吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲層潤濕性特征與影響因素分析

徐東升, 李映艷, 鄧遠, 彭壽昌, 雷祥輝, 劉紅現, 劉敦卿*

(1.新疆油田公司勘探開發研究院, 克拉瑪依 834000; 2.中國石油大學(北京)克拉瑪依校區, 克拉瑪依 834000)

吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲量超過10億t,是中國陸相咸化湖盆地頁巖油的典型實例,具有廣闊的開發前景[1-2]。蘆草溝組頁巖儲層致密,孔隙普遍處于微納米尺度,壓后產能遞減嚴重,且后續補能難度較大,導致一次采收率普遍低于10%[3-4]。利用致密儲層強毛管力誘導自發滲吸,結合壓后“悶井”促進基質滲吸驅油是提高頁巖油等致密儲層采收率的有效方法[5]。吉木薩爾前期開發經驗表明,壓后“悶井”滲吸驅油效果存在較大的井間差異,需結合儲層物性調整滲吸策略以提高滲吸驅油效果。孔隙潤濕性是影響滲吸驅油效果的關鍵因素,明確儲層潤濕特征對于吉木薩爾滲吸策略制定與壓裂液選型設計具有重要意義。儲層潤濕性的評價方法多樣,目前接觸角法為常用手段[6]。針對吉木薩爾蘆草溝組儲層潤濕性特征,文獻[7-9]借助光學角度法初步進行了評價,但測試溫、壓條件與儲層有較大差距,且對于儲層潤濕性影響因素及礦場工作液對潤濕性影響的分析尚不完善。此外,部分學者認為接觸角法只能反映巖心外表面很小區域的潤濕特性,不能反映孔隙內部的整體潤濕性,Amott法更能體現巖心孔隙整體的潤濕特性。為厘清兩種測試方法的結果差異及吉木薩爾潤濕性的主控因素,結合Amott法與接觸角法對吉木薩爾蘆草溝組儲層巖心開展了潤濕性評價,對比結果差異,分析礦物組分與礦場不同工作液對儲層潤濕性的影響,結合滲吸驅油實驗分析潤濕性對采收率的影響,并為壓裂液選型提供數據參考。

1 實驗樣品及流程

1.1 實驗樣品、材料與儀器

巖心為吉木薩爾蘆草溝組上、下甜點不同深度的蠟封巖心,液氮鉆取后經原油老化30 d。測試用油相為上甜點脫氣、脫水原油,水相為復配地層水、礦場壓裂液及3種表活劑[AES(脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉,陰離子,質量分數為3‰)、EDTA(乙二胺四乙酸,陽離子,質量分數為3‰)、AEO-9(脂肪醇聚氧乙烯醚,非離子,質量分數為3‰)]添加后的壓裂液。Amott法用巖心驅替裝置與自發滲吸瓶在70 ℃下完成,接觸角法用DSA25S光學接觸角儀在常溫常壓下完成。巖樣礦物組分通過RoqSCAN測定。滲吸驅油實驗采用SPEC核磁共振設備完成。

1.2 實驗步驟與流程

1.2.1 Amott法

Amott法的理論基礎為潤濕相在毛管力作用下自發滲吸排驅非潤濕相,自發與受壓狀態下油水滲吸排驅液量的比值可體現孔隙對某一相流體的潤濕性,體現的是巖心孔隙的平均潤濕性。具體測試流程為:①巖心油驅后自吸水排油,記錄排油量Vo1(單位:mL);之后水驅排油,記錄水驅排油量Vo2(單位:mL);②自吸油排水,記錄吸油排水量Vw1(單位:mL);若Vw1值為0,則不進行后續油驅;否則進行二次油驅,油驅排水量記為Vw2(單位:mL)。Amott潤濕指數I通過式(1)～式(3)計算。

(1)

(2)

I=Ww-Wo

(3)

