表面活性剂复配提高超低渗油藏渗吸采收率*

康万利，赵 晗，邵 硕，张向峰，朱彤宇，杨红斌

（1.非常规油气开发教育部重点实验室（中国石油大学（华东）），山东青岛266580；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

由于经济高效，对低渗超低渗油藏适用性好的特点，水驱渗吸采油方法已经成为当前开采致密油藏的常用手段［1］。渗吸作为一种自发的采油手段，指润湿相自发进入孔隙喉道驱替非润湿相的过程，其主要驱动力是毛细管力。研究表明，只要低渗超低渗油藏进行注水开发，就一定时刻伴随水驱渗吸作用［2］。然而，由于岩石润湿性、毛管力等因素，水驱渗吸过程采收率较低［3-5］。

提高渗吸采收率的方法之一是采用表面活性剂体系取代水进行渗吸采油。针对低渗油藏表面活性剂渗吸采油机理的研究较多，如李爱芬等［6］发现润湿性、油黏度以及界面张力是影响表面活性剂自发渗吸的主要因素，而温度不是影响渗吸的直接因素，它只能通过改变模拟油的黏度间接改变渗吸采收率。李士奎等［7］发现加入表面活性剂后，岩心表面析出油滴变小且时间较水体系提前。王庆国等［8］认为表面活性剂渗吸采油方式能通过改变润湿性和界面张力增加弱亲水致密油藏渗吸采收率及采收速度。Xu 等［9］发现降低界面张力可以有效提高油湿岩心渗吸采收率，且当重力驱和毛管力驱实现协同时采收率达到最大。尽管表面活性剂提高低渗油藏渗吸采收率的研究已经取得一些进展和认识，针对超低渗油藏特定表面活性剂体系复配渗吸采油的相关机理还有待探索。针对超低渗长庆油田岩心，笔者采用阴离子表面活性剂HABS、非离子表面活性剂APG1214 以及二者复配体系开展渗吸实验。通过界面张力、润湿性、乳化的研究及一维岩心实验，探讨了影响渗吸采收率的主要因素，为研究表面活性剂复配提高超低渗油藏渗吸采收率机理奠定基础，同时为超低渗油藏表面活性剂复配渗吸采油提供参考。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

重烷基苯磺酸钠（HABS），有效含量50%，西陇科学有限公司；月桂基葡糖苷（APG1214），分析纯，希恩思公司；甲苯，分析纯，上海国药集团化学试剂有限公司；乙醇，纯度≥99.7%，上海泰坦科技有限公司；长庆油田庆三联长6 井原油，密度0.852 g/cm3，黏度2.25 mPa·s（25℃）；模拟地层水，0.5%KCl溶液；长庆油田天然岩心，直径2.5 cm，水测渗透率0.82×10-3µm2，为超低渗岩心。

TX-500C 旋转液滴超低界面张力测量仪，美国科诺公司；SL200KS接触角 ＆ 界面张力测量仪，上海中晨数字技术设备有限公司；MCR300流变仪，博精仪器股份有限公司；TLAB稳定性分析仪，北京朗迪森科技有限公司；索式抽提器，上海垒固仪器有限公司。

1.2 实验方法

（1）渗吸液制备方法。实验使用的3 种表面活性剂渗吸体系分别是用模拟地层水配制的0.6%HABS 体系、0.6%APG1214 体系及 0.6%的 HABS+APG1214复配体系（HABS、APG1214质量比为3∶7）。

（2）岩心处理方法。采用抽提法清洗岩心。将岩心置入抽提器中，通过抽提器上下部的虹吸管和蒸汽导管实现洗油剂的循环清洗，将岩心中原有流体洗出，直至管内洗油剂变得澄清，清洗剂为甲苯和乙醇的混合液。采用抽真空饱和法饱和原油。将岩心浸没在原油中，放入抽滤瓶内，连接抽滤瓶与真空泵，打开真空泵在室温下饱和，直至没有明显气泡出现。

（3）界面张力的测定。在50℃下，将渗吸液注满测试管，注入一滴原油，使用旋转液滴超低界面张力仪在6000 r/min的转速下测定不同浓度渗吸体系与原油之间的界面张力值。

（4）接触角的测定。将处理完的岩心薄片与岩心支架一起放入观察室中，向观察室内注入渗吸液，用曲针头从岩心底部向岩心注油，通过停滴法测量油在渗吸液中与岩心的油相接触角。

（5）乳化实验方法。将原油与表面活性剂溶液按体积比2∶8混合，上下震荡50次后在50℃下用乳状液稳定性分析仪测定乳状液的稳定性。

（6）自发渗吸实验方法。按Amott瓶法［9］，将饱和油后的岩心和渗吸液一同放入Amott 瓶中，在50℃水浴锅内静置80 h，每隔一段时间读取自发渗吸采出油量。

