基质-裂缝双重介质表面活性剂渗吸提高原油动用特征*

王兴坤，刘逸飞，易 飞，黄 波，吴文俊，陈维余，方彦超，戴彩丽

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

0 前言

致密油藏具有油井单井产量低、产能递减快、稳产困难、注采系统不能完全建立、注采矛盾突出、水驱难度大、见效程度低等特点。渗吸作用是提高致密油原油动用的关键方法之一［1］。渗吸即自发渗吸，是指在没有加压的情况下，水自动吸入岩心并驱出原油的过程。自该现象在20 世纪于美国发现以来，经过几代人的研究表明，渗吸是提高致密油藏原油采出程度的重要机制［2］。Morrow 和Mason对渗析的机制以及相关影响因素进行了总结并对相关模型进行了比较和预测［3］。表面活性剂可以显著提高渗吸效果，其作用机制不一。目前，关于表面活性剂对渗吸的作用机制主要从两方面展开。（1）界面张力。一般情况下，油水界面张力越低，渗吸采收率越高，因此表面活性剂可以通过降低界面张力来提高渗吸作用［4-7］。但表面活性剂对于渗吸不仅只有促进的作用，也存在消极的一面。Cuiec和Morrow 等发现，表面活性剂虽通过降低油水界面张力提高了原油采收率，但当界面张力较低时，渗吸采出速度明显降低［8-11］。Keijzer 等发现，当表面活性剂使油水界面张力降低12倍时，相应的渗吸速度比水的渗吸速度降低50%；在另一组实验中，在油水界面张力降低3000倍的情况下，渗吸速度降低到原来的1/5。原因在于表面活性剂减少或消除了渗吸作用的毛细管力，但降低界面张力对最终采收率没有影响［12］。（2）润湿性的转变。研究发现，渗吸的强弱以及最终采出程度的大小与岩心润湿性有关［13-17］。Austad 等对于不同岩心的研究结果表明，加入表面活性剂后，由于润湿性的转变，渗吸效果明显增强［18-21］。由于润湿性对渗吸也有极大的影响，所以在界面张力较低的情况下，当岩心在表面活性剂的作用下润湿性变为强水湿时，则会出现渗吸速度不降低反而提高的现象。当润湿性的改变对毛细管力的影响占主导时，即润湿性的改变对毛细管力的作用抵消了甚至超过了由于界面张力降低带来的影响，就可能导致在低界面张力下渗吸速度升高［11-12］。由于表面活性剂对渗吸效果有多重影响，表面活性剂的选择取决于具体的实验条件。

目前对于渗吸作用提高原油动用特征的认识尚不清晰，无法起到明确的指导作用。本文针对目标油藏特点，优选了自发渗吸效果优良且洗油能力强的表面活性剂。建立了致密油基质-裂缝双重介质岩心模型，考虑近缝基质及深部基质存在不同的渗流特征，系统研究了近缝基质动态渗吸及深部基质自发渗吸过程中的原油动用特征及规律，为致密油藏表面活性剂高效渗吸提高原油动用提供理论指导。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

新疆吉木萨尔油藏区块原油，实验用油为模拟油，90%的煤油加10%的原油（原油物性差，需与煤油混合）；实验用水为模拟地层水，NaHCO3型，pH值8.9，矿化度为29 776.2 mg/L，离子组成（单位mg/L）：Na+9054、K+522、Mg2+12.2、Ca2+26.1、F-108.3、Cl-5880、HCO3-14 174.2、SO42-271.7；椰油酰胺丙基磺基甜菜碱（ASB）、月桂酰胺丙基甜菜碱（LAB-35）、椰油酰胺丙基磺基甜菜碱（CAB-35）、十四烷基羟磺基甜菜碱（LHSB）、十二烷基磺基甜菜碱（BSSB-12）、十六烷基羟磺基甜菜碱（CHSB）、月桂酰胺羟磺基甜菜碱（THSB）、十四烷基二甲基甜菜碱（BSSB-2-14），山东临沂市绿森化工有限公司；人造胶结砂岩岩心，渗透率为0.52×10-3～0.71×10-3μm2，相关物性参数如表1所示。

