)50年代開始油氣勘探開發(fā)，前期由于油田成藏條件復(fù)雜，構(gòu)造層次和格架復(fù)雜，沉積相帶多變，裂縫發(fā)育，地層能量嚴(yán)重不足，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，油氣富集區(qū)連片性差，原油黏稠，油田開發(fā)效果差。近年來，三塘湖油田采用水平井體積壓裂技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了致密油、火山巖低品位儲(chǔ)量的規(guī)模動(dòng)用，快速拉升了油田產(chǎn)量，建成國(guó)家級(jí)致密油示范基地，并形成大排量、大液量注水吞吐、蓄能壓裂補(bǔ)充能量的非常規(guī)油藏提高采收率技術(shù)[2-3]。壓裂后，裂縫成為主要的滲流通道，注水吞吐利用滲吸將基質(zhì)巖石中無法流動(dòng)的油置換到通道，大幅提高采出程度。但隨著吞吐輪次的增加，油水置換效率降低。因此開展適應(yīng)油藏類型的表面活性劑研究十分必要，以提高油水置換效率和滲吸采出程度。

關(guān)于表面活性劑在低滲透砂巖油藏提高滲吸采收率方面已有大量報(bào)道[4-7]。李洪等[8]、沈安琪等[9]研究發(fā)現(xiàn)添加表面活性劑的作用機(jī)理主要是降低界面張力和改善潤(rùn)濕性。但張邈等[10]、周德勝等[11]研究則表明在低界面張力對(duì)滲吸效果的影響上尚未取得統(tǒng)一認(rèn)識(shí)。目前，對(duì)表面活性劑作用下致密油巖心的滲吸實(shí)驗(yàn)開展較少，且研究油黏度較小，基本小于10 mPa·s。為此，利用三塘湖油田致密油巖心，研究非離子型表面活性劑溶液吐溫20和吐溫80、陰離子+非離子型表面活性劑仲烷基磺酸鈉+椰子油乙二醇酰胺(WLW)溶液對(duì)致密油滲吸規(guī)律及其采收率的影響，篩選出合適的表面活性劑，以期為致密油的開發(fā)提供理論指導(dǎo)。

1 材料與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

巖心來源于三塘湖油田主力油層條湖組二段，基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

實(shí)驗(yàn)用油為煤油和脫氣原油混合，根據(jù)油田數(shù)據(jù)配制25 ℃下33.8 mPa·s的實(shí)驗(yàn)用油；實(shí)驗(yàn)配制地層水水型為NaHCO3型，總礦化度為9 543 mg/L。為減少信號(hào)干擾，核磁共振測(cè)試的巖心使用重水；根據(jù)文獻(xiàn)調(diào)研[12-14]和搜集其他油田的表面活性劑使用情況，優(yōu)選出兩種非離子表面活性劑吐溫20和吐溫80，非離子+陰離子型表面活性劑WLW溶液。表面活性劑的實(shí)驗(yàn)濃度為0.2%。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.2.1 核磁共振滲吸實(shí)驗(yàn)

采用核磁共振分析儀(MesoMR23-60H-I，圖1)對(duì)巖心5進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)核磁共振測(cè)試。

圖1 核磁共振實(shí)驗(yàn)裝置

1.2.2 滲吸黏附油測(cè)量實(shí)驗(yàn)

滲吸實(shí)驗(yàn)的主要計(jì)量方法可以分為體積法、稱重法和核磁共振技術(shù)[15-18]。如圖2所示，滲吸實(shí)驗(yàn)過程中巖心表面附著大量黏附油，而現(xiàn)有實(shí)驗(yàn)裝置都無法對(duì)黏附油定量測(cè)量。為此，利用固體密度儀原理結(jié)合體積法和稱重法測(cè)量?jī)?yōu)勢(shì)，研制一種滲吸實(shí)驗(yàn)黏附油測(cè)量裝置。利用該裝置可以定量、定性的得出不同實(shí)驗(yàn)條件下滲吸過程中漂浮油、黏滯油產(chǎn)油量。

