基于核磁共振技術研究表面活性劑提高吉木薩爾頁巖油滲吸效率*

羅 強，石國新，聶小斌，唐 可，劉紅現，李 明，李織宏，劉佳幸

（1.中國石油新疆油田公司實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.新疆油田-西南石油大學提高采收率聯合實驗室，新疆克拉瑪依 834000；3.中國石油天然氣集團公司油田化學重點實驗室新疆油田分研究室，新疆克拉瑪依 834000；4.中國石油大學（北京）克拉瑪依校區石油學院，新疆克拉瑪依 834000）

0 前言

新疆油田吉木薩爾凹陷蘆草溝組已形成10 億噸級頁巖油儲量規模區，是中國首個規模化開發的陸源碎沉積頁巖油藏，2019年被確定為國家級陸相頁巖油勘探開發示范區［1］。歷經數年的勘探開發，逐步形成了細分切割體積壓裂的開發技術定型、水平井開發部署和壓裂改造參數組合［2］。非常規生產井初期產量較高，然后迅速遞減，一次采收率一般低于10%［3-4］。因此，在驅替作用受限的情況下，表面活性劑通過改變巖心潤濕性，誘導自發滲吸，提高基質與裂縫之間油水交換強度，可進一步提高致密油藏采收率［5-12］。印度尼西亞南蘇門答臘省Semoga 油田X-1 和X-2 井成功實施了表面活性劑單井吞吐先導性試驗。燜井7 d 后含水率降低約8%，3個月累計原油產量增加了約5800桶［13］。

巨明霜等［14］、馮程等［15］、張新旺等［16］和師煜涵［17］基于核磁共振技術研究了以水或壓裂液為介質的鄂爾多斯盆地延長組致密油巖心不同孔隙滲吸變化規律。但是，采用核磁共振技術研究表面活性劑對致密油或頁巖油不同孔隙動用規律的研究報道較少。而且，與國內外其他頁巖油藏物性和流體參數不同，新疆油田吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲集層具有物性差（滲透率0.01×10-3μm2）、原油黏度高（50 ℃下的黏度為50.3～123.2 mPa·s）以及地層原油流動難度大［2］等特點。本文采用核磁共振技術開展了吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油藏巖心在陰離子表面活性劑溶液的滲吸效率實驗研究，得到了兩種潤濕性巖心的不同孔隙動用規律認識，為壓裂液優化及頁巖油儲集層高效開發提供基礎理論。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

陰離子表面活性劑Surf-L，有效含量35%，自制；實驗巖心為吉木薩爾凹陷蘆草溝組某取心井冷凍蠟封樣巖心，編號為S39 和S52；胍膠，取自新疆油田吉慶作業區現場；氧化氘（D2O），上海阿拉丁生化科技股份有限公司。吉木薩爾凹陷蘆草溝組某油井產出水，礦化度5891.85 mg/L，主要離子組成（單位為mg/L）：HCO3-2682.69、Cl-1322.78、SO42-16.41、Ca2+22.22、Na++K+1843.25，pH 值8.01。某油井脫氣原油，黏度為98.43 mPa·s（50 ℃）。

SPEC035 型低場核磁成像系統，北京斯派克科技發展有限公司；TX500型界面張力儀，美國彪維工業公司；DSA25S型接觸角測量儀，德國Krüss公司。

1.2 實驗方法

（1）界面張力測定

參照中國石油天然氣行業標準SY/T 5370—2018《表面及界面張力測定方法》中的旋轉滴法，在85 ℃、轉速6000 r/min 條件下分別測試胍膠溶液和含表面活性劑的胍膠溶液與原油間的界面張力，取平衡值。

（2）巖心潤濕性測定

參照中國石油天然氣行業標準SY/T 5153—2017《油藏巖石潤濕性測定方法》中接觸角法判斷不同流體處理前后巖心的潤濕性。具體地，采用DSA25S 型接觸角測量儀測定模擬產出水、吉木薩爾蘆草溝原油在巖心表面的接觸角。

（3）滲吸效率及貢獻率測定

先用重水配制模擬產出水，然后用上述模擬產出水配制質量分數為0.1%的胍膠溶液；再用上述胍膠溶液配制質量分數為0.1%的陰離子表面活性劑Surf-L溶液，即0.1%的Surf-L胍膠溶液。

