表面活性劑復配提高超低滲油藏滲吸采收率*

康萬利，趙 晗，邵 碩，張向峰，朱彤宇，楊紅斌

（1.非常規油氣開發教育部重點實驗室（中國石油大學（華東）），山東青島266580；2.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580）

由于經濟高效，對低滲超低滲油藏適用性好的特點，水驅滲吸采油方法已經成為當前開采致密油藏的常用手段［1］。滲吸作為一種自發的采油手段，指潤濕相自發進入孔隙喉道驅替非潤濕相的過程，其主要驅動力是毛細管力。研究表明，只要低滲超低滲油藏進行注水開發，就一定時刻伴隨水驅滲吸作用［2］。然而，由于巖石潤濕性、毛管力等因素，水驅滲吸過程采收率較低［3-5］。

提高滲吸采收率的方法之一是采用表面活性劑體系取代水進行滲吸采油。針對低滲油藏表面活性劑滲吸采油機理的研究較多，如李愛芬等［6］發現潤濕性、油黏度以及界面張力是影響表面活性劑自發滲吸的主要因素，而溫度不是影響滲吸的直接因素，它只能通過改變模擬油的黏度間接改變滲吸采收率。李士奎等［7］發現加入表面活性劑后，巖心表面析出油滴變小且時間較水體系提前。王慶國等［8］認為表面活性劑滲吸采油方式能通過改變潤濕性和界面張力增加弱親水致密油藏滲吸采收率及采收速度。Xu 等［9］發現降低界面張力可以有效提高油濕巖心滲吸采收率，且當重力驅和毛管力驅實現協同時采收率達到最大。盡管表面活性劑提高低滲油藏滲吸采收率的研究已經取得一些進展和認識，針對超低滲油藏特定表面活性劑體系復配滲吸采油的相關機理還有待探索。針對超低滲長慶油田巖心，筆者采用陰離子表面活性劑HABS、非離子表面活性劑APG1214 以及二者復配體系開展滲吸實驗。通過界面張力、潤濕性、乳化的研究及一維巖心實驗，探討了影響滲吸采收率的主要因素，為研究表面活性劑復配提高超低滲油藏滲吸采收率機理奠定基礎，同時為超低滲油藏表面活性劑復配滲吸采油提供參考。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

重烷基苯磺酸鈉（HABS），有效含量50%，西隴科學有限公司；月桂基葡糖苷（APG1214），分析純，希恩思公司；甲苯，分析純，上海國藥集團化學試劑有限公司；乙醇，純度≥99.7%，上海泰坦科技有限公司；長慶油田慶三聯長6 井原油，密度0.852 g/cm3，黏度2.25 mPa·s（25℃）；模擬地層水，0.5%KCl溶液；長慶油田天然巖心，直徑2.5 cm，水測滲透率0.82×10-3μm2，為超低滲巖心。

TX-500C 旋轉液滴超低界面張力測量儀，美國科諾公司；SL200KS接觸角 ＆ 界面張力測量儀，上海中晨數字技術設備有限公司；MCR300流變儀，博精儀器股份有限公司；TLAB穩定性分析儀，北京朗迪森科技有限公司；索式抽提器，上海壘固儀器有限公司。

1.2 實驗方法

（1）滲吸液制備方法。實驗使用的3 種表面活性劑滲吸體系分別是用模擬地層水配制的0.6%HABS 體系、0.6%APG1214 體系及 0.6%的 HABS+APG1214復配體系（HABS、APG1214質量比為3∶7）。

（2）巖心處理方法。采用抽提法清洗巖心。將巖心置入抽提器中，通過抽提器上下部的虹吸管和蒸汽導管實現洗油劑的循環清洗，將巖心中原有流體洗出，直至管內洗油劑變得澄清，清洗劑為甲苯和乙醇的混合液。采用抽真空飽和法飽和原油。將巖心浸沒在原油中，放入抽濾瓶內，連接抽濾瓶與真空泵，打開真空泵在室溫下飽和，直至沒有明顯氣泡出現。

（3）界面張力的測定。在50℃下，將滲吸液注滿測試管，注入一滴原油，使用旋轉液滴超低界面張力儀在6000 r/min的轉速下測定不同濃度滲吸體系與原油之間的界面張力值。

（4）接觸角的測定。將處理完的巖心薄片與巖心支架一起放入觀察室中，向觀察室內注入滲吸液，用曲針頭從巖心底部向巖心注油，通過停滴法測量油在滲吸液中與巖心的油相接觸角。

（5）乳化實驗方法。將原油與表面活性劑溶液按體積比2∶8混合，上下震蕩50次后在50℃下用乳狀液穩定性分析儀測定乳狀液的穩定性。

（6）自發滲吸實驗方法。按Amott瓶法［9］，將飽和油后的巖心和滲吸液一同放入Amott 瓶中，在50℃水浴鍋內靜置80 h，每隔一段時間讀取自發滲吸采出油量。

