致密砂岩储层清洁压裂液返排液驱油实验研究及应用

陈世栋，惠 芳，韦 文，李凯凯，魏建兵，庞茂源，梁子涵

(1中国石油长庆油田分公司第六采油厂 2中国石油渤海钻探工程有限公司第二钻井工程分公司 3中国石油渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司 4玉门油田分公司老君庙采油厂)

随着石油天然气资源的不断勘探与开发，常规油气资源已经无法满足人们日益增长的需求，因此，针对非常规油气资源(致密油、页岩气等资源)的勘探与开发成为未来研究的热点[1-2]。致密油储层通常具有自然产能低、注水开发压力高以及产量下降较快等特点，必须采用水力压裂等增产措施来提高其产量。清洁压裂液具有低摩阻、低伤害以及施工简单等优点，近年来在致密油储层水力压裂施工中得到了广泛的应用，但同时由于其用量较大，在水力压裂施工后往往会产生大量的清洁压裂液返排液，因此，如何高效合理的处理及利用清洁压裂液返排液，成为各大致密油藏目前急需解决的一项关键问题[3-5]。

清洁压裂液返排液中通常含有大量的表面活性剂物质，具有良好的界面活性，能够有效降低油水界面张力[6-8]。前人研究表明，表明活性剂驱作为一种常用的三次采油手段，已经在各大油田得到了成功应用，并形成了比较成熟的体系[9-11]。而近年来开始有学者对清洁压裂液返排液的驱油效果进行了相关研究，通过研究清洁压裂液返排液的界面性能、润湿反转性能、乳化性能以及吸附性能等关键指标，来评价其作为驱油剂的可行性[12-14]。因此，本文以鄂尔多斯盆地某致密砂岩油藏现场清洁压裂液返排液为研究对象，开展了清洁压裂液返排液驱油实验研究，主要评价了现场清洁压裂液返排液的界面性能、改变岩石表面润湿性能、乳化性能、降压增注性能以及驱油性能，并在此基础上进行了矿场试验，为清洁压裂液返排液的合理利用以及致密砂岩储层提高采收率提供一种新思路。

一、实验部分

1.实验材料和仪器

实验材料：现场清洁压裂液返排液(经过彻底破胶、过滤杂质以及除油处理后，其主要成分为两性离子型粘弹性表面活性剂)；模拟油(使用现场脱气原油与航空煤油按2∶1进行混合，50℃下黏度为2.15 mPa·s，密度为0.78 g/cm3)；模拟地层水(总矿化度为35 140 mg/L，其中钙镁离子含量为2 810 mg/L)；致密砂岩储层天然柱状岩心(岩心长度为6.0 cm，直径为2.5 cm)。

实验仪器：TX-500C型全量程界面张力仪；SL200K型光学法接触角测量仪；岩心抽真空饱和实验装置；高温高压多功能岩心流动仪；VS-55S型高速分散均质机；J-HH-6A型精密数显恒温水浴锅；EX-J型精密电子分析天平；比色管。

2.实验步骤及方法

2.1 界面张力的测定

将现场清洁压裂液返排液使用蒸馏水稀释至不同浓度，然后使用TX-500C型全量程界面张力仪测定不同浓度清洁压裂液返排液与模拟油之间的界面张力值。

2.2 接触角的测定

将储层天然岩心经过洗油、烘干处理后切成一定厚度的薄片，然后将岩心切片放置在不同浓度的清洁压裂液返排液中进行浸泡处理24 h后，再将岩心切片烘干，最后使用SL200K型光学法接触角测量仪测定蒸馏水在岩心切片表面的接触角。

2.3 乳化性能评价

将不同浓度的清洁压裂液返排液与储层原油按体积比为1∶1进行混合，在恒温水浴锅中(80℃)恒温20 min，使用VS-55S型高速分散均质机在转速为3 000 r/min下搅拌20 min形成乳状液，然后将乳状液倒入比色管中，并放置在恒温水浴锅中，观察记录不同时间后乳状液的析水体积，计算析水率。

2.4 降压增注性能评价

将储层天然岩心洗油、烘干后饱和模拟地层水，然后使用高温高压多功能岩心流动仪驱替岩心，驱替流速为0.05 mL/min，实验温度为80℃，驱替流体分别为模拟地层水和不同浓度的清洁压裂液返排液，记录驱替稳定时的压力值。

