十二烷基硫酸钠对致密砂岩渗吸的影响

于馥玮， 姜汉桥， 苏 航

(中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)



十二烷基硫酸钠对致密砂岩渗吸的影响

于馥玮， 姜汉桥， 苏 航

(中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

通过核磁共振测试的方法开展了致密砂岩的自发渗吸实验，对此研究了致密水湿岩心和中性岩心的自发渗吸特征，分析了不同质量分数的十二烷基硫酸钠对致密中性岩心渗吸的影响。渗吸实验结果表明，致密水湿砂岩的采收率在60%以上，致密中性砂岩采收率在35%以上，渗吸采油的方法可以作为致密油开发的一种有效方式。研究也发现，无论是中性润湿的致密砂岩，还是致密水湿砂岩，十二烷基硫酸钠都可以使岩心内油滴分散变小，改善油珠的流动情况，从而提高致密砂岩的渗吸速度。十二烷基硫酸钠也能够显著提高中小孔隙，尤其是中性岩心中的小孔隙内油相的动用程度，从而提高渗吸采收率。在实验条件下，质量分数为0.05%的十二烷基硫酸钠在提高致密中性岩心渗吸采收率方面效果最佳。

致密砂岩； 自发渗吸； 十二烷基硫酸钠； 核磁共振

致密油作为我国石油的一种重要接替能源，具有很好的开发前景[1]。20世纪70年代以来，我国陆续对致密油藏进行了探索性的勘探与开发。从现场开发经验来看，致密油藏普遍存在启动压力梯度高、注入困难等特点，常规的水驱不能作为有效的开发方法[2]。根据低渗透油藏的相关研究理论[3-4]，针对致密油藏低孔、低渗的特征，运用渗吸的方法，发挥其毛管力的作用，可以作为致密油藏开发的有效方式。表面活性剂作为提高采收率常用的化学剂，其主要有降低界面张力、润湿反转、乳化分散等作用。低渗油藏化学驱的认识表明[5-7]，具有乳化作用的表面活性剂在低渗油藏化学驱过程中，发挥的效果更显著。因此，本文选取了一种乳化效果显著的表面活性剂十二烷基硫酸钠，开展了针对中性润湿和水湿的致密岩心的渗吸实验，研究了其渗吸特点及表面活性剂对其影响，为致密油藏的开发提供了一定的借鉴。

1 实验部分

1.1 实验材料与仪器

岩心为吉林油田致密砂岩，岩心参数见表1。实验用油为航空煤油，为便于实验现象观察，用苏丹IV染液染色。实验用水为质量分数为8%的氯化钾及8%的氯化锰混合溶液，加入氯化锰的目的是为了在核磁共振测试时屏蔽氢信号。实验所用表面活性剂为阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠，使用8%的氯化钾与8%的氯化锰溶液配制质量分数为0.05%的表面活性剂溶液。

表1 致密砂岩岩心参数

核磁测试使用SPEC-023核磁共振渗流实验分析仪。分析仪主要测试参数：磁场主频9.38 MHz，回波时间300 μs，等待时间3 000 ms，回波个数1 024个，扫描次数64次。

1.2 实验方法及步骤

目前，国内外渗吸实验中，对原油采出程度的测试主要存在两种方法，即体积法与质量法[8]。体积法在测量过程中，渗吸出的原油附着在表面难以脱下或附着在渗吸瓶其他位置不能到达测定区域，会导致测量结果的不准确性。同时在本实验中，由于表面活性剂具有乳化、分散等作用，可能导致渗吸后油滴以乳状液形式存在，因此体积法的计量方法会带来极大的误差。

质量法的测量又是在忽略油和水压缩性及未考虑油藏条件下原油和水密度变化，也具有一定的误差。而在渗吸过程中，若将渗吸瓶中的岩心取出，也会对渗吸过程产生极大的干扰，并且用质量法进行测量时，由于电子天平需要长时间运行，而一般天平在长时间后也会产生很大的误差。基于上述原因，考虑到致密岩心渗吸时间极长的特点，本次实验中用体积法开展实验，不对岩心渗吸过程进行定量表征，只利用核磁共振测试进行最终渗吸结果的分析。

研究表明，岩心中的束缚水会对其渗吸过程产生极大的影响[9-10]。考虑到常规驱替方法建立束缚水饱和度的做法，难以保证各个岩心内束缚水饱和度及其分布一致，并且不符合致密油藏成藏特点。因此，本文在岩心抽真空后直接饱和油，排除束缚水对渗吸过程的干扰，单纯研究岩心内油相在不同孔喉中的流动。