式中:Ww為水潤濕指數,無因次;Wo為油潤濕指數,無因次;當0.1≤I≤-0.1時,巖心中性潤濕,當I≤-0.1時,巖心親油,指數越小親油性越強;當I≥0.1,巖心親水,指數越大親水性越強。

1.2.2 接觸角法

接觸角法體現巖心某一具體位置的潤濕特性,易受樣品表面組分特性影響。接觸角法測試樣品為厚度0.5 cm的巖心薄片,表面拋光后經原油老化30 d,之后在地層水中測量油滴與巖心表面接觸角。各樣品測量5次取平均值為最終結果。壓裂液環境下的接觸角測量步驟與地層水相同。壓裂液采用模擬地層水加入0.1%的瓜膠配置,80℃下破膠后取清液使用,后續添加AES、EDTA、AEO-9表活劑后,持續監測巖心表面接觸角隨時間的變化。

1.2.3 滲吸驅油

滲吸驅油實驗在兩塊中性潤濕和兩塊親油巖心上完成。先將巖心飽J10025井原油,之后在70 ℃下自發滲吸重水及添加表活劑AEO-9后的重水壓裂液,每隔一段時間測量巖心的核磁T2信號。通過T2信號總量變化計算滲吸驅油的采收率變化。

2 巖心潤濕性結果與分析

2.1 Amott法潤濕性

Amott法測量了6口井共計15塊巖心樣品,各階段排液量、潤濕指數與潤濕性結果如表1所示。可以看出,吉木薩爾地地區儲層中性潤濕占據約80%,對應巖性包括泥質、云質砂巖,砂質礫巖等,潤濕性與巖性之間關聯性并不顯著,可能與吉木薩爾的原油組分有關。吉木薩爾原油膠質瀝青質占比超過50%,老化后易沉積吸附在孔隙表面,降低石英、長石等礦物的親水性,使孔隙普遍呈現中性、甚至親油的特征,導致吉木薩爾地區蘆草溝組儲層親水占比不足20%。親水性不足會顯著降低儲層滲吸驅油的動力,此外較多膠質瀝青質也會增加油孔隙油相的滲吸動用難度,兩者均不利于滲吸驅油的高效應用。

表1 Amott法潤濕性測試結果Table 1 Result of the Amott wettability tests

2.2 接觸角法潤濕性

接觸角法測量了4口井共計13塊巖心的潤濕性,具體結果如圖1所示。接觸角測試結果與Amott法接近,總體親油巖心占比更多,但整體親油程度不高,更多呈現出中性偏油濕的特征。Amott法中流體主要與巖心孔隙表面接觸,潤濕特性受巖心飽油及老化程度影響,可能存在部分孔隙未被原油充填或老化程度不高的情況。而接觸角法中流體直接與巖心外表面接觸,巖心外表面具有更好的老化效果,因此接觸角法更能體現原油環境下不同礦物組分對潤濕性的影響。此外,Amott法測試流程復雜,測試周期長,測試條件、環境易引入更多誤差因素。就測試結果而言,如果巖心老化程度良好,接觸角法能夠較為準確地反映儲層整體的潤濕特性。

圖1 接觸角法潤濕性測量結果Fig.1 Result of the contact angle wettability tests

2.3 潤濕性影響因素分析

2.3.1 礦物組分影響

RoqScan技術可在微米尺度準確識別巖心表面礦物類型、含量與位置分布。接觸角測試的12塊樣品表面的礦物組分種類與含量結果如圖2所示。

圖2 不同潤濕性巖心的表面礦物組分 Fig.2 Mineral contents of samples with different wettability

如圖2(a)所示,親水樣品石英含量較高,平均含量超過70%,而云石類礦物平均含量則低于20%;此外,黏土總量含量低,小于4.0%。如圖2(b)所示,中性潤濕樣品表面石英含量有所降低,含量在28.4%～72.2%,平均含量約為48%;而長石含量平均約為12%,云質礦物平均含量則超過30%;此外,黃鐵礦含量不足1%,黏土總量平均占比約8.6%。如圖2(c)所示,親油樣品表面石英含量普遍低于親水與中性潤濕樣品,均值小于40%,而長石含量約為11%,云質礦物含量較高,均值超過35%;同時黃鐵礦含量也相對最高,約為3.0%。黏土含量約為8.4%,與中性潤濕樣品較為接近。

