基質(zhì)-裂縫雙重介質(zhì)表面活性劑滲吸提高原油動用特征*

王興坤，劉逸飛，易 飛，黃 波，吳文俊，陳維余，方彥超，戴彩麗

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

0 前言

致密油藏具有油井單井產(chǎn)量低、產(chǎn)能遞減快、穩(wěn)產(chǎn)困難、注采系統(tǒng)不能完全建立、注采矛盾突出、水驅(qū)難度大、見效程度低等特點。滲吸作用是提高致密油原油動用的關(guān)鍵方法之一［1］。滲吸即自發(fā)滲吸，是指在沒有加壓的情況下，水自動吸入巖心并驅(qū)出原油的過程。自該現(xiàn)象在20 世紀(jì)于美國發(fā)現(xiàn)以來，經(jīng)過幾代人的研究表明，滲吸是提高致密油藏原油采出程度的重要機制［2］。Morrow 和Mason對滲析的機制以及相關(guān)影響因素進行了總結(jié)并對相關(guān)模型進行了比較和預(yù)測［3］。表面活性劑可以顯著提高滲吸效果，其作用機制不一。目前，關(guān)于表面活性劑對滲吸的作用機制主要從兩方面展開。（1）界面張力。一般情況下，油水界面張力越低，滲吸采收率越高，因此表面活性劑可以通過降低界面張力來提高滲吸作用［4-7］。但表面活性劑對于滲吸不僅只有促進的作用，也存在消極的一面。Cuiec和Morrow 等發(fā)現(xiàn)，表面活性劑雖通過降低油水界面張力提高了原油采收率，但當(dāng)界面張力較低時，滲吸采出速度明顯降低［8-11］。Keijzer 等發(fā)現(xiàn)，當(dāng)表面活性劑使油水界面張力降低12倍時，相應(yīng)的滲吸速度比水的滲吸速度降低50%；在另一組實驗中，在油水界面張力降低3000倍的情況下，滲吸速度降低到原來的1/5。原因在于表面活性劑減少或消除了滲吸作用的毛細管力，但降低界面張力對最終采收率沒有影響［12］。（2）潤濕性的轉(zhuǎn)變。研究發(fā)現(xiàn)，滲吸的強弱以及最終采出程度的大小與巖心潤濕性有關(guān)［13-17］。Austad 等對于不同巖心的研究結(jié)果表明，加入表面活性劑后，由于潤濕性的轉(zhuǎn)變，滲吸效果明顯增強［18-21］。由于潤濕性對滲吸也有極大的影響，所以在界面張力較低的情況下，當(dāng)巖心在表面活性劑的作用下潤濕性變?yōu)閺娝疂駮r，則會出現(xiàn)滲吸速度不降低反而提高的現(xiàn)象。當(dāng)潤濕性的改變對毛細管力的影響占主導(dǎo)時，即潤濕性的改變對毛細管力的作用抵消了甚至超過了由于界面張力降低帶來的影響，就可能導(dǎo)致在低界面張力下滲吸速度升高［11-12］。由于表面活性劑對滲吸效果有多重影響，表面活性劑的選擇取決于具體的實驗條件。

目前對于滲吸作用提高原油動用特征的認識尚不清晰，無法起到明確的指導(dǎo)作用。本文針對目標(biāo)油藏特點，優(yōu)選了自發(fā)滲吸效果優(yōu)良且洗油能力強的表面活性劑。建立了致密油基質(zhì)-裂縫雙重介質(zhì)巖心模型，考慮近縫基質(zhì)及深部基質(zhì)存在不同的滲流特征，系統(tǒng)研究了近縫基質(zhì)動態(tài)滲吸及深部基質(zhì)自發(fā)滲吸過程中的原油動用特征及規(guī)律，為致密油藏表面活性劑高效滲吸提高原油動用提供理論指導(dǎo)。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