2.5 驱油性能评价

①将天然岩心洗油、烘干后饱和模拟地层水，并测定初始渗透率；②然后将岩心在0.05 mL/min的驱替流速下注入模拟油，直至岩心出口端不出水为止；③使用模拟地层水驱替至岩心含水率达到98%以上，计算水驱油采收率；④注入0.5 PV不同浓度的清洁压裂液返排液，关闭进出口端的阀门，在80℃下老化反应24 h；⑤继续使用模拟地层水驱替至岩心含水率到98%以上，计算最终采收率。

二、结果与讨论

1.降低界面张力性能

油水界面张力的降低可以使原油与地层岩石之间的粘附功能减小，因此，驱替液界面张力的大小会直接影响到致密砂岩储层的原油采收率。在80℃下使用TX-500C型全量程界面张力仪测定了不同浓度清洁压裂液返排液与模拟油之间的界面张力值随时间的变化情况，实验结果见图1。

图1 不同浓度清洁压裂液返排液对界面张力的影响

由图1结果可以看出，不同浓度清洁压裂液返排液与模拟油之间的界面张力值均随着时间的延长而逐渐降低，而随着清洁压裂液返排液浓度的不断增大，油水界面张力值呈现出“先下降后升高”的趋势。当清洁压裂液返排液的质量浓度为0.10%～0.15%时，油水界面张力值能够降低至10-3mN/m数量级。说明清洁压裂液返排液能够有效降低油水之间的界面张力值，具有良好的界面活性。

2.改变岩石表面润湿性能

地层岩石表面润湿性对原油的采收率有较大的影响，研究表明，水润湿表面有利于驱油效率的提高，而油润湿表面的驱油效率则较差。因此，改变岩石表面的润湿性是提高致密砂岩储层的采收率的一种重要手段。参照实验方法，评价了不同浓度的清洁压裂液返排液对储层岩心表面润湿性的影响，见图2。

图2 不同浓度清洁压裂液返排液对接触角的影响

由图2结果可以看出，储层天然岩心表面的初始接触角为80.2°，亲水性较弱，而使用不同浓度的清洁压裂液返排液进行浸泡处理后，岩心表面接触角出现不同程度的下降现象。当清洁压裂液返排液质量分数为0.10%～0.15%时，接触角最小能够降低至30°左右，表现出较强的亲水性，从而有利于提高驱油效率。这是由于清洁压裂液返排液中的表面活性剂能够通过静电引力以及氢键作用力等方式吸附在岩石表面，表面活性剂分子中的疏水基团朝向固相岩石表面，而亲水基团则朝向水相溶液表面，使溶液的界面自由能下降，从而可以有效降低岩石表面接触角，改变其表面的润湿性。

3.对原油的乳化性能

在地层环境下，表面活性剂能够和原油以及地层水作用形成乳状液，降低原油黏度，使其易于从地层岩石表面剥离，从而提高驱油效率。参照实验实验方法，评价了不同浓度的清洁压裂液返排液对原油的乳化效果，实验结果见图3。

图3 不同浓度清洁压裂液返排液对原油的乳化性能

由图3结果可以看出，随着实验时间的延长，不同浓度清洁压裂液返排液与原油形成的乳状液的析水率均逐渐增大，其中当清洁压裂液返排液的质量分数为0.01%和0.20%时，形成的乳状液析水率较高，30 min析水率可以达到85%以上，乳状液的稳定性较差；而当清洁压裂液返排液的质量分数为0.10%～0.15%时，形成的乳状液30 min析水率均小于30%，乳状液比较稳定。这是由于界面膜强度对乳状液的稳定性起着决定性的影响，当清洁压裂液返排液浓度过低或者过高时，形成的界面膜强度较差，乳状液体系极容易破乳脱水，所以析水率较大。因此，使用清洁压裂液返排液驱油时应选择合适的浓度，以最大限度的发挥乳化驱油作用。

