董沅武 王睿 王思瑤 孟文玉 陳龍龍 唐善法,3

1.長江大學石油工程學院 2.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院 3.油氣鉆采工程湖北省重點實驗室

注CO2驅油是特低滲油氣藏提高采收率和實現(xiàn)CO2有效埋存的重要技術手段[1-7]。由于氣體黏度低、密度小以及儲層非均質性，注氣過程中往往會面臨氣體流動性控制不佳，存在黏性指進、重力超覆以及氣竄等問題，氣體的高流動性會降低波及系數(shù)，對提高采收率產生不利的影響[8-10]。水氣交替注入(WAG)是增強注氣過程中氣體流動性控制最為常用的解決方案之一,國內外大量實驗研究結果表明[11-15]，采用水氣交替注入的方式既充分利用CO2驅的優(yōu)勢，又可以有效控制氣竄并延長氣體突破時間，進而實現(xiàn)前緣穩(wěn)定驅替，提高其波及系數(shù)。

考慮到特低滲透油藏復雜的儲層環(huán)境及特征，保證注入體系的滲流能力是油藏開發(fā)的前提。由低界面張力黏彈表面活性劑構筑的黏彈流體既滿足低/特低滲透儲層注入性，又具有類似表面活性劑/聚合物二元驅功能，在提高波及系數(shù)和洗油效率方面具有顯著優(yōu)勢[16-18]，但針對低界面張力黏彈流體和CO2相結合用以提高特低滲砂巖油藏采收率技術鮮有研究，對其驅油機理的研究有待進一步深入。為了進一步增強氣體流動性控制及改善CO2-水交替驅的開發(fā)效果，本研究在水氣交替注入階段用低界面張力黏彈流體代替水，以特低滲砂巖儲層為研究對象，開展微觀可視化驅油實驗、巖心驅油實驗以及潤濕性測試等，深入探索并研究特低滲砂巖油藏CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅油過程中二者之間的協(xié)同作用及驅替方式對實際驅油效率的影響，以期為提高特低滲砂巖油藏采收率方法的研究提供新的思路和理論參考。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

實驗材料：儲層原油(溫度為47.2 ℃，黏度為3.5 mPa·s)、低界面張力黏彈流體(自制)、注入水(離子組成見表1)、煤油、白油、蘇丹紅、亞甲基藍、CO2(體積分數(shù)為99.99%)、實驗用巖心為儲層天然巖心。

表1 模擬地層水離子組成mg/L質量濃度Na+K+Ca2+Mg2+Cl-SO2-4HCO-3礦化度1 928.8310.80316.7467.371 258.463 236.80162.756 981.75

實驗儀器：Brookfield DV2T黏度計，美國Brookfield公司； QBZY型自動表面張力儀，上海方瑞儀器有限公司；TEXAS-500旋轉滴界面張力儀，美國科諾工業(yè)有限公司；OCA 50全自動接觸角測量儀，德國Dataphysics公司；非均質微觀刻蝕模型，鎮(zhèn)江華瑞芯片科技有限公司；多功能巖心驅替裝置，海安石油科研儀器有限公司等。

1.2 實驗方法

1.2.1溶液配制

(1) 模擬注入水配制：采用NaCl、Na2SO4、NaHCO3、CaCl2、MgCl2·6H2O、KCl，按地層水組分配制模擬注入水，礦化度為6 981.75 mg/L。

(2) 可視化實驗用水：模擬注入水經亞甲基藍染色并過濾。

(3) 可視化實驗用油：根據(jù)實驗所需黏度，將煤油與白油按一定比例復配，用蘇丹紅染色并過濾。

1.2.2界面張力測試

使用TX500C旋轉滴界面張力儀，在轉速為5 000 r/min、溫度為47.2 ℃的條件下，測定不同質量分數(shù)下低界面張力黏彈流體與儲層原油間的界面張力。

1.2.3潤濕性能測試

將儲層天然巖心洗油、烘干后切割成直徑、厚度一致的巖心薄片；將巖心薄片分別放置于低界面張力黏彈流體、CO2-低界面張力黏彈流體中浸泡6 h，取出巖心薄片自然風干；用OCA 50全自動接觸角測量儀測定巖心薄片表面水相接觸角θ，以θ值大小判斷不同流體浸泡后巖心表面潤濕性變化。

1.2.4微觀可視化模型驅油實驗

通過微觀刻蝕仿真模型開展CO2驅、低界面張力黏彈流體驅、CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅實驗，通過可視化觀測不同驅替方式、驅替階段下剩余油分布狀態(tài)。