核磁共振自發滲吸實驗步驟如下：（1）采集巖心初始核磁共振T2譜；（2）分別浸沒巖心于上述胍膠溶液和Surf-L胍膠溶液中；（3）在不同時間取出巖心，除去表面的浮油和水溶液，采集核磁共振T2譜。低場核磁成像系統的測試條件為：主頻率14.2 MHz，回波間隔時間0.2 μs，等待時間3000 ms，回波個數4096，掃描次數64，增益20，核磁共振測試結束后通過反演為T2譜。通過計算某階段T2譜曲線和初始T2譜曲線的包絡面積與初始T2譜曲線包絡面積之比得到滲吸效率；由某孔隙T2譜曲線和初始T2譜曲線的包絡面積與所有孔隙T2譜曲線和初始T2譜曲線的包絡面積之比計算不同孔隙滲吸效率貢獻率。

2 結果與討論

2.1 吉木薩爾頁巖油儲層物性特征

吉木薩爾頁巖油儲層的滲透率低、原油黏度高，為減少洗油過程對巖心潤濕性以及煤油作為模擬油對滲吸效率的影響，本文采用天然冷凍蠟封巖心開展表面活性劑對滲吸效率影響規律的研究。巖心S39 和S52 分別來自某取心井3550.2 m 和3555.0 m 處，巖性分別為砂質云巖和粉砂巖。模擬產出水在巖心S39 平行樣表面的接觸角為127.8°，在巖心S52平行樣表面的接觸角為83.4°。因此，巖心S39 的潤濕性為親油（105°＜θ≤180°），巖心S52的潤濕性為中性（75°≤θ≤105°）。

為確保巖心物性、潤濕性和含油飽和度等條件基本一致，兩塊巖心S39和S52被一分為二，分別為S39-1、S39-2、S52-1 和S52-2，巖心的基本參數見表1。從表1可知，巖心S39的孔隙度和滲透率明顯低于巖心S52。

表1 吉木薩爾頁巖油天然巖心基本參數

核磁共振橫向弛豫時間（T2）可反映樣品內部氫質子所處的化學環境，與氫質子所受的束縛力及其自由度有關，而氫質子的束縛程度又與樣品的內部結構有密不可分的關系。在多孔介質中，孔隙半徑越大，存在于孔隙中的水弛豫時間越長；孔隙半徑越小，存在于孔隙中的水受到的束縛程度越大，弛豫時間越短，即T2譜峰的位置與孔隙半徑大小有關，峰的面積大小與對應孔隙的多少有關［14］。核磁共振T2譜掃描結果顯示，巖心S39-1、S39-2、S52-1和S52-2 均呈單峰，孔隙相對均質，其中巖心S39-1 和S39-2 的主峰位于5 ms 左右，而巖心S52-1 和S52-2的主峰位于20 ms左右（見圖1）。由于4塊巖心的T2值主要分布在0.1 ms 至120 ms 之間，因此，規定當0.1 ms≤T2≤1 ms 時對應為小孔隙；當1 ms＜T2≤10 ms 時對應為中孔隙；當10 ms＜T2≤120 ms 時對應為大孔隙。

圖1 原始天然巖心S39和S52的核磁T2譜

2.2 表面活性劑Surf-L的滲吸行為

表面活性劑改變儲層潤濕性能的主要機理包括離子對形成［18-19］和吸附［20-21］。表面活性劑通過離子成對或吸附機理，改善巖石潤濕性，從巖石表面上剝離油滴，同時降低油水界面張力和流動毛管阻力，提高滲吸效率。沈安琪等［22］實驗證明，陰離子表面活性劑改變巖心潤濕性的能力好于非離子表面活性劑，且最佳界面張力值范圍為10-1～10-2mN/m。在模擬油藏溫度下測試了質量分數為0.1%的胍膠溶液和0.1%的Surf-L 胍膠溶液與吉木薩爾原油的界面張力，分別為1.44 mN/m和5.19×10-2mN/m。

巖心S39-1 和S52-1 滲吸實驗（見表2）結果表明，質量分數為0.1%的胍膠溶液對中性和親油巖心都具有滲吸置換排油作用，但在中性巖心中的滲吸效率更高，對親油巖心S39-1 的滲吸效率僅為9.96%，而對中性巖心S52-1 的滲吸效率卻高達33.61%。