表1 岩心物性参数

ULP-613 超低渗岩心气相渗透率自动测定仪、PMI-100 氦孔隙度测量仪，北京宜能石油科技有限公司；BH-3 改进型岩心真空加压饱和实验装置，海安石油科研仪器有限公司；JC2000D2 接触角测量仪，上海中晨数字技术设备有限公司；TX500C旋转滴界面张力仪，美国CNG公司；微流控模型，自制。

1.2 实验方法

1.2.1 自发渗吸

采用Amott渗吸瓶进行自发渗吸实验。（1）切割岩心，烘干，测量渗透率；（2）抽真空饱和模拟油，计算含油饱和度；（3）将岩心放入底部装有适量表面活性剂溶液的渗吸瓶中，装满表面活性剂溶液，开始计时；（4）每隔一段时间记录一次数据，当出油量连续24 h不变时，实验结束。根据排出油的体积计算渗吸采收率，通过采收率随时间的变化计算渗吸采出速度。改变渗吸条件，研究各因素对渗吸规律的影响。

1.2.2 界面张力和岩心接触角的测定

采用旋转滴界面张力法测得动态油水界面张力。实验步骤如下：（1）打开旋转滴超低界面张力仪，设定温度，等待温度稳定；（2）向石英管内注入待测的表面活性剂溶液；（3）用微量注射器在石英管内缓慢推入油样后迅速抽出针头（避免产生气泡）；（4）将石英管放入样品槽内，设定转速为6000 r/min，通过调节仪器水平平衡，在屏幕中找到被拉长的油柱，确保油滴在屏幕中间位置。每隔一定时间，拍照记录油滴形状及大小；（5）当油滴形状不再发生变化时拍照，根据油水密度差、油滴横向和纵向的曲率半径计算油水界面张力。

参照国家标准GB/T 30447—2013《纳米薄膜接触角测量方法》，用接触角测量仪测定岩心表面的接触角，评价岩心润湿性以及表面活性剂的作用。

1.2.3 基质-裂缝模型动态渗吸

基质-裂缝模型动态渗吸实验步骤如下：（1）按图1 连接仪器，置于恒温箱中，将岩心模型（图2）放入岩心夹持器，设定温度80 ℃，加围压，通过改变围压来控制模型中裂缝的宽度（围压设定梯度为0.5 MPa）；（2）打开ISCO 泵，连接装有模拟油的中间容器，以0.5 mL/min 的速度驱替，记录压力p0，通过公式（1）和（2）计算缝宽；（3）逐渐升高围压，重复步骤（2），计算不同围压对应的缝宽；（4）确定缝宽、围压，连接装有表面活性剂溶液的中间容器，以0.1 mL/min 的速度向岩心模型注入表面活性剂溶液；（5）用量筒在出口端收集采出的流体，记录产液量、产油量，分析流体中的原油量变化，当连续一段时间产不出油，该条件下的实验即完成；（6）更改实验条件，进行下一组实验。

图1 基质-裂缝模型动态渗吸实验仪器连接图

图2 岩心模型示意图

式中，R—形状系数；Q—流量，mL/min；L—缝长，mm；w—缝宽，mm；h—缝高，mm；μ—流体的黏度，mPa·s。

1.2.4 微流控模型动态渗吸界面运移特征评价

（1）超声清洗微流控模型（图3，缝宽30 μm），粘合接头与模型，固化24 h，用氮气和去离子水清洗通道后，将模型放入干燥箱干燥；（2）将煤油通过微滤膜过滤，然后以一定的速度注入模型，使模型裂缝通道和基质通道饱和煤油；（3）配制表面活性剂溶液并过滤；（4）通过微量泵向裂缝中注入表面活性剂溶液，当表面活性剂溶液与基质处的煤油接触时，利用高速摄像机以38 m/s的速度记录动态渗吸过程中油水界面的运移行为。