新疆吉木薩爾油藏區(qū)塊原油，實驗用油為模擬油，90%的煤油加10%的原油（原油物性差，需與煤油混合）；實驗用水為模擬地層水，NaHCO3型，pH值8.9，礦化度為29 776.2 mg/L，離子組成（單位mg/L）：Na+9054、K+522、Mg2+12.2、Ca2+26.1、F-108.3、Cl-5880、HCO3-14 174.2、SO42-271.7；椰油酰胺丙基磺基甜菜堿（ASB）、月桂酰胺丙基甜菜堿（LAB-35）、椰油酰胺丙基磺基甜菜堿（CAB-35）、十四烷基羥磺基甜菜堿（LHSB）、十二烷基磺基甜菜堿（BSSB-12）、十六烷基羥磺基甜菜堿（CHSB）、月桂酰胺羥磺基甜菜堿（THSB）、十四烷基二甲基甜菜堿（BSSB-2-14），山東臨沂市綠森化工有限公司；人造膠結(jié)砂巖巖心，滲透率為0.52×10-3～0.71×10-3μm2，相關(guān)物性參數(shù)如表1所示。

表1 巖心物性參數(shù)

ULP-613 超低滲巖心氣相滲透率自動測定儀、PMI-100 氦孔隙度測量儀，北京宜能石油科技有限公司；BH-3 改進型巖心真空加壓飽和實驗裝置，海安石油科研儀器有限公司；JC2000D2 接觸角測量儀，上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司；TX500C旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，美國CNG公司；微流控模型，自制。

1.2 實驗方法

1.2.1 自發(fā)滲吸

采用Amott滲吸瓶進行自發(fā)滲吸實驗。（1）切割巖心，烘干，測量滲透率；（2）抽真空飽和模擬油，計算含油飽和度；（3）將巖心放入底部裝有適量表面活性劑溶液的滲吸瓶中，裝滿表面活性劑溶液，開始計時；（4）每隔一段時間記錄一次數(shù)據(jù)，當(dāng)出油量連續(xù)24 h不變時，實驗結(jié)束。根據(jù)排出油的體積計算滲吸采收率，通過采收率隨時間的變化計算滲吸采出速度。改變滲吸條件，研究各因素對滲吸規(guī)律的影響。

1.2.2 界面張力和巖心接觸角的測定

采用旋轉(zhuǎn)滴界面張力法測得動態(tài)油水界面張力。實驗步驟如下：（1）打開旋轉(zhuǎn)滴超低界面張力儀，設(shè)定溫度，等待溫度穩(wěn)定；（2）向石英管內(nèi)注入待測的表面活性劑溶液；（3）用微量注射器在石英管內(nèi)緩慢推入油樣后迅速抽出針頭（避免產(chǎn)生氣泡）；（4）將石英管放入樣品槽內(nèi)，設(shè)定轉(zhuǎn)速為6000 r/min，通過調(diào)節(jié)儀器水平平衡，在屏幕中找到被拉長的油柱，確保油滴在屏幕中間位置。每隔一定時間，拍照記錄油滴形狀及大小；（5）當(dāng)油滴形狀不再發(fā)生變化時拍照，根據(jù)油水密度差、油滴橫向和縱向的曲率半徑計算油水界面張力。

參照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 30447—2013《納米薄膜接觸角測量方法》，用接觸角測量儀測定巖心表面的接觸角，評價巖心潤濕性以及表面活性劑的作用。

1.2.3 基質(zhì)-裂縫模型動態(tài)滲吸

基質(zhì)-裂縫模型動態(tài)滲吸實驗步驟如下：（1）按圖1 連接儀器，置于恒溫箱中，將巖心模型（圖2）放入巖心夾持器，設(shè)定溫度80 ℃，加圍壓，通過改變圍壓來控制模型中裂縫的寬度（圍壓設(shè)定梯度為0.5 MPa）；（2）打開ISCO 泵，連接裝有模擬油的中間容器，以0.5 mL/min 的速度驅(qū)替，記錄壓力p0，通過公式（1）和（2）計算縫寬；（3）逐漸升高圍壓，重復(fù)步驟（2），計算不同圍壓對應(yīng)的縫寬；（4）確定縫寬、圍壓，連接裝有表面活性劑溶液的中間容器，以0.1 mL/min 的速度向巖心模型注入表面活性劑溶液；（5）用量筒在出口端收集采出的流體，記錄產(chǎn)液量、產(chǎn)油量，分析流體中的原油量變化，當(dāng)連續(xù)一段時間產(chǎn)不出油，該條件下的實驗即完成；（6）更改實驗條件，進行下一組實驗。

