碳酸盐岩油藏智能水驱规律与机制

2022-02-28柴汝宽刘月田吴玉其顾少华何宇廷

中国石油大学学报(自然科学版) 2022年1期

关键词：润湿性润湿碳酸盐岩

柴汝宽，刘月田，吴玉其，何旋，顾少华，何宇廷

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点试验室，北京102249; 2.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛 266580; 3.中海油研究总院开发研究院,北京 100028)

1 试验材料与过程

1.1 试验材料

1.1.1 长岩心

利用伊拉克Missan油田Mishrif组碳酸盐岩储层岩心进行长岩心驱替试验和润湿性测定试验(图1)。由图1(a)看出，岩心粒间孔发育、形态不规则，分布不均，孔径一般为0.1～0.2 mm、孔隙连通性较差。由图1(b)看出，方解石晶体发育规则晶型，X射线衍射仪(XRD)测得该岩样中方解石质量分数达到98.61%(图1(c))。驱替用长岩心物性参数见表1，可以看出，该岩心物性差，属于特低渗透岩心，孔隙度、渗透率低，束缚水饱和度高。

图1 驱替用岩心特征Fig.1 Characteristics of experimental core

表1 试验用岩心物性参数

1.1.2 原油

试验用油为伊拉克Missan油田Mishrif组储层实际原油，测得相关参数见表2。其中原油黏度、密度分别利用Haake流变仪和Anton Paar密度仪测得。Metrohm自动电位滴定仪用于测定原油酸碱值。将原油按照四组分分离法分离得到饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质的质量分数。

表2 试验用油相关性质

原油具有一定的历史效应，其流变性会因受热历史、剪切历史的差异而呈现不同的特征。为保证试验油样初始状态一致，提高试验的可比性，试验之前将油样进行统一预处理。试验油样先放入烘箱内75 ℃加热6 h，超声震荡12 h混匀再将均匀油样密封于玻璃容器中置于75 ℃的水浴中恒温2 h，随后关闭水浴，油样自然冷却至室温待用。

1.1.3 水溶液

为研究注入水矿化度和关键离子类型及质量浓度对碳酸盐岩油藏智能水驱的影响规律与机制，试验中用到一系列不同离子组成的水溶液(表3)。称量定量化学试剂置于蒸馏水；高速搅拌1 h确保溶质溶解均匀；水溶液通过1 μm的过滤膜过滤，待用。其中FW为伊拉克Missan油田Mishrif组储层地层水；FW-10是指将地层水稀释10倍；FW-50-3Mg2+是指将稀释50倍地层水中的Mg2+质量浓度放大3倍，伴随着Na+和Cl-等无效离子质量浓度的降低。地层水配置过程中溶质的溶解按照Na2SO4、NaHCO3、NaCl、KCl、MgCl2、CaCl2的顺序，降低由于离子间优先反应造成有效离子的消耗。溶液即用即配，尽量避免空气中杂质影响。

表3 智能水驱水溶液的离子组成

1.2 试验过程

1.2.1 长岩心驱替试验

首次驱替：利用索氏提取法对试验用长岩心进行洗油；将试验用长岩心置于恒温箱中70 ℃烘干(首次烘干48 h，而后每烘干8 h后冷却称重，前后3次质量差小于10 mg)，获取洁净岩心，称量干重；将长岩心置于抽滤瓶中抽真空24 h并饱和地层水，称量湿重。根据质量差计算孔隙体积；将饱和地层水后的长岩心置于岩心夹持器中先以0.50 mL/min的速度饱和原油至岩心出口端流量、压力稳定，再提高流速至1.50 mL/min，累积饱和原油10VP(VP为孔隙体积)，计量产出水量，计算束缚水饱和度；岩心在75 ℃条件下老化90 d；制备不同离子组成的水溶液并进行驱替，驱替速度稳定在1.00 mL/min，实时记录产出油量。待岩心出口端压力稳定并且产出液含水率超过98%，更换注入水，进行后续连续驱替。