微觀可視化模型驅油實驗流程如圖1所示。

1.2.5巖心驅油實驗

在47.2 ℃下，以恒壓驅替方式，在水驅含水率達到90%后，模擬地層非均質性(3組雙管巖心的滲透率分別為0.191×10-3μm2/0.795×10-3μm2、0.155×10-3μm2/0.686×10-3μm2、0.161×10-3μm2/0.755×10-3μm2)開展CO2驅、低界面張力黏彈流體驅、CO2-低界面張力黏彈流體交替協(xié)同驅實驗，對比不同驅替方式下的驅油效率。

2 結果與討論

2.1 低界面張力黏彈流體基本性能

2.1.1低界面張力黏彈流體的界面活性

在油藏溫度47.2 ℃、不同質量分數(shù)下低界面張力黏彈流體的界面活性如圖2所示。低界面張力黏彈流體質量分數(shù)由0.05%增至0.40%的過程中，界面張力值總體變化幅度不大，處于0.020 79～0.031 97 mN/m區(qū)間，始終保持在低界面張力(10-2mN/m)范疇。低的油水界面張力，可降低毛細管阻力和巖石表面對油滴的黏附力，提高毛管數(shù)[19]。

2.1.2低界面張力黏彈流體對巖石表面的潤濕性能

不同質量分數(shù)的低界面張力黏彈流體處理前后天然巖心表面接觸角變化如圖3所示。經不同質量分數(shù)的低界面張力黏彈流體處理后，巖石表面潤濕性向強親水性轉變，水相接觸角由42.2°降至10°以下，油相接觸角有一定程度的增加，最大增加至24.2°。低質量分數(shù)的低界張力黏彈流體可顯著增強巖石表面的親水性，這一變化有益于剩余油的啟動和剝離，進而使流動孔徑尺寸相對變大，并由于水相更容易侵入親水層，增強低界面張力黏彈流體的注入性[20-21]。

2.2 不同驅替方式對微觀刻蝕模型中剩余油啟動的影響

2.2.1CO2驅對模擬油啟動的影響

CO2驅油效果如圖4所示。從圖4可明顯觀測到氣體注入后會沿著微觀刻蝕模型連通性較好的孔道快速通過(見圖4(b))，氣體波及區(qū)域面積較小(見圖4(c))，并且氣體通過后微觀模型孔隙中仍充斥著紅色模擬油(見圖4(d))，僅憑借氣體快速流動攜帶產出模擬油效果不佳。同時，相關研究表明[22]，在一定程度上提高CO2驅的宏觀波及體積較降低最小混相壓力更為重要，注CO2驅的開發(fā)必須要考慮黏性指進及重力超覆現(xiàn)象，避免CO2驅油過早氣竄造成CO2的無效注入和氣體波及體積下降所導致的最終采收率大幅下降。

2.2.2低界面張力黏彈流體對剩余油啟動的影響

低界面張力黏彈流體驅不同階段油水分布狀態(tài)如圖5所示。從圖5可知：水驅結束后基于微觀刻蝕模型中孔隙的迂曲性，水驅剩余油主要分布在靠近主流線連通的小孔隙中(見圖5(b))；低界面張力黏彈流體驅結束后，低界面張力黏彈流體能夠將水驅未能波及到的剩余油有效驅替，孔隙內未見明顯剩余油(見圖5(c))；后續(xù)水驅結束后發(fā)現(xiàn)部分低界面張力黏彈流體彼此聚集形成流體柱、團滯留于孔隙中(見圖5(d))。由此可以說明，低界面張力黏彈流體既具備較好的注入性，又能對驅油剖面進行有效調整，具有增強氣體流動性控制的潛力。

2.2.3CO2-低界面張力黏彈流體交替驅對剩余油啟動的影響

CO2-低界面張力黏彈流體交替驅不同階段殘余油分布狀態(tài)如圖6所示。從圖6可知，第1次氣水交替結束，微觀模型孔隙中僅殘余少許模擬油(見圖6(b))，第2次和第3次氣水交替結束，微觀模型孔隙中未見明顯的殘余油，可發(fā)現(xiàn)隨著CO2-低界面張力黏彈流體交替驅輪次的增加，殘余油含量呈現(xiàn)減少的趨勢，說明CO2-低界面張力黏彈流體交替驅能夠將水驅未能波及到的剩余油有效驅替。

考慮到仿真微觀模型薄片耐壓能力有限，不能完全模擬地層條件，CO2不能達到混相的同時，CO2流度也相應較高，該條件下CO2驅更容易發(fā)生重力超覆、黏性指進以及氣竄。但是，CO2-低界面張力黏彈流體交替驅仍表現(xiàn)出較好的驅油效率，能夠提供一定的參考借鑒，可以進一步通過巖心驅油實驗相互印證，有效評估CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅油效果。