主要实验步骤如下：

(1) 致密岩心经过钻取、冲洗、烘干、冷却、测量气测渗透率等步骤后，进行抽真空饱和油。称量岩心饱和油后的湿重，计算其孔隙度，并进行核磁共振测试。

(2) 将岩心分别放入配好的表面活性剂溶液及盐水中，观察不同时间岩心渗吸情况。

(3) 渗吸时长为25 d。渗吸结束后，将岩心驱出，进行核磁共振测试。

1.3 核磁共振测试数据处理方法

核磁共振技术作为有效认识储层和测试储层流体参数的一种重要手段，其主要原理是：核磁共振横向弛豫时间T2与孔隙大小成正比，信号幅度与对应孔隙中的流体量成正比，所以通过确定横向弛豫时间T2的变化，就可以确定不同大小孔隙中的流体分布[11-12]。核磁共振机理表明，弛豫时间与孔隙半径成正比[13]。因此，可以将T2弛豫时间转换为孔隙半径，即:

(1)

式中：r为孔隙半径，μm；T2为核磁共振弛豫时间，ms；C为转换系数，其值取1.71 ms/μm。

当T2<10 ms时对应小孔隙，r<4.3 μm；当10 ms≤T2≤100 ms时对应中孔隙，4.3 μm≤r≤43 μm；当T2>100 ms时对应大孔隙，r>43 μm。各孔隙内T2谱幅度和与整个岩心T2谱幅度和的比即为各区间对应的含油饱和度，进而可以计算出含油饱和度及采出程度[14]。

2 致密砂岩自发渗吸特点及表面活性剂对其作用

分别对质量分数为0.05%的十二烷基硫酸钠溶液作用下的致密水湿岩心(CX-1)、致密中性岩心(CX-5)和盐水作用下的致密水湿岩心(CX-2)、致密中性岩心(CX-4)对渗吸前后的岩心进行核磁共振测试可得图1结果，将核磁共振所测得的T2弛豫时间转化为孔隙半径，进而得到渗吸前不同孔隙内原油的分布(如表2所示)，通过渗吸前后不同孔隙内原油饱和度可以计算出渗吸前后不同孔隙原油绝对采出程度(如表3所示)。

由图1可以看出，在不考虑束缚水饱和度的情况下，本次实验的致密水湿岩心渗吸采出程度在60%以上，而中性润湿的岩心采出程度在35%以上。十二烷基硫酸钠作用于中性岩心效果相对水湿岩心较好。从不同孔隙油相动用程度来看，致密岩心小孔隙的动用程度比大孔隙要好，中孔隙的动用程度最低，大部分剩余油存留在大孔隙和中孔隙中，这与致密岩心小孔道吸水大孔道排油的认识相吻合。对比中性岩心与水湿岩心的渗吸结果(如表3所示)可以看出，中性岩心小孔喉的动用程度远低于水湿岩心。因此，在孔隙程度相近的情况下，润湿性对于渗吸采收率起着极大的作用。

图1 水湿致密砂岩与中性润湿致密砂岩自然渗吸核磁共振测试结果

Fig.1 The results of imbibition of water-wet tight cores and intermediate-wet tight cores by NMR

表2 渗吸前不同岩心油相在不同孔隙中的分布

表3 水湿砂岩与中性润湿砂岩自发渗吸后不同孔隙的绝对采出程度

如图2所示，在实验中，水湿砂岩渗吸速度极快，没有启动时间，岩心放入溶液后渗吸即开始发生，而中性润湿的岩心表面油滴出现缓慢，渗吸要比水湿砂岩慢1 d左右。十二烷基硫酸钠的加入显著提高了岩心的渗吸速度，在它的作用下，岩心不像盐水渗吸条件下表面以大油滴的形式聚集，而是以极细小的油珠出现。根据前人的研究经验[15]，渗吸驱油过程中，渗吸驱油动力能否有效起作用取决于两个条件：第一，需要克服裂缝系统与基质系统之间的毛管力末端效应；第二，毛管半径应大于液膜在固体表面的吸附厚度。因此，在十二烷基硫酸钠的作用下，较大的油珠被分散成较小的油珠，一定程度上避免了贾敏效应的发生，促进了油珠的流动，提高了渗吸速度和采收率。

图2 水湿砂岩自然渗吸与表面活性剂内渗吸对比图

Fig.2 Comparison of imbibition in surfactant solutions and brine

3 不同质量分数的表面活性剂对致密中性砂岩渗吸的影响

表面活性剂扩散产生非零毛管力和Marangoni效应，使油相克服流动阻力和黏附力而自发渗移，促进了渗吸[17]。为了进一步研究十二烷基硫酸钠对中性砂岩渗吸的影响，考察不同浓度的十二烷基硫酸钠对致密中性砂岩渗吸影响的实验。