表2 頁巖油巖心在不同測試樣中處理前后潤濕性變化及滲吸效率

于馥瑋等［23］的實驗表明，陰離子表面活性劑十二烷基硫酸鈉能顯著提高致密中性砂巖滲吸效率35%以上。陰離子表面活性劑Surf-L可輕微改善中性巖心S52-2 的潤濕性為中性偏親水，但可明顯改善油濕巖心S39-2的潤濕性為中性。由于潤濕性的改善，中性巖心S52-2的滲吸效率比S52-1提高6.95百分點，親油巖心S39-2 的滲吸效率比S39-1 提高18.89百分點。

從滲吸效率隨時間變化曲線（見圖2）可知，除親油巖心S39-1 受潤濕性、滲透率和胍膠溶液的綜合影響導致滲吸反應滯后外，其余3 塊巖心均呈現相似的規律。吉木薩爾頁巖油巖心滲吸過程可分為前期、中期和后期3 個階段：滲吸前期（＜20 h），巖心表層連通孔喉優先發生快速滲吸置換，巖心中大量原油被產出；滲吸中期，隨著滲吸液不斷進入深層孔隙，深層油相被置換出來，滲吸效率增幅相對減緩；滲吸后期，滲吸效率基本不再發生變化。同時，0.1%胍膠溶液的滲吸平衡時間約為51 h，而0.1%的Surf-L胍膠溶液的滲吸平衡時間約為100 h。

圖2 吉木薩爾頁巖油巖心在0.1% 胍膠和0.1% Surf-L胍膠溶液中滲吸效率隨時間變化

綜上所述，陰離子表面活性劑Surf-L 不僅能提高中性巖心的滲吸效率，還能大幅度提高親油巖心的滲吸效率。因此，在胍膠溶液中加入具有改善潤濕性能和降低界面張力的表面活性劑，可進一步提高吉木薩爾蘆草溝組頁巖油藏采收率。

2.3 表面活性劑Surf-L在中性巖心的微觀動用

Anderson［24］提出，原油中的瀝青質可吸附在致密儲集層表面，將原本水濕的礦物改變為偏油濕。吉木薩爾蘆草溝組油藏源儲一體，粉砂巖儲集層距離烴源巖近，原油中極性物質的吸附改變親水砂巖為中性。

對比中性潤濕巖心S52 在0.1%胍膠溶液（見圖3）與0.1%的Surf-L胍膠溶液（見圖4）的滲吸過程T2譜可知，兩者的滲吸動用規律大致相同，主峰幅度峰值隨滲吸時間而向下向左偏移，峰面積縮小。胍膠溶液的滲吸效率在51 h后基本無變化；滲吸動用的主要部分是大、中孔隙。0.1%Surf-L胍膠溶液在中、小孔隙動用程度更高。

圖3 巖心S52-1在0.1%胍膠溶液中不同滲吸時間T2譜圖

圖4 巖心S52-2在0.1% Surf-L胍膠溶液中不同滲吸時間T2譜圖

對不同孔隙的滲吸效率及貢獻率統計（見圖5）發現，對于潤濕性為中性的巖心S52-1，胍膠溶液主要動用大、中孔隙內的原油，其中大孔隙貢獻最大，占比79.5%，其次是中孔隙，占比19.1%。小孔隙動用程度低，滲吸貢獻率僅為1.4%。

圖5 巖心S52-1和S52-2不同孔隙的滲吸效率及貢獻率

與0.1% 胍膠溶液相比，0.1% Surf-L 胍膠溶液對中性巖心S52-2 的大、中、小孔隙動用程度更高，特別是中、小孔隙，滲吸效率分別提高11.2 百分點和21.6 百分點，3 者的滲吸貢獻率分別為64.4%、28.8%和6.8%。表面活性劑Surf-L通過有效動用中性巖心中、低孔隙內原油，最終滲吸效率比胍膠溶液的提高6.95百分點。