图3 微流控模型示意图

2 结果与讨论

2.1 渗吸用表面活性剂优选及性质表征

2.1.1 表面活性剂自发渗吸

在80 ℃条件下，用不同的表面活性剂配制质量分数为0.1%的溶液，通过渗吸实验研究表面活性剂对渗吸采出程度及采出速度的影响，结果如图4所示。

图4 不同表面活性剂对渗吸采出程度（a）和采出速度（b）的影响

由图4 可以看出，加入BSSB-2-14 对渗吸没有任何促进作用甚至抑制了岩心的自发渗吸过程。其余表面活性剂的渗吸过程规律如下：在渗吸前约1 h，渗吸采收率和采出速度均快速上升，超过1 h后，渗吸采收率仍以较快的速度增加，而采出速度快速下降直至平稳。这是由于在渗吸初始阶段，小孔隙毛细管力较大，在毛细管力作用下渗吸液快速进入岩心，渗吸采出速度上升至最大值；随着时间增加，岩心壁面附近的含水饱和度上升，毛细管力减小，因此采出速度下降至平稳。大约85 h 以后，渗吸采收率趋于平稳，无明显增加。在同一实验条件下，ASB的采收率及采出速度明显高于其他表面活性剂，因此选定ASB进行后续实验。

2.1.2 表面活性剂降低界面张力能力

用模拟水分别配制0.01%～0.5%的ASB 溶液，在80 ℃下油水界面张力随ASB 加量的变化如图5所示。由图5 可见，ASB 溶液与模拟油间的界面张力随ASB 加量的增加先降低后升高。当ASB 加量为0.05%时，界面张力值（0.42 mN/m）最小。优选0.05%的ASB作为后续渗吸实验加量。

图5 油水界面张力随ASB加量的变化

2.1.3 表面活性剂对岩心润湿性的改变能力

将经模拟油饱和的岩心薄片浸泡于0.05%的ASB溶液中，记录不同浸泡时间下岩心接触角的变化情况。岩心初始接触角为81.8°，为弱亲水。浸泡6、12、24 h 后，岩心的接触角依次为68.4°、62.5°、53.1°。随着浸泡时间的延长，岩心水湿性不断增强，说明ASB 表面活性剂可有效增强岩石表面的亲水性，有利于渗吸作用提高致密油基质中的原油动用。

2.2 近缝基质动态渗吸原油动用特征

2.2.1 裂缝迂曲度对原油动用特征的影响

裂缝迂曲度（τ）代表的是流体在裂缝中实际流过的长度与裂缝视长度的比值［22］。配制0.05%的ASB 溶液，将岩心按照不同形式组合，计算相应参数（表2），实验结果如图6所示。动态渗吸的采出程度随裂缝复杂程度的增加而提高。一方面，相较于简单裂缝模型，复杂裂缝模型中基质的比表面积较大，渗吸液在流经相同长度的岩心时，在复杂裂缝模型中实际流经的距离更长，在裂缝参数基本一致的情况下进行渗吸交换的面积越大。另一方面，岩心孔喉的复杂程度随着裂缝的复杂程度上升而降低，因此在更为发育的裂缝中，渗吸液受到的阻力会降低，基质内的油更容易被动用［23］。因此，在低渗、超低渗油藏开发时，为了提高采出程度，可以本着增加裂缝密度的目的进行适当的体积压裂。结合实验结果，裂缝数目越多，储层中的裂缝结构越复杂，渗吸效果越好。

表2 不同组合下的岩心参数

图6 裂缝迂曲度对动态渗吸采出程度的影响

2.2.2 缝内流速对基质孔隙中界面运移特征的影响

表面活性剂在裂缝内的流速是影响动态渗吸油水界面移动的重要因素。在裂缝宽度为30 μm、表面活性剂加量为0.1%的条件下，通过微量泵控制裂缝内流体流速（0～30 mL/h），研究缝内流速对基质孔隙中界面运移速度的影响，结果如图7 所示。裂缝通道内表面活性剂流速越大，基质通道中的油水界面运动速度越大。当裂缝通道中的流速为0 mL/min 时，基质通道中发生自发渗吸，界面运移速度很小，最大值为5 μm/s。随着裂缝通道内流速逐渐增加，压力增大，基质通道中的分压增大，对油水界面移动的促进作用增强。其中，界面移动的启动时间随着缝内流速的增加而迅速缩短。因此，通过优化注入速率可以明显提高渗吸效率。