2.3 不同驅替方式對巖心驅油實驗驅油效率的影響

模擬非均質性，在水驅含水率達到90%后，分別開展 CO2驅、低界面張力黏彈流體驅、CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅，3種不同驅替方式的提高采收率效果見表2。

表2 非均質物模驅油效果評價實驗結果驅替方式巖心號Kg/10-3 μm2φ/%Soi/%水驅至含水90%驅替結束E低滲/%E高滲/%E綜合/%E低滲/%E高滲/%E綜合/%CO2驅10.19111.5464.1720.79511.8168.5512.9646.829.6813.3748.0130.49低界面張力黏彈流體驅30.1559.7566.0140.68610.8269.1125.1247.9640.4549.9451.6851.11CO2-低界面張力黏彈流體驅50.16111.1265.1960.75512.9169.8325.6646.5538.3454.2855.4354.59

由表2可知，水驅后分別開展連續(xù)CO2驅、低界面張力黏彈流體驅、CO2-低界面張力黏彈流體驅，可進一步改善水驅開發(fā)效果，最終綜合采收率在水驅的基礎上分別提高0.91%、10.66%、16.25%。其中，低滲通道采收率在水驅基礎上分別提高0.41%、24.82%、28.62%，高滲通道采收率在水驅基礎上分別提高1.21%、3.72%、8.88%。連續(xù)CO2驅提高采收率效果不明顯，低界面張力黏彈流體的注入可以使采收率有效提高，從低/高滲通道采收率對綜合采收率的貢獻程度來看，僅有連續(xù)CO2驅高滲通道采收率對綜合采收率貢獻程度大于低滲通道，表明氣驅受儲層非均質性影響較強，CO2主要沿著高滲透層突進，很大程度上限制了氣體的波及范圍，進入低滲通道的CO2較少，低滲通道原油的動用程度低；低界面張力黏彈流體驅、CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅低滲通道采收率對綜合采收率貢獻程度遠大于高滲通道，表明低界面張力黏彈流體在地層運移時會選擇性地進入高滲通道，降低高滲通道的滲透率，具有較強的調驅作用；CO2-低界面張力黏彈流體驅在一定程度上可解決非均質特低滲油藏CO2驅氣竄問題。此外，有研究表明[23]，地層中存在的天然裂縫不會威脅CO2埋存的穩(wěn)定性，CO2擴散系數(shù)對埋存幾乎無影響，能夠實現(xiàn)CO2有效埋存。因此，CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅既可實現(xiàn)特低滲砂巖油氣藏提高采收率，又可以實現(xiàn)CO2的有效埋存。

2.4 CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅油機理探討

為了更好地探究CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅油機理，首先對低界面張力黏彈流體驅替過程中剩余油的形變和運移進行了觀察。剩余油啟動過程如圖7所示。從圖7可知，低界面張力黏彈流體驅替剩余油時，剩余油會順著驅替方向流動，主要是因為黏彈流體與油的剪切應力大于水與油的剪切應力，黏彈流體可以啟動或剝離水驅后剩余油。低界面張力黏彈流體與剩余油接觸時，體系表面能會降低，導致殘余油內聚力下降，油滴更容易發(fā)生變形，黏彈流體通過多孔介質滲流的剪切作用，剩余油前緣會發(fā)生拉伸變形(見圖7(b))，逐漸變長變細，直至斷脫成小油滴被水夾帶滲流(見圖7(c))，使微觀模型剩余油飽和度降低。

乳化分散剩余油運移過程如圖8所示。在實驗過程中也觀察到部分孔隙內有很多分散的小油滴，被低界面張力黏彈流體夾帶滲流運移(見圖8(a))，并發(fā)現(xiàn)低界面張力黏彈流體彼此聚集形成流體柱、團，展示出了很好的流動變形能力(見圖8(b))，可隨孔隙尺度變化而變形(見圖8(c))，在運移通道中變形充滿孔隙呈“段塞式”徹底全面驅替所遇剩余油(見圖8(d))，在運移過程中低界面張力黏彈流體聚集體會一直發(fā)生封堵、變形通過(見圖8(e))，展現(xiàn)出較好的運移能力。之所以孔隙內會存在這些分散的小油滴，是由于低界面張力黏彈流體具備一定的乳化能力，與多孔介質通道中剩余油接觸后，可以通過降低油水界面張力，促使剩余油發(fā)生形變，自發(fā)乳化分散成小油滴，從而產生流動阻力比較小的乳狀液繼續(xù)向后運移。且在低界面張力黏彈流體存在時，這種不斷乳化-攜帶的過程會一直緩慢地進行著，使驅替液更容易將剩余油攜帶出來，減少殘余油飽和度，使其展現(xiàn)出良好的乳化洗油能力。鑒于低界面張力黏彈流體聚集體變形通過小孔隙時，將增加其在小孔隙中的流動阻力(或對小孔隙產生封堵作用)，需達到一定的驅替壓力才可變形通過，可迫使驅替流體進入相對低滲的通道中，擴大波及體積，并由于其自身較好的運移變形能力，在運移過程中會不斷地發(fā)生封堵、變形通過，進而對驅油剖面進行有效調整。