4.降压增注性能

参照实验方法，评价了不同浓度的清洁压裂液返排液的降压增注性能，实验结果见表1。

由表1实验结果可知，随着清洁压裂液返排液质量分数的不断增大，岩心驱替稳定时的压力逐渐下降，当清洁压裂液返排液质量分数为0.10%时，驱替稳定压力从使用模拟地层水驱替时的1.35 MPa降低至0.64 MPa，降压率达到50%以上，继续增大清洁压裂液返排液的浓度，驱替压力继续下降，说明清洁压裂液返排液具有良好的降压增注性能。这是由于清洁压裂液返排液中含有大量的表面活性剂，在注入岩心过程中，表面活性剂吸附在岩石表面，在降低界面张力的同时能够有效降低流体的渗流阻力，使驱替压力下降，达到降压增注的目的。

表1 不同浓度清洁压裂液返排液降压增注效果

5.原油黏度对压裂液返排液渗吸的影响

参照实验方法，评价了不同浓度的清洁压裂液返排液的驱油性能，实验结果见表2和图4。

图4 岩心驱油性能实验曲线(S-3号岩心)

表2 不同浓度清洁压裂液返排液驱油效果

表2实验结果可知，在天然岩心水驱后注入不同浓度的清洁压裂液返排液，均能使采收率得到不同程度的提高，其中当清洁压裂液返排液的质量分数为0.10%～0.15%时，可使岩心水驱后的采收率提高12%以上，起到了良好的驱油效果。

由图4实验结果可知，在前期的水驱阶段，随着驱替PV数的增大，S-3号岩心含水率迅速升高，注入压力和采收率也逐步升高，当注入1.5 PV时，岩心含水率达到98%以上，注入压力稳定在1.46 MPa，水驱采收率为43.05%；注入0.5 PV质量分数为0.10%的清洁压裂液返排液后，岩心含水率出现一定的下降，注入压力明显降低，采收率逐步增大，这是由于清洁压裂液返排液中的表面活性剂进入岩心孔隙后，通过降低油水界面张力、改变润湿性以及乳化原油等作用，能够驱替出水驱阶段未动用的部分原油，从而继续提高原油的采收率，并使注入压力降低；在后续水驱阶段，采收率继续增大，注入压力逐渐稳定，最终采收率达到55.72%，清洁压裂液返排液提高采收率幅度为12.67%，驱油效果显著。

三、现场试验

鄂尔多斯盆地某致密砂岩油藏M区块经过压裂施工措施后一直采用注水开发，前期开发效果基本达到配产要求。随着时间的延长，该区块注水井的压力逐渐升高，开发井的产油量明显下降，并且含水率明显升高，注水开发效果逐渐变差。而与之相邻的S区块经过水力压裂施工措施后，现场返排出大量的清洁压裂液返排液，其中含有大量的表面活性剂，结合室内实验研究，决定使用处理后的现场清洁压裂液返排液对M区块已开发井进行现场驱油试验。M区块内3口井共计注入质量分数为0.10%的清洁压裂液返排液426.5 m3，施工措施后，3口井的注入压力显著下降，注水量提高。3口生产井的平均日产油量由措施前的3.5 m3提高至措施后的7.3 m3，增大了一倍左右，而含水率则由措施前的89.6%下降至措施后的72.9%。说明现场清洁压裂液返排液具有良好的驱油效果，能使致密砂岩储层水驱后的原油采收率得到进一步的提高。

四、结论

(1)现场清洁压裂液返排液具有良好的界面活性、润湿性能、乳化性能以及降压增注效果，当其质量分数为0.10%～0.15%时，能使界面张力降低至10-3mN/m数量级，使岩石表面润湿性向亲水方向转移，使乳状液的析水率小于30%，使岩心注水压力降低率达到50%以上。

(2)现场清洁压裂液返排液具有良好的驱油性能，注入0.5 PV质量分数为0.10%～0.15%的清洁压裂液返排液后，能使天然岩心水驱后的采收率提高12%以上，使最终采收率达到55%以上。

(3)矿场试验结果表明，致密砂岩油藏M区块实施现场清洁压裂液返排液驱油措施后，生产井的日产油量得到显著提高，含水率明显下降，起到了良好的增油效果。为清洁压裂液返排液的合理利用及致密砂岩油藏继续提高采收率提供了借鉴和参考。