（7）驱替实验方法。将自发渗吸结束后的岩心放入驱替装置中，按水驱、渗吸液驱再水驱的方式进行驱替，读取各个驱替阶段的注入压力和产液量，计算采收率。

2 结果与讨论

2.1 界面张力筛选渗吸体系

渗吸液体系界面张力随浓度的变化见图1。可以看出，APG1214 体系的界面张力只能达到10-1mN/m数量级，加量为0.4%和0.6%时的界面张力相对较低；而HABS 体系和复配体系的界面张力在加量为0.2%数0.6%时均处于10-2mN/m 数量级。考虑实际应用的表面活性剂浓度，选用质量分数为0.6%的3种体系进行后续实验。

图1 渗吸体系界面张力随浓度的变化曲线

2.2 表面活性剂及KCl体系的渗吸效果

3 种0.6%表面活性剂体系及0.5% KCl 体系渗吸实验结果见图2，其中APG1214 体系渗吸采收率趋于零。在模拟油藏温度下，复配体系的渗吸采收率和渗吸速度远高于HABS 体系和KCl 体系，APG1214体系渗吸采收率近乎于零，而盐水体系渗吸采收率虽随时间有所增加，但整体数值较小，可忽略不计。结合界面张力测定结果可见，由于APG1214 界面张力较大，使得黏滞力等阻力较大，原油无法启动［12］，因而体系几乎不进行自发渗吸采油。0.6%HABS 体系与复配体系的界面张力在一个数量级，但渗吸采收率却相差很大，说明除了界面张力外还有其他因素影响渗吸采收率。

图2 3种不同渗吸体系在50℃下的渗吸采收率

对于超低渗油藏，极小的孔喉尺寸使得毛管力成为驱油过程中不可忽略的影响因素；而黏附功决定了将油与岩心分离所需要的能量，黏附功越大，将油与岩心分离所需的能量越多，这两种因素与界面张力都成正比。综合两种因素分析，低界面张力可以使油滴形状发生改变从而更容易通过孔喉，也可以通过影响黏附功使油滴更容易离开岩心表面，提高洗油效率。然而，低界面张力也会导致水湿岩心毛管力降低，不利于自发渗吸。

一般情况下，渗透率较低、孔隙半径较小的致密岩心中，岩心各个面产生的渗吸现象均为较明显的宏观逆向渗吸［10］。理论分析和实验研究表明，在逆向渗吸过程中，低界面张力对提高渗吸采收率有更好的影响［11］。

2.3 渗吸体系对岩心润湿性的影响

油在不同表面活性剂体系和KCl溶液中与岩心的油相接触角见表1。几种渗吸体系浸泡过的岩心油相接触角均出现不同程度的变小。其中，复配体系使得岩心实现了由强亲水到弱亲油的润湿反转，渗吸后岩心水相接触角为105.65°；HABS 体系使得岩心润湿性发生了由强亲水到弱亲水的转变，渗吸后岩心水相接触角为68.87°。这两种体系的渗吸采收率均较高。APG1214 体系和盐水体系改变润湿性的能力都很小，其渗吸采收率也都很小，基本不能启动原油。这说明岩心润湿性的改变可以直接影响渗吸采收率，渗吸后岩心的润湿性为近中性时，渗吸采收率大幅度提高。这是由于不同直径的孔道中毛管阻力大小不同，使得渗吸液选择性地进入不同大小的孔喉，波及系数较低［13］。而中性岩心的接触角接近90°，使得毛管力变得非常低，渗吸液可以无差别地进入不同大小的孔喉中，提高波及系数；而在孔喉变径处，中性润湿也可以使油滴两端产生的附加阻力趋近于零，使得渗吸液更容易通过孔喉，提高洗油效率。

表1 渗吸体系不同性质对渗吸采收率的影响

2.4 渗吸体系乳化性能

渗吸体系与原油形成的乳液的稳定性随时间的变化见图3。HABS 体系和复配体系能使原油乳化，而APG1214体系不能形成乳状液。由图3可以看出，在相同条件下，复配体系形成的乳状液稳定性动力学指数（TSI 值）始终大于HABS 体系，说明复配体系乳状液更不稳定，可以实现相对快速的破乳。这是由于复配体系形成的乳液中，部分非离子表面活性剂插入离子型表面活性剂组成的乳状液膜内，取代了一部分离子型表面活性剂，使得乳液液滴带电量减小，从而降低了乳液液滴之间的静电斥力，不利于乳状液稳定［14］。

图3 表面活性剂与油形成的乳液稳定性随时间的变化

由于两体系均不是澄清体系，背散射光图谱更准确［15］。背散射光图谱显示，复配体系液面分层速度更快，说明其乳液液滴聚并速度更快。而通过上下震荡的方式两体系与油就可以形成乳状液，说明原油在两体系中容易生成乳液。