再次驱替：利用索氏提取法对首次驱替后的长岩心进行洗油，而后进行烘干—饱和地层水—饱和原油—注入水驱替等操作。为了分析油水相互作用对采收率的影响，尽可能避免润湿性的干扰，此次岩心饱和油后不老化而直接进行驱替[42-43]。

1.2.2 水溶液前处理

图2 不同水溶液中总有机碳质量浓度Fig.2 Total organic carbon mass concentration in different brine

1.2.3 润湿角测定试验

将洗油并干燥后的洁净岩心切割成直径为25 mm，厚度为8 mm的薄片，抛光制成试验用岩片；将岩片放入抽滤瓶中抽真空饱和地层水12 h，使地层水充满岩片的孔隙；将饱和地层水后的岩片放入原油中浸泡，置于75 ℃恒温箱中老化30 d，使岩片饱和原油。利用掳泡法测定润湿角(图3)，具体步骤：利用石油醚清洗试验容器，真空干燥，而后将配置好的水溶液置于其中形成水环境；循环水浴将试验容器内水溶液升温至75 ℃，压力稳定在25 MPa；老化的岩片置于试验容器内的载物架上，利用弯针头滴定15 μL原油在岩片的表面，电荷耦合器件(CCD)相机实时拍照记录油滴形态，测定润湿角，连续测量30 h。每组试验进行3次，计算润湿角平均值。

图3 润湿角测定装置示意图Fig.3 Schematic of contact angle measurement apparatus

1.2.4 界面张力测定试验

图4 界面张力测试装置示意图Fig.4 Interface tension measurement apparatus

2 结果分析

2.1 长岩心驱替试验

为了定性对比分析润湿性及油水相互作用改变对智能水驱提高采收率的影响效果，将驱替岩心前处理分为老化和未老化2种情况。其中未老化是指岩心饱和原油后直接开始驱替，尽量减少原油在岩石表面的吸附、降低润湿性对采收率的影响，油水相互作用改变引起采收率的变化。

2.1.1 低矿化度作用效果

图5 不同矿化度水溶液驱替的采收率变化Fig.5 Recovery factor of injection brines with different salinities

2.1.2 关键离子作用效果

(1)Mg2+作用规律。图6为最优注入水矿化度下不同Mg2+质量浓度水溶液驱替时采收率变化。由图6可知：老化条件下，Mg2+作为关键离子提高采收率效果明显。FW-50-0Mg2+、FW-50-2Mg2+、FW-50-4Mg2+和FW-50-6Mg2+对应的采收率分别为42.01%、45.28%、47.67%和47.67%。随着Mg2+质量浓度的增加，采收率先增加后稳定不变，FW-50-4Mg2+提高采收率效果最明显，继续增加Mg2+质量浓度对采收率无影响。未老化条件下，Mg2+提高采收率效果与老化条件下相比明显较弱，FW-50-0Mg2+、FW-50-2Mg2+、FW-50-4Mg2+和FW-50-6Mg2+对应的采收率分别为50.75%、51.82%、53.03%和53.03%。分析老化和未老化条件下采收率变化情况可知：①随着Mg2+质量浓度增加，采收率先增加后稳定，存在最优Mg2+质量浓度；②Mg2+提高采收率过程中润湿性和油水相互作用改变共同发挥作用，其中润湿性改变占主要作用。

图6 不同质量浓度Mg2+水溶液驱替的采收率变化Fig.6 Recovery factor of injection brines with different Mg2+ concentrations

(2)Ca2+作用规律。图7为最优注入水矿化度下不同质量浓度Ca2+水溶液驱替时采收率变化。由图7可知：老化条件下，Ca2+作为关键离子提高采收率效果明显。FW-50-0.0Ca2+、FW-50-0.5Ca2+、FW-50-1.0Ca2+和FW-50-1.5Ca2+对应的采收率分别为40.55%、43.08%、45.03%和45.03%。随着Ca2+质量浓度的增加，采收率先增加后稳定不变，FW-50-1.0Ca2+注入水提高采收率效果最明显，继续增加溶液中Ca2+质量浓度对采收率无影响。未老化条件下，Ca2+提高采收率效果相对较弱。FW-50-0.0Ca2+、FW-50-0.5Ca2+、FW-50-1.0Ca2+和FW-50-1.5Ca2+对应采收率分别为50.81%、51.53%、52.48%和52.48%。分析老化和未老化条件下采收率变化情况可知：①随着Ca2+质量浓度增加，采收率先增加后稳定，存在最优Ca2+质量浓度；②Ca2+提高采收率过程中润湿性和油水相互作用改变共同发挥作用，其中润湿性改变占主要作用。