為進一步分析礦物組分與潤濕性關系,繪制圖3所示的礦物含量與接觸角之間的關系圖。

圖3 巖心各類礦物含量與接觸角交會關系圖Fig.3 The cross plot of mineral contents and contact angle

從圖3可以看出,石英含量與接觸角具有負相關關系,巖心表面接觸角隨著石英含量的增加逐漸從120°減小到約70°。石英、綠泥石及伊利石總量與接觸角也具有負相關關系,這與石英、綠泥石和伊利石的化學組分與晶體結構有關。石英由Si-O四面體相互連接構成,共價電子偏向硅原子,表面存在硅氧烷官能團(Si-O-Si),與水作用后產生表面羥基化,而羥基是一種親水基團,因此能增強石英表面的親水性[10]。而伊利石為2∶1型結構硅酸鹽,由兩片(Si,Al)-O四面體片中間夾一片Al(Mg, Fe)-(O,OH)八面體組成,相鄰兩個結構單位之間夾有層間陽離子,可補償Si4+被Al3+置換后的正電荷虧損,離子交換后晶體會吸引負電荷,使其富含水,因而也具有一定的親水性[11]。綠泥石則為1∶1 型結構硅酸鹽,層間存在Mg-(O,OH)八面體層,具有一定的陽離子交換特性,可以吸附負電荷,因而也具有一定的親水性[12]。因此,石英、泥石與伊利石含量更高的巖心具備更強的親水性。

在親油的巖心樣品中白云石、鐵白云石的含量相對較高。白云石、鐵白云石和黃鐵礦均屬于離子化合物,具有較強的極性,其中鐵白云石和黃鐵礦中的鐵離子對極性物質具有很強親和性[13],因此白云石、鐵白云石和黃鐵礦具備更好的親油性。如圖3(b)所示,白云石+鐵白云石含量與巖心表面接觸角具有正相關性,雖然巖心黃鐵礦含量較低,但也與接觸角具有正相關性[圖3(c)]。在黏土礦物中,高嶺石由Si-O四面體片及Al-(O,OH)八面體片按1∶1組成層狀結構。這種片狀結構的OH層具有很強的極性,片與片之間的氫鍵作用力很強,離子交換能力弱,水分子不易進入,但能吸附原油中的部分活性物質,因此具有一定的親油性[14]。而伊蒙混層是伊利石和蒙脫石之間的過渡礦物,伊蒙混層比表面較大,能吸附部分原油中的極性物質,因而具有一定的親油特性[15]。因此,伊蒙混層與高嶺石含量與接觸角表現為弱正相關性,如圖3(d)、圖3(e)所示。以上親油特性導致白云石、鐵白云石、黃鐵礦、伊蒙混層和高嶺石含量越高,巖心表面的親油性越強。

方解石和長石是由不同基團電子完全得失形成的離子鍵鍵合而形成晶體,具有很強的極性,但是方解石和長石屬于不等軸晶系,不同結晶方位的接觸角差別較大。如長石晶體601面的接觸角為59.0°,而010面的接觸角則為129.0°,方解石晶體也有此類特性,其1011晶面的接觸角為77.2°,而完全解理面的接觸角則為141.0°[16]。這種差異導致方解石、長石含量與接觸角沒有顯著相關性,具體如圖3(f)所示。

2.3.2 原油組分影響

除了礦物組分外,原油組分也是潤濕性的重要影響因素,尤其是膠質、瀝青質等具有一定極性的組分[17],對潤濕性有顯著影響。此外,礦場使用的工作液組分也各有差異,可能含有不同類型的表活劑組分,因此不同工作液下巖心的潤濕性存在一定差異,且潤濕性可能隨工作液的接觸時間發生變化。地層水環境下巖心與吉木薩爾兩組原油與26號白油的接觸角如表2所示。