圖2 巖心滲吸實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象

1為高密度鹽水；2為地層水；3為三通閥；4為滲吸瓶；5為滲吸產(chǎn)出油；6為巖心樣品；7為開關(guān)；8為滲吸瓶底蓋；9為吊架；10為重力感應(yīng)裝置；11為恒溫箱

滲吸實(shí)驗(yàn)黏附油測(cè)量裝置如圖3所示，滲吸瓶具有中空腔體，腔體內(nèi)裝有水和巖心樣品。滲吸瓶的開口端，分內(nèi)外玻璃管，外玻璃管具有精密刻度，內(nèi)玻璃管頂端為滲吸瓶預(yù)定水位線。滲吸瓶具有進(jìn)口端和出口端，進(jìn)口端連接地層水和高密度鹽水(氯化鈉溶液，密度為1.15 g/cm3)儲(chǔ)存罐，懸掛巖心樣品的吊架，吊架放置在重力感應(yīng)裝置上。實(shí)驗(yàn)時(shí)開啟地層水儲(chǔ)存罐開關(guān)，滲吸瓶地層水水位線至開口端內(nèi)玻璃管頂面時(shí)關(guān)閉開關(guān)，獲取初始時(shí)刻測(cè)量的巖心樣品在地層水中的質(zhì)量作為初始數(shù)據(jù)。滲吸一定時(shí)間后，開啟地層水儲(chǔ)存罐開關(guān)，滲吸瓶水位線至開口端內(nèi)玻璃管頂面時(shí)關(guān)閉開關(guān)，獲取i時(shí)刻測(cè)量的巖心樣品在地層水中的質(zhì)量。將滲吸瓶?jī)?nèi)地層水通過開關(guān)和滲吸瓶底蓋排空，開啟高密度鹽水儲(chǔ)存罐開關(guān)，滲吸瓶水位線至滲吸瓶開口端內(nèi)玻璃管頂面時(shí)關(guān)閉開關(guān)，獲取i時(shí)刻測(cè)量的巖心樣品在高密度鹽水中的質(zhì)量。然后將滲吸瓶?jī)?nèi)高密度鹽水通過開關(guān)和滲吸瓶底蓋排空，開啟地層水儲(chǔ)存罐開關(guān)，滲吸瓶地層水水位線至開口端內(nèi)玻璃管頂面時(shí)關(guān)閉開關(guān)，開始第二周期的實(shí)驗(yàn)和測(cè)試，直至實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

該滲吸實(shí)驗(yàn)裝置通過儲(chǔ)水罐補(bǔ)充地層水，使?jié)B吸瓶的水位達(dá)到預(yù)定水位線，保持滲吸瓶?jī)?nèi)的水壓不變，通過對(duì)重力感應(yīng)裝置測(cè)量的數(shù)據(jù)進(jìn)行記錄和分析，能夠計(jì)算出原油產(chǎn)出的漂浮油、黏滯油的體積。同時(shí)漂浮油流入外刻度管，能夠直接讀出漂浮油的體積。從而對(duì)漂浮油體積進(jìn)行相互驗(yàn)證，提高了計(jì)算結(jié)果的準(zhǔn)確度。通過得到的漂浮油、黏滯油體積能夠進(jìn)一步計(jì)算出相應(yīng)滲吸采出程度。

1.2.3 接觸角、界面張力實(shí)驗(yàn)

采用德國(guó)OCA20 視頻光學(xué)接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)量滲吸液與巖心表面接觸角；采用界面張力儀測(cè)試滲吸液與原油間界面張力。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

(1)將巖心清洗干凈、烘干至恒重，并測(cè)量巖心孔滲基礎(chǔ)物性。

(2)飽和實(shí)驗(yàn)用水：滲吸實(shí)驗(yàn)巖心采用抽真空和巖心驅(qū)替的方法飽和配制的地層水。核磁共振滲吸實(shí)驗(yàn)巖心用抽真空飽和重水。