圖1 基質(zhì)-裂縫模型動態(tài)滲吸實驗儀器連接圖

圖2 巖心模型示意圖

式中，R—形狀系數(shù)；Q—流量，mL/min；L—縫長，mm；w—縫寬，mm；h—縫高，mm；μ—流體的黏度，mPa·s。

1.2.4 微流控模型動態(tài)滲吸界面運移特征評價

（1）超聲清洗微流控模型（圖3，縫寬30 μm），粘合接頭與模型，固化24 h，用氮氣和去離子水清洗通道后，將模型放入干燥箱干燥；（2）將煤油通過微濾膜過濾，然后以一定的速度注入模型，使模型裂縫通道和基質(zhì)通道飽和煤油；（3）配制表面活性劑溶液并過濾；（4）通過微量泵向裂縫中注入表面活性劑溶液，當(dāng)表面活性劑溶液與基質(zhì)處的煤油接觸時，利用高速攝像機以38 m/s的速度記錄動態(tài)滲吸過程中油水界面的運移行為。

圖3 微流控模型示意圖

2 結(jié)果與討論

2.1 滲吸用表面活性劑優(yōu)選及性質(zhì)表征

2.1.1 表面活性劑自發(fā)滲吸

在80 ℃條件下，用不同的表面活性劑配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%的溶液，通過滲吸實驗研究表面活性劑對滲吸采出程度及采出速度的影響，結(jié)果如圖4所示。

圖4 不同表面活性劑對滲吸采出程度（a）和采出速度（b）的影響

由圖4 可以看出，加入BSSB-2-14 對滲吸沒有任何促進作用甚至抑制了巖心的自發(fā)滲吸過程。其余表面活性劑的滲吸過程規(guī)律如下：在滲吸前約1 h，滲吸采收率和采出速度均快速上升，超過1 h后，滲吸采收率仍以較快的速度增加，而采出速度快速下降直至平穩(wěn)。這是由于在滲吸初始階段，小孔隙毛細管力較大，在毛細管力作用下滲吸液快速進入巖心，滲吸采出速度上升至最大值；隨著時間增加，巖心壁面附近的含水飽和度上升，毛細管力減小，因此采出速度下降至平穩(wěn)。大約85 h 以后，滲吸采收率趨于平穩(wěn)，無明顯增加。在同一實驗條件下，ASB的采收率及采出速度明顯高于其他表面活性劑，因此選定ASB進行后續(xù)實驗。

2.1.2 表面活性劑降低界面張力能力

用模擬水分別配制0.01%～0.5%的ASB 溶液，在80 ℃下油水界面張力隨ASB 加量的變化如圖5所示。由圖5 可見，ASB 溶液與模擬油間的界面張力隨ASB 加量的增加先降低后升高。當(dāng)ASB 加量為0.05%時，界面張力值（0.42 mN/m）最小。優(yōu)選0.05%的ASB作為后續(xù)滲吸實驗加量。

圖5 油水界面張力隨ASB加量的變化

2.1.3 表面活性劑對巖心潤濕性的改變能力

將經(jīng)模擬油飽和的巖心薄片浸泡于0.05%的ASB溶液中，記錄不同浸泡時間下巖心接觸角的變化情況。巖心初始接觸角為81.8°，為弱親水。浸泡6、12、24 h 后，巖心的接觸角依次為68.4°、62.5°、53.1°。隨著浸泡時間的延長，巖心水濕性不斷增強，說明ASB 表面活性劑可有效增強巖石表面的親水性，有利于滲吸作用提高致密油基質(zhì)中的原油動用。

