致密储层体积改造润湿反转实验及模拟研究

李 帅，丁云宏，才 博，卢拥军，3，何春明

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.国家能源致密油气研发中心，河北 廊坊 065007)



致密储层体积改造润湿反转实验及模拟研究

李 帅1，2，丁云宏2，才 博2，卢拥军2，3，何春明2

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.国家能源致密油气研发中心，河北 廊坊 065007)

针对目前致密储层在改造后依然存在的递减速度快、采收率低等问题，采用在压裂液中添加表面活性剂的方法，增强地层能力，降低界面张力，改变裂缝壁面附近润湿性，实现致密储层润湿反转并发挥渗吸作用，从而进一步提高原油采出程度。首先进行了致密储层润湿反转的实验研究，在实验基础上，通过无因次俘获数计算润湿反转前后的相渗曲线和毛管压力曲线，并进行润湿反转的模拟研究。实验结果表明：加入表面活性剂可使渗吸采收率由原来的4.9%提高至22.3%；采用不同的相渗曲线和毛管压力曲线，并经过内插法处理的数值计算结果与实验数据吻合；现场试验表明，在体积压裂形成复杂裂缝的同时，考虑压裂液的润湿反转功能，单井产量可提高3～6 t/d。压裂液中加入表面活性剂，在压裂过程中可改变储层润湿性，提高开井产量，对于致密储层的有效开发和提高采收率具有现实意义。

致密油藏；体积改造；润湿反转；渗吸作用；毛管力

0 引 言

提高储层改造体积技术是北美致密油、页岩气开发的主要技术之一。该类非常规储层的开发逐步暴露出产量递减快、采出程度低、能量补充难、建井成本高等问题[1-2]。在压裂液中添加表面活性剂，增强地层能量，改变裂缝壁面附近储层的润湿性，以增加产量。首先进行了润湿反转的实验研究，对比分析了润湿反转前后界面张力、接触角和渗吸采收率的变化，并在实验基础上进行润湿反转的模拟研究。最后，以新疆油田4口压裂井进行了实例论证。室内实验、数值模拟以及现场施工均表明，致密储层体积改造后发挥润湿反转作用，对于提高产量具有重要意义。

1 致密岩心润湿反转实验

1.1 实验材料

实验选用新疆油田玛18井区致密岩心A、B，其空气渗透率为2×10-3～5×10-3μm2，孔隙度为6%～10%，岩心直径为2.5 cm，长度为2.6 cm。润湿反转剂(表面活性剂)为质量分数为0.2%聚氧丙烯烷基硫酸酯盐(Alf-38+0.1% NaOH)，26 ℃时表面张力为26～27 mN/m，油水界面张力为0.02～0.05 mN/m。实验用地层水为2% KCl溶液，原油为该区块采出原油和煤油按照2∶1比例配置，室温下黏度为2.1 mPa·s。分别采用德国KRUSS公司K100表面(界面)张力仪和DSA100接触角测量仪进行油水界面张力和接触角的测试工作。

1.2 实验步骤及方法

变排量下向岩心注入10倍孔隙体积模拟油，饱和岩心，记录饱和原油体积，并将岩心老化5～7 d；将岩心置于烘箱中表面干燥，用粗砂纸和细砂纸将岩心磨平，保证岩心表面光滑，并用吸耳球除去岩心表面的微尘及细小颗粒，在岩心表面滴水或用切片三相法测量岩心、模拟水、原油接触角，验证岩心为油湿状态，并测量界面张力；将干燥后的岩心A放入2% KCl溶液，岩心B放入润湿反转溶液浸泡4 d，并用电子天平不断地对岩样进行称重，记录岩心质量变化，计算岩心在不同溶液中的渗吸采收率；将渗吸结束后的岩心在50 ℃下烘烤3～5 min，除去岩心表面的化学剂，烘干后冷却，重复第2步，测量润湿反转后的接触角。

1.3 实验结果及分析

岩心A置于2% KCl溶液的模拟地层水中，渗吸前后接触角分别为113.7 °和108.9 °，变化不大，未发生润湿性变化。渗吸过程中油滴出现非常缓慢，96 h后渗吸采收率仅为4.9%。

岩心B置于润湿反转溶液中，渗吸前后接触角分别为109.6 °和22.6 °，出现了从油湿到水湿的转变。渗吸实验过程中明显可以看到油滴从岩心的顶面和侧面渗出，由于毛管力变为渗吸的动力，96 h后渗吸采收率为22.3%，比岩心A提高了17.4个百分点，实验结果见表1。

表1 岩心润湿反转前后参数变化

润湿反转后采收率提高的主要原因：一是由于表面活性剂的加入，降低了界面张力和接触角，导致油膜在岩石表面接触面积减小；二是表面活性剂的疏水基吸附在油膜表面，产生拉拽力，促使油膜脱离岩石；三是表面活性剂在固液表面渗透和扩散，疏水基吸附于岩石表面，进一步减小油膜面积，直至岩石润湿性发生反转，剥离原油。

2 润湿反转模拟

润湿性是界面现象中的重要参数，润湿性在很大程度上对孔隙中流体分布起着控制作用，润湿性的改变将会对油、水相对渗透率及毛管压力、残余油饱和度等产生影响，进而影响原油采出程度[7]。将相渗曲线和毛管压力曲线分别表示为无因次俘获数的函数等[8]，由此得到润湿反转前后不同的曲线形态，采用内插法划分到每一个具体网格，进行润湿反转模拟研究。