（7）驅替實驗方法。將自發滲吸結束后的巖心放入驅替裝置中，按水驅、滲吸液驅再水驅的方式進行驅替，讀取各個驅替階段的注入壓力和產液量，計算采收率。

2 結果與討論

2.1 界面張力篩選滲吸體系

滲吸液體系界面張力隨濃度的變化見圖1。可以看出，APG1214 體系的界面張力只能達到10-1mN/m數量級，加量為0.4%和0.6%時的界面張力相對較低；而HABS 體系和復配體系的界面張力在加量為0.2%數0.6%時均處于10-2mN/m 數量級。考慮實際應用的表面活性劑濃度，選用質量分數為0.6%的3種體系進行后續實驗。

圖1 滲吸體系界面張力隨濃度的變化曲線

2.2 表面活性劑及KCl體系的滲吸效果

3 種0.6%表面活性劑體系及0.5% KCl 體系滲吸實驗結果見圖2，其中APG1214 體系滲吸采收率趨于零。在模擬油藏溫度下，復配體系的滲吸采收率和滲吸速度遠高于HABS 體系和KCl 體系，APG1214體系滲吸采收率近乎于零，而鹽水體系滲吸采收率雖隨時間有所增加，但整體數值較小，可忽略不計。結合界面張力測定結果可見，由于APG1214 界面張力較大，使得黏滯力等阻力較大，原油無法啟動［12］，因而體系幾乎不進行自發滲吸采油。0.6%HABS 體系與復配體系的界面張力在一個數量級，但滲吸采收率卻相差很大，說明除了界面張力外還有其他因素影響滲吸采收率。

圖2 3種不同滲吸體系在50℃下的滲吸采收率

對于超低滲油藏，極小的孔喉尺寸使得毛管力成為驅油過程中不可忽略的影響因素；而黏附功決定了將油與巖心分離所需要的能量，黏附功越大，將油與巖心分離所需的能量越多，這兩種因素與界面張力都成正比。綜合兩種因素分析，低界面張力可以使油滴形狀發生改變從而更容易通過孔喉，也可以通過影響黏附功使油滴更容易離開巖心表面，提高洗油效率。然而，低界面張力也會導致水濕巖心毛管力降低，不利于自發滲吸。

一般情況下，滲透率較低、孔隙半徑較小的致密巖心中，巖心各個面產生的滲吸現象均為較明顯的宏觀逆向滲吸［10］。理論分析和實驗研究表明，在逆向滲吸過程中，低界面張力對提高滲吸采收率有更好的影響［11］。

2.3 滲吸體系對巖心潤濕性的影響

油在不同表面活性劑體系和KCl溶液中與巖心的油相接觸角見表1。幾種滲吸體系浸泡過的巖心油相接觸角均出現不同程度的變小。其中，復配體系使得巖心實現了由強親水到弱親油的潤濕反轉，滲吸后巖心水相接觸角為105.65°；HABS 體系使得巖心潤濕性發生了由強親水到弱親水的轉變，滲吸后巖心水相接觸角為68.87°。這兩種體系的滲吸采收率均較高。APG1214 體系和鹽水體系改變潤濕性的能力都很小，其滲吸采收率也都很小，基本不能啟動原油。這說明巖心潤濕性的改變可以直接影響滲吸采收率，滲吸后巖心的潤濕性為近中性時，滲吸采收率大幅度提高。這是由于不同直徑的孔道中毛管阻力大小不同，使得滲吸液選擇性地進入不同大小的孔喉，波及系數較低［13］。而中性巖心的接觸角接近90°，使得毛管力變得非常低，滲吸液可以無差別地進入不同大小的孔喉中，提高波及系數；而在孔喉變徑處，中性潤濕也可以使油滴兩端產生的附加阻力趨近于零，使得滲吸液更容易通過孔喉，提高洗油效率。

表1 滲吸體系不同性質對滲吸采收率的影響

2.4 滲吸體系乳化性能

滲吸體系與原油形成的乳液的穩定性隨時間的變化見圖3。HABS 體系和復配體系能使原油乳化，而APG1214體系不能形成乳狀液。由圖3可以看出，在相同條件下，復配體系形成的乳狀液穩定性動力學指數（TSI 值）始終大于HABS 體系，說明復配體系乳狀液更不穩定，可以實現相對快速的破乳。這是由于復配體系形成的乳液中，部分非離子表面活性劑插入離子型表面活性劑組成的乳狀液膜內，取代了一部分離子型表面活性劑，使得乳液液滴帶電量減小，從而降低了乳液液滴之間的靜電斥力，不利于乳狀液穩定［14］。

圖3 表面活性劑與油形成的乳液穩定性隨時間的變化

由于兩體系均不是澄清體系，背散射光圖譜更準確［15］。背散射光圖譜顯示，復配體系液面分層速度更快，說明其乳液液滴聚并速度更快。而通過上下震蕩的方式兩體系與油就可以形成乳狀液，說明原油在兩體系中容易生成乳液。