(3)飽和油并老化：配制模擬油，在巖心夾持器中油驅(qū)的方法飽和油，并計(jì)算含油飽和度。將巖心浸入模擬油中，并放入67.6 ℃(地層溫度為67.6 ℃)的恒溫箱中老化15 d。

(4)配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的不同表面活性劑溶液，測(cè)試原油在表面活性劑溶液、地層水中的界面張力。

(5)測(cè)試初始巖心的接觸角。

(6)將巖心1～4分別浸泡在不同表面活性劑溶液、地層水中，采用滲吸實(shí)驗(yàn)裝置測(cè)試巖心在表面活性劑溶液、地層水中的滲吸采出程度。將巖心5浸泡在重水中，用核磁共振技術(shù)測(cè)試巖心5的滲吸情況。

(7)滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，分別測(cè)試實(shí)驗(yàn)巖心的接觸角。

1.4 數(shù)據(jù)處理

為定量測(cè)量滲吸過程中漂浮油、巖心表面的黏附油量，根據(jù)滲吸實(shí)驗(yàn)黏附油測(cè)量裝置，推導(dǎo)出漂浮油、黏附油滲吸采出程度公式。

巖心原始含油體積為

(1)

初始時(shí)刻，在地層水中：

m0+ρw(Vo+Vwi+Vr)=ρoVo+ρwVwi+ρrVr

(2)

巖心i時(shí)刻在地層水中，滿足方程：

mi+ρw(Vo+Vwi+Vr+ΔVa)=ρo(Vo-ΔVf)+ρw(Vwi+ΔVa+ΔVf)+ρrVr

(3)

巖心i時(shí)刻在高密度鹽水中，滿足方程：

mih+ρh(Vo+Vwi+Vr+ΔVa)=ρo(Vo-ΔVf)+ρw(Vwi+ΔVa+ΔVf)+ρrVr

(4)

由方程(2)和方程(3)可得，滲吸出的漂浮油的體積為

(5)

由式(2)、式(4)可得，滲吸出的黏附油的體積為

(6)

(7)

(8)

式中：L為巖心長(zhǎng)度，cm；D為巖心直徑，cm；So為巖心含油飽和度，小數(shù)；φ為巖心孔隙度，小數(shù)；ρw為地層水的密度，g/cm3；ρo為油的密度，g/cm3；ρh為高密度鹽水的密度，g/cm3；m0為初始所述巖心樣品在地層水中的質(zhì)量，g；mi為i時(shí)刻所述巖心樣品在地層水中的質(zhì)量，g；mih為i時(shí)刻所述巖心樣品在高密度鹽水中的質(zhì)量，g；ΔVf為i時(shí)刻相對(duì)于初始時(shí)刻滲吸水置換的漂浮油的體積，cm3；ΔVa為i時(shí)刻相對(duì)于初始時(shí)刻滲吸水置換的黏附油的體積，cm3；Rf為i時(shí)刻所述巖心樣品的漂浮油滲吸采出程度；Ra為i時(shí)刻所述巖心樣品的黏附油滲吸采出程度。

2 結(jié)果及分析

2.1 實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象及機(jī)理

由圖4可知，與地層水滲吸相比，3種表面活性劑不僅都能加快滲吸速度而且可以提高巖心的滲吸采出程度，但是提高程度不同。巖心在地層水中滲吸采出程度為26.12%，WLW表面活性劑能提高17.19%，效果最好。如圖5所示，地層水滲吸過程中油滴在巖心表面附著，形成大量黏附油，黏附油滲吸采出程度為7.25%，約占總滲吸采出程度的1/3。而表面活性劑溶液作用下的油相極易分散成極細(xì)小的油滴與巖心分離，基本不含黏附油。由此可見，添加表面活性劑可以有效分散油滴，減少黏附油。