2.1 相对渗透率曲线

(1)

(2)

求取润湿反转前的相对渗透率和润湿反转后的相对渗透率(图1)，并通过内插法计算每个网格的相渗曲线。由图1可以看出，经过润湿反转后，岩心在同等含水饱和度条件下，油相相对渗透率升高，水相相对渗透率降低，油相的流动能力大幅提高。

图1 润湿反转前后相对渗透率变化

2.2 毛管压力曲线

对于常规高渗砂岩，以往学者Reis[9]，Kashchiev[10]等多采用J函数法简化毛管压力曲线，但这种方法无法描述润湿反转过程。考虑到储层润湿反转后毛管压力为润湿性的函数，采用油、水、表面活性剂的界面张力来表征毛管压力(式3)，并采用内插法计算每个网格的毛管压力(图2)。由图2可以看出，岩心经过润湿反转后出现了从油湿向水湿的转变，毛管力成为渗吸的动力，解决了油湿储层无法发挥渗吸作用的局限性。

(3)

式中：pc为毛管压力，kPa；ξ为毛管压力端点值，kPa；Epc为毛管压力指数；σom为油表面活性剂界面张力，mN/m；σow为油、水界面张力，mN/m。

图2 润湿反转前后毛管压力变化

2.3 模型建立

选用笛卡尔坐标建立如图3所示模型，模型总网格数为10×10×10，网格步长为0.25 cm。其中，内部红色网格代表基质岩块(孔隙度为0.3，渗透率为2.5×10-3μm2，表面活性剂浓度为0)，外部蓝色网格为渗吸网格(孔隙度为1.0，渗透率为10×103μm2，毛管压力为0，表面活性剂浓度为0.2%)，润湿反转前后模型参数见表2。整个模型可表征基质岩块(红色)在表面活性剂容器(蓝色)内的润湿反转以及自发渗吸过程。

图3 润湿反转模型示意图

参数润湿反转前润湿反转后残余油、水饱和度0.250.20相渗端点0.81.0相渗指数43俘获数1200150毛管压力端点值/kPa-2010毛管力指数82

图3表征润湿反转前后网格内表面活性剂浓度的变化。由模型1可知，随着润湿反转过程的进行，毛管力成为渗吸的动力，内部基质岩块吸入润湿相(即表面活性剂)并排出非润湿相(即原油)，进而引起内部网格内表面活性剂浓度升高，外部网格内表面活性剂浓度降低。将模型计算结果与实验数据进行拟合可以发现，不进行润湿反转条件下，最终采收率为5.1 %，而润湿反转条件下，渗吸采收率为23.3 %，与实验结果接近。同理，在此基础上分别建立网格步长为0.2 cm和0.1 cm的小尺度岩心(模型2和模型3)，模拟较高裂缝发育状态下润湿反转后的渗吸现象。结果表明，随着裂缝发育程度的增加，润湿反转后，采出程度增加(图4)。因此，在对油湿储层压裂改造过程中，需要充分利用脆性、天然裂缝等储层自身属性，构建更加复杂的裂缝网络，提高液体与储层的接触面积和接触体积；同时对于压裂液进行改质，使其具有润湿反转功能，并辅以更长的闷井时间，这样在压裂过程中就可以改变近井地带的储层润湿性，提高开井后的产量。

图4 不同裂缝发育情况下的采出程度

3 现场应用

玛18井区目的层埋深为3 847～3 865 m，其中含油层段约为18 m，平均孔隙度为8.0%～17.0%，平均渗透率为2×10-3μm2，平均含油饱和度为55%～60%。主压裂过程中，以高排量泵入压裂液，并在滑溜水中按照0.1%的比例加入DL-15驱油剂(一种低界面张力的表面活性剂)，同时延长压裂后的闷井时间至2～3 d，在形成复杂裂缝的同时，增加液体与储层的接触面积、接触体积和接触时间，提高渗吸量。

目前该4口井以4 mm油嘴自喷生产，日产油维持在10 t/d左右，4口井90 d内平均单井日产油分别为9.7、 11.2、 11.9、12.6 t/d，比相同改造规模下的邻井产量提高2～4 t/d(表3)。

表3 施工参数及邻井产量对比

4 结 论

(1) 针对致密储层岩心进行润湿反转的实验，结果表明，岩心经过2% KCl模拟地层水浸泡后未引起润湿反转(接触角由113.7 °变为108.9 °)，阴离子表面活性剂浸泡后发生润湿反转(接触角由109.6 °变为22.6 °)。未润湿反转条件下，基质渗吸采收率仅为4.9%，润湿反转后，渗吸采收率提高了17.4个百分点。

(2) 将相渗曲线和毛管压力曲线表示为指数形式，内插法获得每个网格润湿反转前后的曲线特征，采用数值模型计算了润湿反转前后的采出程度，结果与实验数据吻合。

(3) 随着裂缝发育程度提高，润湿反转后渗吸采收率迅速升高，因此，建议在体积改造形成复杂缝网的同时，在压裂液中添加表面活性剂，同时增加闷井时间，降低界面张力，改变润湿性，提高压裂后产量。

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编辑 朱雅楠

20160703；改回日期：20160820

“十三五”国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2016ZX05023)

李帅(1987-)，男，2011年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业，现为中国石油勘探开发研究院油气田开发专业在读博士研究生，主要从事储层改造与油藏数值模拟研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.024

TE355

A

1006-6535(2016)06-0107-04