2.2 近縫基質(zhì)動態(tài)滲吸原油動用特征

2.2.1 裂縫迂曲度對原油動用特征的影響

裂縫迂曲度（τ）代表的是流體在裂縫中實際流過的長度與裂縫視長度的比值［22］。配制0.05%的ASB 溶液，將巖心按照不同形式組合，計算相應(yīng)參數(shù)（表2），實驗結(jié)果如圖6所示。動態(tài)滲吸的采出程度隨裂縫復(fù)雜程度的增加而提高。一方面，相較于簡單裂縫模型，復(fù)雜裂縫模型中基質(zhì)的比表面積較大，滲吸液在流經(jīng)相同長度的巖心時，在復(fù)雜裂縫模型中實際流經(jīng)的距離更長，在裂縫參數(shù)基本一致的情況下進行滲吸交換的面積越大。另一方面，巖心孔喉的復(fù)雜程度隨著裂縫的復(fù)雜程度上升而降低，因此在更為發(fā)育的裂縫中，滲吸液受到的阻力會降低，基質(zhì)內(nèi)的油更容易被動用［23］。因此，在低滲、超低滲油藏開發(fā)時，為了提高采出程度，可以本著增加裂縫密度的目的進行適當(dāng)?shù)捏w積壓裂。結(jié)合實驗結(jié)果，裂縫數(shù)目越多，儲層中的裂縫結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，滲吸效果越好。

表2 不同組合下的巖心參數(shù)

圖6 裂縫迂曲度對動態(tài)滲吸采出程度的影響

2.2.2 縫內(nèi)流速對基質(zhì)孔隙中界面運移特征的影響

表面活性劑在裂縫內(nèi)的流速是影響動態(tài)滲吸油水界面移動的重要因素。在裂縫寬度為30 μm、表面活性劑加量為0.1%的條件下，通過微量泵控制裂縫內(nèi)流體流速（0～30 mL/h），研究縫內(nèi)流速對基質(zhì)孔隙中界面運移速度的影響，結(jié)果如圖7 所示。裂縫通道內(nèi)表面活性劑流速越大，基質(zhì)通道中的油水界面運動速度越大。當(dāng)裂縫通道中的流速為0 mL/min 時，基質(zhì)通道中發(fā)生自發(fā)滲吸，界面運移速度很小，最大值為5 μm/s。隨著裂縫通道內(nèi)流速逐漸增加，壓力增大，基質(zhì)通道中的分壓增大，對油水界面移動的促進作用增強。其中，界面移動的啟動時間隨著縫內(nèi)流速的增加而迅速縮短。因此，通過優(yōu)化注入速率可以明顯提高滲吸效率。

圖7 表面活性劑溶液流速與基質(zhì)通道中界面運移速度的關(guān)系

在上述幾種流速下，計算相同距離內(nèi)的油水界面平均速率。以裂縫通道內(nèi)流速為橫坐標(biāo)，基質(zhì)通道內(nèi)的最大流速為縱坐標(biāo)作圖。由圖8 可見，裂縫通道中的流體流速與基質(zhì)通道中的最高流速存在近乎線性的關(guān)系。當(dāng)裂縫內(nèi)流速為0 mL/min時，界面運移速度很小，為自發(fā)滲吸速率。當(dāng)大通道內(nèi)流速逐漸增加，油水界面上增加了由于黏滯力產(chǎn)生的分壓，界面運移速度增大。當(dāng)縫內(nèi)流速為30 mL/h時，基質(zhì)通道中的油水界面最高移動速度達到218 μm/s。