图7 不同质量浓度Ca2+水溶液驱替的采收率变化Fig.7 Recovery factor of injection brines with different Ca2+ mass concentrations

图8 不同质量浓度水溶液驱替的采收率变化Fig.8 Recovery factor of injection brines with different mass concentrations

图9 碳酸盐岩油藏智能水驱不同作用贡献Fig.9 Contribution of different mechanisms in smart water-flooding of carbonate reservoir

2.2 润湿性测定试验

2.2.1 低矿化度作用规律

图10为不同矿化度水溶液中碳酸盐岩岩心表面油滴润湿角随时间的变化。由图10可知,智能水驱中注入水矿化度对碳酸盐岩表面润湿性有较大影响。地层水中油滴在碳酸盐岩岩心表面的润湿角并未发生明显改变，120.47°变化到118.12°，变化幅度微弱。FW-20水溶液中油滴在碳酸盐岩岩心表面的润湿角发生明显改变，120.47°变化到106.25°，变化幅度为14.22°。FW-50水溶液中油滴润湿角从117.45°减小到93.43°，变化量达24.02°。FW-100水溶液中油滴润湿角从118.75°减小到100.24°，变化量为18.51°。对比可知，随着水溶液矿化度降低，碳酸盐岩表面油滴润湿角先减小后增大、变化量先增加后减少，存在最优注入水(FW-50)使得润湿性变化达到最大。

胃癌是消化系统常见的恶性肿瘤,临床首要治疗方法为手术治疗,术后患者均可出现不同程度疼痛表现。临床麻醉方式分为单纯麻醉和全麻联合硬膜外麻醉两种,但传统采用单纯麻醉患者疼痛感仍可明显感觉,而全身联合硬膜外阻滞麻醉可有效降低或消除患者疼痛感觉[1]。本次调查主要针对全麻与全麻联合硬膜外阻滞麻醉在临床中对胃癌根治术的应用效果进行对比分析,现将报告阐述如下:

图10 不同矿化度溶液中碳酸盐岩表面油滴润湿角变化Fig.10 Contact angle of oil droplet on rock surface within different salinities solutions

2.2.2 关键离子作用规律

(1)Mg2+作用规律。图11为不同Mg2+质量浓度的水溶液中油滴在碳酸盐岩岩心表面润湿角变化。由图11可知，Mg2+质量浓度对碳酸盐岩表面润湿性的影响非常明显，Mg2+质量浓度为0倍、2倍、4倍、6倍情况下，最终稳定润湿角分别为100.21°、93.67°、87.88°、89.83°，润湿角变化量为19.90°、23.33°、29.58°、27.63°。对比可知，随着水溶液中Mg2+质量浓度增加，碳酸盐岩表面油滴润湿角先变小后增大，变化量先增加后减小，FW-50-4Mg2+溶液中润湿性变化最大。

图11 不同Mg2+质量浓度溶液中碳酸盐岩表面油滴润湿角Fig.11 Contact angle of oil droplet on rock surface in different Mg2+ mass concentration solutions

(2)Ca2+作用规律。图12为不同Ca2+质量浓度的水溶液中油滴在碳酸盐岩岩心表面润湿角变化。由图12可知，Ca2+质量浓度对碳酸盐岩岩心表面润湿性影响较大，Ca2+质量浓度0倍、0.5倍、1.0倍、1.5倍情况下，最终稳定润湿角分别为117.10°、107.95°、93.35°、101.78°，润湿角变化量依次为2.65°、11.80°、23.37°、18.01°。对比可知，随着水溶液中Ca2+质量浓度的增加，油滴在碳酸盐岩岩心表面润湿角先减小后增加、变化量先增加后减小，在FW-50-1.0Ca2+溶液中润湿性变化最大。