圖4 巖心滲吸采出程度與滲吸時(shí)間關(guān)系曲線

圖5 巖心滲吸現(xiàn)象

如圖6所示，核磁共振T2譜橫向弛豫時(shí)間T可以反映巖石孔喉大小，信號(hào)強(qiáng)度反映了H質(zhì)子的數(shù)量與孔喉內(nèi)流體體積關(guān)系[19]。結(jié)合壓汞數(shù)據(jù)，可以將弛豫時(shí)間轉(zhuǎn)化為孔喉半徑[20]。如圖7所示，根據(jù)不同孔喉半徑0 h初始含油量和滲吸72 h后殘余油含量，得出巖心不同孔喉半徑滲吸采出程度曲線。根據(jù)曲線特征將可滲吸孔喉分為微孔、過渡孔和大孔三類(表2)。在滲吸過程中，由于毛管半徑的不同而產(chǎn)生的毛細(xì)管力差作為動(dòng)力。微孔作為滲吸動(dòng)力孔，首先實(shí)現(xiàn)油水置換，滲吸采出程度最高，達(dá)到59.17%；主要儲(chǔ)油空間為過渡孔，占總含油量67.40%，滲吸后殘余油也主要集中在過渡孔，尤其是0.03～0.1 μm的孔喉半徑由于滲吸動(dòng)力不足，油基本滯留在孔喉中；大孔相對(duì)于過渡孔具有較小的流動(dòng)阻力，滲吸采出程度達(dá)到38.97%。隨著滲吸的進(jìn)行，微孔中的油被驅(qū)出，動(dòng)力減弱無法克服流動(dòng)阻力，滲吸減弱直至停止。因此，若想提高滲吸效率，關(guān)鍵提高過渡孔動(dòng)用程度，需要提高滲吸動(dòng)力或者降低流動(dòng)阻力。

圖6 滲吸過程中不同時(shí)刻T2譜變化

圖7 不同孔喉半徑含油量變化、滲吸采出程度

表2 不同類型孔喉滲吸采出程度

注：r為巖石孔喉半徑，μm。

2.2 表面活性劑影響因素分析

2.2.1 改善潤(rùn)濕性

改善潤(rùn)濕性可以提高滲吸動(dòng)力，減小流動(dòng)阻力。如表3所示，致密油巖樣接觸角80°～95°，屬于弱親水特征。從改善潤(rùn)濕性角度考慮：3種表面活性劑溶液浸泡后，均能改善潤(rùn)濕性，但改變幅度不同。其中吐溫80和WLW表面活性劑能夠?qū)⑷跤H水改善為水濕(θ<75°)，改善效果較好。親水巖心平均滲吸采出程度42.04%，弱親水巖心平均滲吸采出程度27.41%。結(jié)果表明，潤(rùn)濕性對(duì)巖心滲吸采出程度影響較大，是致密油表面活性劑篩選的首要條件。

表3 表面活性劑對(duì)滲吸采出程度的影響

2.2.2 降低界面張力

如圖8所示，界面張力與滲吸采出程度關(guān)系曲線，由曲線可以看出當(dāng)界面張力低于8 mN/m時(shí)，降低界面張力滲吸采出程度增加較小。這是因?yàn)榈徒缑鎻埩﹄m然降低了流動(dòng)阻力，促進(jìn)了油水流動(dòng)，但同時(shí)也降低了滲吸動(dòng)力毛管力。因此，過低的界面張力不利于提高滲吸采出程度。

圖8 界面張力與滲吸采出程度關(guān)系曲線

2.2.3 黏附功降低因子

滲吸表面黏附油產(chǎn)生是由于滲吸驅(qū)油過程中，需要克服黏附功阻力才能使吸附于巖石孔隙表面的原油脫離。動(dòng)力一定的情況下，黏附功阻力越小，洗油效率越高。表面活性劑的加入可在降低油水界面張力的同時(shí)改善接觸角，進(jìn)而降低黏附功。降低幅度可用黏附功降低因子[21-22]E表示，即：