2.4 表面活性劑Surf-L在親油巖心的微觀動用

原油組分中極性化合物可以吸附在碳酸鹽礦物表面，可將其改變為偏油濕性［25］。從親油巖心S39 在0.1% 胍膠溶液（見圖6）和0.1% Surf-L 胍膠溶液（見圖7）中不同滲吸時間核磁T2譜可知，表面活性劑Surf-L導致T2譜主峰幅度峰值向下且峰面積明顯減少。0.1%的Surf-L 胍膠溶液對親油巖心S39-2的滲吸動用程度明顯高于胍膠溶液對親油巖心S39-1的，特別是對巖心的中、小孔隙的動用程度更高。致密儲集層狹小且呈偏油濕性的孔喉具有很強的毛管力，阻礙了水基壓裂液滲吸進入孔隙置換原油［26］。巖心S39 的滲透率低且潤濕性為親油，從而阻礙胍膠溶液進入親油的小孔隙，導致其滲吸效率僅為9.96%。

圖6 巖心S39-1在0.1%胍膠溶液中不同滲吸時間T2譜圖

圖7 巖心S39-2在0.1% Surf-L胍膠溶液中不同滲吸時間T2譜圖

不同孔隙的滲吸效率及滲吸效率貢獻率統計發現（圖8），大、中、小孔隙的滲吸效率分別為18.95%、4.83%、11.78%。在提高滲吸效率方面，0.1%胍膠溶液主要動用親油砂質云巖S39-1大孔隙內的原油，其貢獻率為54.1%，中、小孔隙的滲吸貢獻率分別為26.8%和19.1%。

圖8 巖心S39-1和S39-2不同孔隙的滲吸效率及貢獻率

在0.1%Surf-L胍膠溶液中，親油巖心的大、中、小孔隙得到充分的動用，滲吸效率分別為34.98%、23.82%、36.00%，相對于胍膠溶液分別提高16.0 百分點、19.0 百分點和24.2 百分點，而且中、小孔隙的滲吸效率貢獻率分別達到46.5%和23.2%。因此，相對于0.1%胍膠溶液，0.1%Surf-L胍膠溶液通過改善親油巖心的潤濕性，有效動用中、小孔隙的原油，可進一步提高親油巖心滲吸效率18.89百分點。

致密砂巖油藏進行注水開發時，注入水在毛細管力作用下首先進入小孔道，大孔道則依賴于相連通的大小孔道之間的毛細管力之差將孔隙中的原油驅出。因此，小孔道吸水、大孔道排油是致密水濕砂巖油藏靜態滲吸驅油的一般規律，靜態滲吸對小孔隙中原油的動用程度遠高于其他孔隙，所以靜態滲吸是開發致密水濕砂巖油藏的一種重要機理。

與水濕致密砂巖巖心滲吸規律不同，親油性巖心S39-1的滲吸效率貢獻率還是以大孔隙為主（見圖9）。滲吸12 h 時，雖然中孔隙的滲吸貢獻率最高，但此時巖心的滲吸效率僅為1.96%。隨著大孔隙的滲吸貢獻率增加，巖心滲吸效率逐步提高到9.96%。

圖9 S39-1巖心不同孔隙滲吸效率貢獻率隨時間變化

從親油巖心S39-2不同孔隙在0.1%Surf-L胍膠溶液中的滲吸效率貢獻率隨時間變化曲線可知（圖10），滲吸前期，中、小孔隙的滲吸效率貢獻率大，其中中孔隙貢獻率最高為61.7%，小孔隙次之，最高為38.6%；滲吸中后期，中、小孔隙的滲吸效率貢獻率下降并基本維持在47.0%和23.7%，而大孔隙滲吸效率貢獻率逐漸上升至30.0%。表面活性劑能快速改變親油巖心小孔隙潤濕性，毛管力驅替原油進入中、大孔隙并產出。因此，對于親油性儲層，需采用改善潤濕性的表面活性劑來提高中、低孔隙的動用程度，進而提高整個孔隙空間的滲吸采收率。

圖10 S39-2巖心不同孔隙滲吸效率貢獻率隨時間變化

3 結論

吉木薩爾凹陷蘆草溝組天然巖心滲吸實驗表明，受巖心潤濕性和滲透率影響，粉砂巖巖心滲吸效率高于砂質云巖巖心。

相對于現有胍膠溶液，0.1%的Surf-L 胍膠溶液可大幅度提高吉木薩爾凹陷蘆草溝組親油儲層滲吸效率。這有助于現有壓裂用胍膠溶液配方優化或壓裂后表面活性劑吞吐配方選擇。

表面活性劑在滲吸前期提高巖心采收率速度明顯快于胍膠溶液，達到滲吸平衡需要時間更長，這有助于現場壓裂或吞吐燜井時間的優化。