APG1214体系和盐水与油都不能形成乳状液，渗吸采收率很低；与HABS体系相比，复配体系与油形成的乳液更容易聚并，而复配体系渗吸采收率远远高于HABS体系。这说明乳状液的性质是影响渗吸采收率的又一因素。表面活性剂与油容易生成乳液且乳液易聚并时，渗吸采收率更高，稳定的乳状液反而不利于渗吸采油。这是由于乳液易生成的性质使得渗吸过程中大油滴可以被乳化成小油滴，有利于油滴的携带，提高洗油效率；同时乳液易聚并的性质有助于油滴在互相碰撞中形成连续油相甚至形成油墙，减小渗流阻力的同时不易产生滞留，提高洗油效率。在过于稳定的乳状液中，较大的油滴会堵塞小孔喉，小油滴也可能会无序拥堵在孔喉处，导致出现贾敏效应，不利于渗吸采油［16］。

为了探究乳状液在岩心内部对采收率的影响，将渗吸处理后的岩心以0.5 mL/min 的注入速度进行水驱-表面活性剂驱-后续水驱实验（50℃），得到的以KCl体系水驱注入压力为零刻线的注入压力随注入量的变化如图4所示，其中KCl 体系稳定注入压力为0.184 MPa。由图4可以看出，在表面活性剂驱阶段，HABS 体系是唯一一组出现注入压力频繁波动上升现象的体系，注入压力在阶段末甚至达到0.77 MPa。这是由于HABS体系处理后的岩心弱亲水，且HABS体系与油形成的乳状液性质较为稳定，导致孔喉处油滴易堆积从而产生贾敏效应，小油滴累积的压力造成了整体压力的升高，而随着孔喉处液滴的运移出现了压力波动。

图4 渗吸处理后岩心注入压力随注入量的变化曲线

复配体系的压力增幅很小，相较水驱只升高了0.1 MPa。这是由于岩心润湿性为中性偏油湿，接近90°的润湿角使得油滴在孔喉处产生的附加阻力很小；而易聚并的乳状液性质有利于小油滴在运移过程中形成油线甚至油墙，降低流动阻力；较低的界面张力使得油滴可以迅速启动和变形，减小贾敏效应，避免了压力的波动。而APG1214体系较高的界面张力不利于油相的启动和变形，使得体系注入压力增幅远高于复配体系。由表2可见，复配体系与HABS体系驱替采收率分别为42.41%和37.73%，比KCl 体系提高了22.26%和17.58%。而APG1214 体系提高驱替采收率能力有限，体系驱替采收率为28.02%，仅比KCl 体系提高了7.87%。结合乳化结果分析，形成了乳状液的HABS 体系和复配体系驱替采收率较其他两种体系高，说明乳化有助于驱替采收率的提高。复配体系驱替采收率高于HABS体系，是由于复配体系处理后的岩心为弱亲油岩心，岩心内壁会附着一层油膜，而驱替过程中重新黏附在岩心表面的油滴会并入油膜中，可以被乳液二次携带，提高洗油效率；同时复配体系与油形成的乳液更容易发生聚并，从而形成连续油相甚至油墙，降低渗流阻力，同时使小油滴不易产生滞留，洗油效率高。

表2 不同体系驱替岩心采收率结果

2.5 复配体系渗吸采收率提高的机理分析

复配体系提高超低渗油藏渗吸采收率幅度最大的原因如下：首先，复配体系的界面张力达到了10-2mN/m，这是原油启动所需的低界面张力。低界面张力有利于油滴变形流动，是自发渗吸采油的重要条件和有利因素。润湿性的改变是复配体系提高渗吸采收率的另一个原因。复配体系可以将岩心润湿性由强亲水转变为偏中性，接近90°的润湿角会大大降低毛管力，减小渗流阻力，有利于油滴的运移；同时低毛管力有利于水相渗吸液无差别进入不同大小的孔喉，减少因绕流而产生的残余油，提高波及系数。复配体系提高采收率的另一个原因是乳化性质。复配体系与油在上下震荡的弱剪切条件下就可以形成乳液，同时乳液液滴聚并迅速，使得油滴在孔喉变径处会因剪切作用迅速乳化成小油滴以通过孔喉，而在平稳的运移中乳液液滴又可以迅速聚并，形成连续的油相，减小渗流阻力的同时减少油滴的滞留，从而提高洗油效率。

3 结论

影响表面活性剂复配体系提高超低渗油藏渗吸采收率提高的因素为：界面张力、润湿性、乳化性。复配体系渗吸采收率最大、HABS 体系次之、KCl 体系最小，APG1214 体系几乎不能进行渗吸采油。自发渗吸采油的发生需要界面张力达到10-2mN/m的数量级。超低渗岩心润湿性由强水湿转变为偏中性润湿时，渗吸采收率会出现大幅度提高。易生成且易聚并的乳状液能提高超低渗油藏渗吸采收率，乳状液过于稳定反而不利于渗吸采油。