(9)

式(9)中：Ws為表面活性劑-油-巖石體系中油在巖石表面的黏附功；Ww為水-油-巖石體系中油在巖石表面的黏附功；σw為油水界面張力；σs為表面活性劑溶液與原油間界面張力；θw為水在巖石表面的接觸角；Eσ為界面張力因子；θs為表面活性劑溶液在巖石表面的接觸角；Eθ為潤(rùn)濕性因子。

由圖9可知，黏附功降低因子降低初期對(duì)滲吸采出程度作用不明顯，降低到一定程度后(E<0.26)，隨著黏附功降低因子的減小，滲吸采出程度大幅度增加。如吐溫20浸泡后的巖心黏附功降低因子雖然降低至0.26，但滲吸采出程度增加2.58%，增加并不明顯。這是因?yàn)榭朔枇\(yùn)動(dòng)過程中，黏滯阻力小于一定程度后，使得滲吸動(dòng)力大于黏滯阻力時(shí)，油滴才開始運(yùn)動(dòng)被采出。當(dāng)黏附功降低因子降低到一定程度后(E<0.08)，隨著黏附功降低因子的降低，滲吸采出程度的增加速度變緩。這是因?yàn)橛蓽p小界面張力引起的降低黏附功降低因子雖然降低了滲吸阻力，但同時(shí)也降低了滲吸動(dòng)力毛管力。

圖9 黏附功降低因子與滲吸采出程度關(guān)系曲線

3 結(jié)論

通過致密油巖心表面活性劑和地層水滲吸實(shí)驗(yàn)得到以下結(jié)論。

(1)為定量測(cè)量滲吸過程中漂浮油、巖心表面的黏附油量，發(fā)明滲吸實(shí)驗(yàn)黏附油測(cè)量裝置，并推導(dǎo)出漂浮油、黏附油滲吸采出程度公式，該套方法解決了實(shí)驗(yàn)室致密油巖心滲吸實(shí)驗(yàn)過程中黏附油測(cè)量問題。

(2)致密油巖心滲吸機(jī)理為滲吸過程中由毛管半徑的不同而產(chǎn)生的毛細(xì)管力差作為動(dòng)力，滲吸過程中微孔作為動(dòng)力孔，首先實(shí)現(xiàn)油水置換，滲吸采出程度最高；滲吸后殘余油主要集中在過渡孔，主要原因是滲吸動(dòng)力不足，尤其是0.03～0.1 μm孔隙半徑的油基本滯留在孔隙中；大孔相對(duì)于過渡孔具有較小的流動(dòng)阻力，滲吸采出程度相對(duì)較高。

(3)3種不同類型的表面活性劑都能提高滲吸采出程度，但不同類型表面活性劑對(duì)提高采收率影響程度不同。陰離子+非離子型WLW表面活性劑溶液作用效果最好，滲吸采出程度提高17.19%。

(4)改善潤(rùn)濕性，使巖石更加水濕，既增加了滲吸動(dòng)力，又減小了流動(dòng)阻力，可以有效提高滲吸效率，是致密油表面活性劑篩選的首要條件。降低界面張力是通過提高滲吸的毛細(xì)管動(dòng)力與阻力差，提高油水置換效率。降低界面張力既降低流動(dòng)阻力，同時(shí)也降低了滲吸動(dòng)力，因此較低的界面張力不利于提高油水置換效率。降低黏附功降低因子是改善潤(rùn)濕性和降低界面張力綜合作用達(dá)到降低流動(dòng)阻力目的。

(5)表面活性劑的作用機(jī)理可以表述為分散、乳化油滴，降低界面張力、改善潤(rùn)濕性、降低黏附功降低因子，進(jìn)而降低流動(dòng)阻力、提高滲吸動(dòng)力或者通過提高滲吸的毛細(xì)管動(dòng)力與阻力差，提高油水置換效率。