APG1214體系和鹽水與油都不能形成乳狀液，滲吸采收率很低；與HABS體系相比，復配體系與油形成的乳液更容易聚并，而復配體系滲吸采收率遠遠高于HABS體系。這說明乳狀液的性質是影響滲吸采收率的又一因素。表面活性劑與油容易生成乳液且乳液易聚并時，滲吸采收率更高，穩定的乳狀液反而不利于滲吸采油。這是由于乳液易生成的性質使得滲吸過程中大油滴可以被乳化成小油滴，有利于油滴的攜帶，提高洗油效率；同時乳液易聚并的性質有助于油滴在互相碰撞中形成連續油相甚至形成油墻，減小滲流阻力的同時不易產生滯留，提高洗油效率。在過于穩定的乳狀液中，較大的油滴會堵塞小孔喉，小油滴也可能會無序擁堵在孔喉處，導致出現賈敏效應，不利于滲吸采油［16］。

為了探究乳狀液在巖心內部對采收率的影響，將滲吸處理后的巖心以0.5 mL/min 的注入速度進行水驅-表面活性劑驅-后續水驅實驗（50℃），得到的以KCl體系水驅注入壓力為零刻線的注入壓力隨注入量的變化如圖4所示，其中KCl 體系穩定注入壓力為0.184 MPa。由圖4可以看出，在表面活性劑驅階段，HABS 體系是唯一一組出現注入壓力頻繁波動上升現象的體系，注入壓力在階段末甚至達到0.77 MPa。這是由于HABS體系處理后的巖心弱親水，且HABS體系與油形成的乳狀液性質較為穩定，導致孔喉處油滴易堆積從而產生賈敏效應，小油滴累積的壓力造成了整體壓力的升高，而隨著孔喉處液滴的運移出現了壓力波動。

圖4 滲吸處理后巖心注入壓力隨注入量的變化曲線

復配體系的壓力增幅很小，相較水驅只升高了0.1 MPa。這是由于巖心潤濕性為中性偏油濕，接近90°的潤濕角使得油滴在孔喉處產生的附加阻力很小；而易聚并的乳狀液性質有利于小油滴在運移過程中形成油線甚至油墻，降低流動阻力；較低的界面張力使得油滴可以迅速啟動和變形，減小賈敏效應，避免了壓力的波動。而APG1214體系較高的界面張力不利于油相的啟動和變形，使得體系注入壓力增幅遠高于復配體系。由表2可見，復配體系與HABS體系驅替采收率分別為42.41%和37.73%，比KCl 體系提高了22.26%和17.58%。而APG1214 體系提高驅替采收率能力有限，體系驅替采收率為28.02%，僅比KCl 體系提高了7.87%。結合乳化結果分析，形成了乳狀液的HABS 體系和復配體系驅替采收率較其他兩種體系高，說明乳化有助于驅替采收率的提高。復配體系驅替采收率高于HABS體系，是由于復配體系處理后的巖心為弱親油巖心，巖心內壁會附著一層油膜，而驅替過程中重新黏附在巖心表面的油滴會并入油膜中，可以被乳液二次攜帶，提高洗油效率；同時復配體系與油形成的乳液更容易發生聚并，從而形成連續油相甚至油墻，降低滲流阻力，同時使小油滴不易產生滯留，洗油效率高。

表2 不同體系驅替巖心采收率結果

2.5 復配體系滲吸采收率提高的機理分析

復配體系提高超低滲油藏滲吸采收率幅度最大的原因如下：首先，復配體系的界面張力達到了10-2mN/m，這是原油啟動所需的低界面張力。低界面張力有利于油滴變形流動，是自發滲吸采油的重要條件和有利因素。潤濕性的改變是復配體系提高滲吸采收率的另一個原因。復配體系可以將巖心潤濕性由強親水轉變為偏中性，接近90°的潤濕角會大大降低毛管力，減小滲流阻力，有利于油滴的運移；同時低毛管力有利于水相滲吸液無差別進入不同大小的孔喉，減少因繞流而產生的殘余油，提高波及系數。復配體系提高采收率的另一個原因是乳化性質。復配體系與油在上下震蕩的弱剪切條件下就可以形成乳液，同時乳液液滴聚并迅速，使得油滴在孔喉變徑處會因剪切作用迅速乳化成小油滴以通過孔喉，而在平穩的運移中乳液液滴又可以迅速聚并，形成連續的油相，減小滲流阻力的同時減少油滴的滯留，從而提高洗油效率。

3 結論

影響表面活性劑復配體系提高超低滲油藏滲吸采收率提高的因素為：界面張力、潤濕性、乳化性。復配體系滲吸采收率最大、HABS 體系次之、KCl 體系最小，APG1214 體系幾乎不能進行滲吸采油。自發滲吸采油的發生需要界面張力達到10-2mN/m的數量級。超低滲巖心潤濕性由強水濕轉變為偏中性潤濕時，滲吸采收率會出現大幅度提高。易生成且易聚并的乳狀液能提高超低滲油藏滲吸采收率，乳狀液過于穩定反而不利于滲吸采油。