图7 表面活性剂溶液流速与基质通道中界面运移速度的关系

在上述几种流速下，计算相同距离内的油水界面平均速率。以裂缝通道内流速为横坐标，基质通道内的最大流速为纵坐标作图。由图8 可见，裂缝通道中的流体流速与基质通道中的最高流速存在近乎线性的关系。当裂缝内流速为0 mL/min时，界面运移速度很小，为自发渗吸速率。当大通道内流速逐渐增加，油水界面上增加了由于黏滞力产生的分压，界面运移速度增大。当缝内流速为30 mL/h时，基质通道中的油水界面最高移动速度达到218 μm/s。

图8 裂缝内流速与界面最高运移速度的关系

2.3 深部基质静态渗吸原油动用特征

2.3.1 表面活性剂作用深度的影响

通过不同长度岩心的自发渗吸实验，在80 ℃下研究表面活性剂（0.05%）作用深度对深部基质静态渗吸原油动用的影响，结果如图9 所示。随着岩心长度的增加，渗吸采出程度不断降低。这是由于在一定条件下，岩心的复杂程度随岩心长度的降低而降低，渗吸液的波及体积随着岩心复杂程度的降低而增大；随着岩心长度的增加，渗吸液的波及体积大大降低，大部分原油被圈闭在岩心内部，在表面活性剂改变润湿能力及界面张力一定的前提下，最终渗吸采出程度也将大大降低。因此，表面活性剂作用深度越深，单位体积基质原油动用量越低，渗吸效率越低。

图9 岩心长度对采出程度（a）和采出速度（b）的影响

2.3.2 表面活性剂浓度的影响

通过岩心在不同浓度ASB 表面活性剂溶液中的自发渗吸实验，研究表面活性剂浓度对深部基质静态渗吸原油动用的影响，结果如图10所示。由于表面活性剂的加入，渗吸采出程度和采出速度均明显提高，且均随着表面活性剂浓度的增加而增加。当ASB溶液质量分数由0.05%提高到0.5%时，最终采出程度由11.03%增至13.30%，增幅20.58%。此外，自发渗吸采出程度以及采出速度随时间的变化关系与图9 一致。表面活性剂的采出程度、界面张力随浓度的变化呈现出一定的规律性，故存在一定的对应关系（图11）。当ASB 溶液质量分数大于0.05%时，界面张力和采出程度与浓度呈正相关关系。当表面活性剂浓度高于一定值时，岩石表面保持为强亲水性，此时毛管力的主控参数为界面张力。因此，当表面活性剂浓度较高时，毛管力基本不受润湿性的影响，自发渗吸采出程度与界面张力的变化一致。当表面活性剂质量分数低于0.05%时，随着浓度的增加，岩心表面由中性润湿快速变为强水湿，此时影响毛管力的主要因素是岩心表面的润湿性。因此，当表面活性剂浓度较低时，虽然界面张力随着浓度的增加而降低，但毛管力主要受润湿性的影响而增加，自发渗吸采出程度显著上升，自发渗吸采出程度与界面张力的变化规律相反。

图10 ASB加量对渗吸采出程度（a）和采出速度（b）的影响

图11 不同ASB加量条件下渗吸采出程度和界面张力的关系

3 结论

综合自发渗吸效果及洗油能力，优选0.05%的椰油酰胺丙基磺基甜菜碱（ASB）作为渗吸用剂。ASB可有效增强岩石表面的亲水性，有利于渗吸作用提高致密油基质中的原油动用。

近缝基质的渗吸作用为动态渗吸。该过程的原油动用具有以下特征：原油采出程度与裂缝发育程度呈正相关；缝内流速越大，毛细管中油水界面运移速度越大，即渗吸越快，且油水界面运移速率与缝内流速整体符合二次函数规律。

深部基质的渗吸作用为自发渗吸。该过程的原油动用具有以下特征：自发渗吸采出程度及采出速度随岩心长度的增加而降低，即表面活性剂作用深度越深，单位体积基质原油动用量越低。当表面活性剂浓度较高时，毛管力的主控参数为界面张力，此时自发渗吸采出程度与界面张力的变化规律一致；当表面活性剂浓度较低时，毛管力的主控参数为岩石表面润湿性，此时自发渗吸采出程度与界面张力的变化规律相反。