CO2的溶解會相應改變低界面張力黏彈流體的潤濕性能力，測試了不同處理方式前后天然巖心表面潤濕角大小，結果見圖9。經CO2-低界面張力黏彈流體浸泡處理后，巖心表面潤濕性變化更為明顯，水相潤濕角下降至6.7°，油相潤濕角增大至26.2°。說明低界面張力黏彈流體可以使巖石孔隙介質表面潤濕性向強親水性轉變。CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同注入油藏，有利于巖石孔隙介質表面的水潤濕性增強，這種變化一方面會導致原油相對巖石表面的黏附力減小，使得孔隙中的原油處于不平衡狀態(tài)中，在驅替液的作用下更容易脫離巖石表面；另一方面會促使地層毛細管中的彎液面發(fā)生變形，減小原油在孔隙中流動時為克服毛細管阻力所消耗的能量，從而更有利于提高特低滲油藏水驅油時的采收率[24]。

CO2驅時，CO2在儲層中會對原油進行溶解萃取，主要萃取其中的輕質組分，會導致重質組分沉積(如瀝青)，一方面會導致滲透率傷害增加；另一方面還會引起巖石潤濕性向親油性轉變[25-27]。低界面張力黏彈流體具備一定的乳化能力，既能夠將原油乳化分散成微小油滴被夾帶滲流產出，不容易造成乳堵傷害，也能通過乳化的包裹作用將重質組分攜帶出來，降低重質組分沉積對滲透率的影響，有利于提高洗油效率，又可增強巖石孔隙表面的親水性，減弱瀝青質沉積對潤濕性的影響，盡可能保證巖石潤濕性在驅替過程中處于一個較好的環(huán)境。CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅，既可以有效增強非均質特低滲砂巖油藏注CO2過程中氣體流動性控制,又能夠降低CO2萃取輕烴導致重質組分沉積的影響，具有協(xié)同增效作用。

綜合上述研究可知，儲層的非均質性會導致注入流體沿著高滲通道/裂縫等低流動阻力路徑優(yōu)先運移，氣驅受儲層非均質性影響較強，氣體的高流動性會致使提高采收率效果不明顯；低界面張力黏彈流體具有流度控制和洗油的雙重作用，顯著提高低滲通道采收率的同時，進一步提高高滲通道采收率；CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅兼具CO2驅油機制和低界面張力黏彈流體驅油機制，主要通過降低界面張力、改善流度比、巖石表面潤濕性改變及乳化作用的協(xié)同效應，從而有效提高波及系數(shù)及洗油效率，具有較好的應用前景。

3 結論與展望

(1) 低界面張力黏彈流體具備良好的界面活性和改變巖石表面潤濕性能力，在質量分數(shù)為0.05%～0.40%時，油水界面張力值處于0.020 79～0.031 97 mN/m，始終保持在低界面張力(10-2mN/m)的范疇，可顯著增強巖石表面的親水性。

(2) 水驅后開展CO2驅、低界面張力黏彈流體驅、CO2-低界面張力黏彈流體交替協(xié)同驅，采收率可在水驅的基礎上分別提高0.91%、10.66%、16.25%，低界面張力黏彈流體的注入可以顯著提高水驅后特低滲砂巖油藏的采收率。

(3) CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅兼具CO2驅油機制和低界面張力黏彈流體驅油機制，既可以有效增強非均質特低滲砂巖油藏注CO2過程中氣體流動性控制,又能夠降低CO2萃取輕烴導致重質組分沉積的影響，較單一注入方式，采收率有一定程度的提高，具有協(xié)同增效作用，可見采用CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅是合理可行的。

(4) CO2-低界面張力黏彈流體協(xié)同驅既可實現(xiàn)特低滲砂巖油氣藏提高采收率，又可實現(xiàn)CO2有效埋存，具有較好的應用前景。