与第二部分中处理方法相同，通过核磁共振测试得到如图3所示的实验结果。

图3 表面活性剂作用下中性润湿砂岩渗吸实验核磁共振测试结果

Fig.3 The results of imbibition of intermediate-wet tight cores in surfactant solutions by NMR

整理渗吸前后对岩心进行核磁共振测试所得数据，可计算出渗吸后岩心内油相的绝对采出程度如表4所示，同一岩心中不同孔隙内相对采出程度结果如图4所示。

表4 不同质量分数十二烷基硫酸钠作用下致密中性润湿砂岩的绝对采出程度

图4 不同岩心不同孔隙的相对采出程度

Fig.4 The relative recovery of the holes in different cores

整体上来看，十二烷基硫酸钠能够改善致密中性砂岩岩心中油相的流动情况，提高渗吸采出程度，不同浓度的十二烷基硫酸钠对渗吸采收率的提高幅度不同。从表3和表4中可以看出，实验中所用的质量分数为0.05%的十二烷基硫酸钠作用下的渗吸采收率最高。

同时，通过核磁共振测试对不同孔隙内原油的动用程度进行了分析，发现十二烷基硫酸钠主要通过提高中小孔隙内原油的动用程度来提高最终油相采出程度。在实验过程中，观察到在盐水中渗吸的岩心，其表面渗吸出的油以大油滴的形式附着在岩心表面难以脱下，而在表面活性剂作用下，没有大油滴附着在岩心表面，大部分油珠直接进入渗吸溶液中。综合上述因素，可以看出，在表面活性剂的作用下，能够改变岩石表面润湿性，促进渗吸发生，促使更多的孔喉参与了渗吸，渗吸范围扩大，从而提高了渗吸采收率。同时，致密岩心内原油主要分布于小孔隙内，表面活性剂的这种作用在致密岩心渗吸中产生的效果非常明显。

4 结论与建议

(1) 致密油储层内多纳米级孔喉系统，原油主要分布于中小孔隙中，利用油水界面的毛管效应，发挥渗吸的作用，可以对致密油藏进行有效的开发。在实验条件下，致密水湿砂岩的采收率在60%以上，致密中性砂岩采收率在35%以上。

(2) 无论是中性润湿的致密砂岩，还是致密水湿砂岩，十二烷基硫酸钠都发挥其乳化作用，使岩心内油滴分散变小，改善油珠的流动情况，从而提高致密砂岩的渗吸速度。同时，十二烷基硫酸钠，可以改善润湿性的作用，能够显著提高中小孔隙，尤其是中性岩心中的小孔隙内油相的动用程度，并使油滴从岩心表面脱下，从而提高渗吸采收率。在实验条件下，质量分数0.05%的十二烷基硫酸钠在提高致密中性岩心渗吸采收率方面效果最佳。

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(编辑 宋官龙)

Influence of SDS on Imbibition of Tight Sandstone

Yu Fuwei, Jiang Hanqiao, Su Hang

(DepartmentofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

Spontaneous imbibition experiments of tight sandstone were carried out through NMR technology, imbibition characteristics of water-wet tight core with neutral core were compared, and the influences caused by sodium dodecyl sulfate with different concentrations towards neutral-wet tight sandstone imbibition were analyzed. The results show that recovery efficiency of water-wet tight core is above 60%, neutral-wet core is above 35%, and the imbibition is an effective way for the development of tight oil reservoir. It is also found that SDS can disperse oil in core, promote the oil flow fast in core, increase the speed of tight sandstone imbibition, which is effective for both neutral-wet tight sandstone and water-wet tight sandstone. Sodium dodecyl sulfate can also increase oil phase recovery in middle and small pores, especially in small pores of neutral-wet core, and improve the spontaneous imbibition experiments recovery. Under the experimental conditions, 0.05% sodium dodecyl sulfate is the most effective for water-wet core.

Tight sandstone; Spontaneous imbibition; Sodium dodecyl sulfate; Nuclear magnetic resonance

1006-396X(2015)03-0045-06

2015-03-20

2015-04-26

国家重点基础研究发展计划973项目“陆相致密油高效开发基础研究”(2015CB250900)。

于馥玮(1993-)，男，在读本科生，石油工程专业，从事油气田开发方向研究；E-mail:yufuweicup@163.com。

姜汉桥(1957-)，男，硕士，教授，博士生导师，从事油气田理论与系统工程研究；E-mail:jianghq@cup.cn。

TE311

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.03.010