表2 不同原油組分下吉木薩爾巖心的接觸角Table 2 Contact angle of different oil on Jimusar core samples

從表2可以看出,地層水條件下巖心對膠質瀝青質含量更高的原油具有更強的親和性。而對飽和烴為主的白油的親水性則相對較弱,呈現出弱中性潤濕的特性。就礦物含量而言,根據2.3.1節分析可知,吉木薩爾儲層親水性礦物占比較高,理論上具有一定的親水性,但在老化作用下原油內部的膠質瀝青質等極性組分的吸附作用弱化了礦物類型與含量的影響,對儲層的潤濕性起到主導作用,因此總體呈現出中性偏油濕的特性。

2.3.3 工作液影響

不同工作液環境下巖心接觸角隨時間的變化結果如圖4所示。

圖4 不同工作液環境下巖心表面的接觸角變化Fig.4 Contact angle variation of different work fluids on Jimusar samples

從圖4可以看出,滑溜水破膠液與地層水環境下吉木薩爾巖心中性偏油濕。添加AES、EDTA、AEO-9 3種表活劑后巖心親水性有一定增強,但不同類型表活劑對吉木薩爾儲層巖心潤濕性的改善程度有所差異。其中AES能將接觸角從130°降低到約82°,而EDTA添加后巖心表面接觸角先降低到63°,之后逐步反彈到89°,這可能與巖心或原油電性有關。AEO-9則先降到約61°后反彈至約63°。對采用的3種表活劑而言,非離子類表活劑AEO-9對吉木薩爾儲層具有穩定的改善潤濕性的效果。

2.4 滲吸驅油效果評價

中性與親油巖心在純壓裂液與質量分數為3‰ AEO-9添加的壓裂液滲吸驅油過程中的采收率變化如圖5所示。

圖5 中性與親油巖心在重水壓裂液與AEO-9壓裂液下的滲吸采收率Fig.5 Imbibition recovery rate of intermediate and oil wet samples under deuteroxide and AEO-9 fracturing fluids

從圖5可以看出,中性潤濕巖心在重水和表活劑壓裂液中的滲吸驅油效率均能超過30%,其中重水壓裂液的滲吸采收率為33.6%,而表活劑壓裂液為40.6%。而親油巖心在重水壓裂液中的滲吸采收率僅為9.9%,添加質量分數為3‰的AEO-9后滲吸采收率提高到28.9%。滲吸驅油結果表明,AEO-9對于提高吉木薩爾中性及親油儲層的滲吸驅油效率均有顯著效果,且在親油層段提采效果更優。現有研究表明在儲層親水的條件下,保持一定的界面張力有利于提要滲吸驅油效果[18]。因此,對于吉木薩爾儲層普遍中性偏油濕的現狀,調節壓裂液添加組分,進一步提高儲層親水性,結合適當油水界面張力,將能更有效地發揮滲吸驅油作用,提高儲層的綜合采收率。

3 結論

(1)接觸角與Amott測試表明吉木薩爾頁巖油儲層自然條件下中性偏油濕,原油組分對儲層潤濕性起主導作用。接觸角法能有效反應吉木薩爾儲層的潤濕性。

(2)吉木薩爾蘆草溝組石英、綠泥石、伊利石含量高的層段親水性更強,白云石、黃鐵礦、伊蒙混層及高嶺石含量更高層段親油性更強,長石含量對潤濕性的影響不大,原油膠質瀝青質含量更高層段親油性更強。

(3)吉木薩爾儲層在地層水與壓裂液條件下偏油濕,AEO-9能穩定的增強儲層的親水性,在適宜的油水界張力下能進一步提高吉木薩爾滲吸驅油效率。