图12 不同Ca2+质量浓度溶液中碳酸盐岩表面油滴润湿角Fig.12 Contact angle of oil droplet on rock surface in different Ca2+ mass concentration solutions

图13 不同质量浓度溶液中碳酸盐岩表面油滴润湿角Fig.13 Contact angle of oil droplet on rock surface in different concentration solutions

2.3 界面张力测定试验

2.3.1 低矿化度作用规律

图14为不同矿化度水溶液-原油界面张力动态变化。由图14可知，注入水矿化度对油水界面张力有重要影响。FW、FW-20、FW-50和FW-100与原油的界面张力分别稳定在22.08、18.96、17.07和17.81 mN/m。分析可知，随着注入水矿化度的降低，油水界面张力先减小后增加，存在最优矿化度水溶液(FW-50)使得油水界面张力最低。

图14 不同矿化度水溶液与原油动态界面张力变化Fig.14 Dynamic interfacial tension between crude oil and solutions with different salinities

2.3.2 关键离子作用规律

(1)Mg2+作用规律。图15为不同Mg2+质量浓度的水溶液与原油间动态界面张力变化。由图15可知，Mg2+作为关键离子对油水界面张力影响非常明显。FW-50-0Mg2+、FW-50-2Mg2+、FW-50-4Mg2+和FW-50-6Mg2+和原油间界面张力分别稳定在17.64、16.37、15.64和16.18 mN/m。随着水溶液中Mg2+质量浓度的增加，油水界面张力先减小后增大，FW-50-5Mg2+与原油界面张力达到最低15.64 mN/m，持续增加Mg2+质量浓度会进一步增大油水界面张力。

图15 不同质量浓度Mg2+水溶液与原油动态界面张力Fig.15 Dynamic interfacial tension between crude oil and solutions with different Mg2+ mass concentrations

(2)Ca2+作用规律。图16为不同Ca2+质量浓度的水溶液与原油间动态界面张力。由图16可知，Ca2+作为关键离子对油水界面张力有重要影响。FW-50-0.0Ca2+、FW-50-0.5Ca2+、FW-50-1.0Ca2+和FW-50-1.5Ca2+与原油界面张力分别稳定在19.94、17.91、17.07和17.28 mN/m。随着水溶液中Ca2+质量浓度增加，油水界面张力先减小后增大，FW-50-1.0Ca2+与原油界面张力达到最低17.07 mN/m，持续增加Ca2+质量浓度进一步增大油水界面张力。

图16 不同质量浓度Ca2+水溶液与原油动态界面张力Fig.16 Dynamic interfacial tension between crude oil and solutions with different Ca2+ mass concentration

图17 不同质量浓度水溶液与原油动态界面张力Fig.17 Dynamic interfacial tension between crude oil and solutions with different mass concentration

3 机制分析

智能水驱能够显著提高碳酸盐岩油藏采收率，体现在润湿性和油水相互作用的改变。研究发现：不同关键离子作用不同，同种离子不同质量浓度作用也不同。基于试验结果，分析碳酸盐岩油藏智能水驱作用机制。

3.1 油水相互作用改变机制

注入水首先与孔隙中的原油接触，水中关键离子调控油水之间相互作用，直接影响油水界面特征，其中Mg2+和Ca2+发挥重要作用。如图18所示，去离子水-原油体系界面处原油极性分子与水分子之间存在氢键相互作用，极性分子松散排布于界面处(图18(a))。关键离子含量较低时，Mg2+和Ca2+与分布于油水界面的原油极性分子发生缔合，油水相互作用增强，盐溶效应明显，促使原油极性分子规则排布，油水之间界面张力下降(图18(b))。关键离子含量较高时，除了与极性分子缔合的部分Mg2+和Ca2+，剩余绝大部分Mg2+和Ca2+位于水溶液体相中。上述Mg2+和Ca2+水化过程与极性分子-Mg2+/Ca2+缔合体系水化层竞争水分子，导致极性分子-Mg2+/Ca2+缔合体系失稳，油水相互作用减弱，盐析效果加剧，油水界面张力上升(图18(c))。