圖8 裂縫內(nèi)流速與界面最高運移速度的關(guān)系

2.3 深部基質(zhì)靜態(tài)滲吸原油動用特征

2.3.1 表面活性劑作用深度的影響

通過不同長度巖心的自發(fā)滲吸實驗，在80 ℃下研究表面活性劑（0.05%）作用深度對深部基質(zhì)靜態(tài)滲吸原油動用的影響，結(jié)果如圖9 所示。隨著巖心長度的增加，滲吸采出程度不斷降低。這是由于在一定條件下，巖心的復(fù)雜程度隨巖心長度的降低而降低，滲吸液的波及體積隨著巖心復(fù)雜程度的降低而增大；隨著巖心長度的增加，滲吸液的波及體積大大降低，大部分原油被圈閉在巖心內(nèi)部，在表面活性劑改變潤濕能力及界面張力一定的前提下，最終滲吸采出程度也將大大降低。因此，表面活性劑作用深度越深，單位體積基質(zhì)原油動用量越低，滲吸效率越低。

圖9 巖心長度對采出程度（a）和采出速度（b）的影響

2.3.2 表面活性劑濃度的影響

通過巖心在不同濃度ASB 表面活性劑溶液中的自發(fā)滲吸實驗，研究表面活性劑濃度對深部基質(zhì)靜態(tài)滲吸原油動用的影響，結(jié)果如圖10所示。由于表面活性劑的加入，滲吸采出程度和采出速度均明顯提高，且均隨著表面活性劑濃度的增加而增加。當(dāng)ASB溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0.05%提高到0.5%時，最終采出程度由11.03%增至13.30%，增幅20.58%。此外，自發(fā)滲吸采出程度以及采出速度隨時間的變化關(guān)系與圖9 一致。表面活性劑的采出程度、界面張力隨濃度的變化呈現(xiàn)出一定的規(guī)律性，故存在一定的對應(yīng)關(guān)系（圖11）。當(dāng)ASB 溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.05%時，界面張力和采出程度與濃度呈正相關(guān)關(guān)系。當(dāng)表面活性劑濃度高于一定值時，巖石表面保持為強親水性，此時毛管力的主控參數(shù)為界面張力。因此，當(dāng)表面活性劑濃度較高時，毛管力基本不受潤濕性的影響，自發(fā)滲吸采出程度與界面張力的變化一致。當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于0.05%時，隨著濃度的增加，巖心表面由中性潤濕快速變?yōu)閺娝疂瘢藭r影響毛管力的主要因素是巖心表面的潤濕性。因此，當(dāng)表面活性劑濃度較低時，雖然界面張力隨著濃度的增加而降低，但毛管力主要受潤濕性的影響而增加，自發(fā)滲吸采出程度顯著上升，自發(fā)滲吸采出程度與界面張力的變化規(guī)律相反。

圖10 ASB加量對滲吸采出程度（a）和采出速度（b）的影響

圖11 不同ASB加量條件下滲吸采出程度和界面張力的關(guān)系

3 結(jié)論

綜合自發(fā)滲吸效果及洗油能力，優(yōu)選0.05%的椰油酰胺丙基磺基甜菜堿（ASB）作為滲吸用劑。ASB可有效增強巖石表面的親水性，有利于滲吸作用提高致密油基質(zhì)中的原油動用。

近縫基質(zhì)的滲吸作用為動態(tài)滲吸。該過程的原油動用具有以下特征：原油采出程度與裂縫發(fā)育程度呈正相關(guān)；縫內(nèi)流速越大，毛細管中油水界面運移速度越大，即滲吸越快，且油水界面運移速率與縫內(nèi)流速整體符合二次函數(shù)規(guī)律。

深部基質(zhì)的滲吸作用為自發(fā)滲吸。該過程的原油動用具有以下特征：自發(fā)滲吸采出程度及采出速度隨巖心長度的增加而降低，即表面活性劑作用深度越深，單位體積基質(zhì)原油動用量越低。當(dāng)表面活性劑濃度較高時，毛管力的主控參數(shù)為界面張力，此時自發(fā)滲吸采出程度與界面張力的變化規(guī)律一致；當(dāng)表面活性劑濃度較低時，毛管力的主控參數(shù)為巖石表面潤濕性，此時自發(fā)滲吸采出程度與界面張力的變化規(guī)律相反。