吉木萨尔芦草沟组页岩油储层润湿性特征与影响因素分析

2023-10-14徐东升李映艳邓远彭寿昌雷祥辉刘红现刘敦卿

科学技术与工程 2023年28期

徐东升, 李映艳, 邓远, 彭寿昌, 雷祥辉, 刘红现, 刘敦卿*

(1.新疆油田公司勘探开发研究院, 克拉玛依 834000; 2.中国石油大学(北京)克拉玛依校区, 克拉玛依 834000)

吉木萨尔芦草沟组页岩油储量超过10亿t,是中国陆相咸化湖盆地页岩油的典型实例,具有广阔的开发前景[1-2]。芦草沟组页岩储层致密,孔隙普遍处于微纳米尺度,压后产能递减严重,且后续补能难度较大,导致一次采收率普遍低于10%[3-4]。利用致密储层强毛管力诱导自发渗吸,结合压后“闷井”促进基质渗吸驱油是提高页岩油等致密储层采收率的有效方法[5]。吉木萨尔前期开发经验表明,压后“闷井”渗吸驱油效果存在较大的井间差异,需结合储层物性调整渗吸策略以提高渗吸驱油效果。孔隙润湿性是影响渗吸驱油效果的关键因素,明确储层润湿特征对于吉木萨尔渗吸策略制定与压裂液选型设计具有重要意义。储层润湿性的评价方法多样,目前接触角法为常用手段[6]。针对吉木萨尔芦草沟组储层润湿性特征,文献[7-9]借助光学角度法初步进行了评价,但测试温、压条件与储层有较大差距,且对于储层润湿性影响因素及矿场工作液对润湿性影响的分析尚不完善。此外,部分学者认为接触角法只能反映岩心外表面很小区域的润湿特性,不能反映孔隙内部的整体润湿性,Amott法更能体现岩心孔隙整体的润湿特性。为厘清两种测试方法的结果差异及吉木萨尔润湿性的主控因素,结合Amott法与接触角法对吉木萨尔芦草沟组储层岩心开展了润湿性评价,对比结果差异,分析矿物组分与矿场不同工作液对储层润湿性的影响,结合渗吸驱油实验分析润湿性对采收率的影响,并为压裂液选型提供数据参考。

1 实验样品及流程

1.1 实验样品、材料与仪器

岩心为吉木萨尔芦草沟组上、下甜点不同深度的蜡封岩心,液氮钻取后经原油老化30 d。测试用油相为上甜点脱气、脱水原油,水相为复配地层水、矿场压裂液及3种表活剂[AES(脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠,阴离子,质量分数为3‰)、EDTA(乙二胺四乙酸,阳离子,质量分数为3‰)、AEO-9(脂肪醇聚氧乙烯醚,非离子,质量分数为3‰)]添加后的压裂液。Amott法用岩心驱替装置与自发渗吸瓶在70 ℃下完成,接触角法用DSA25S光学接触角仪在常温常压下完成。岩样矿物组分通过RoqSCAN测定。渗吸驱油实验采用SPEC核磁共振设备完成。

1.2 实验步骤与流程

1.2.1 Amott法

Amott法的理论基础为润湿相在毛管力作用下自发渗吸排驱非润湿相,自发与受压状态下油水渗吸排驱液量的比值可体现孔隙对某一相流体的润湿性,体现的是岩心孔隙的平均润湿性。具体测试流程为:①岩心油驱后自吸水排油,记录排油量Vo1(单位:mL);之后水驱排油,记录水驱排油量Vo2(单位:mL);②自吸油排水,记录吸油排水量Vw1(单位:mL);若Vw1值为0,则不进行后续油驱;否则进行二次油驱,油驱排水量记为Vw2(单位:mL)。Amott润湿指数I通过式(1)～式(3)计算。

(1)

(2)

I=Ww-Wo

(3)

式中:Ww为水润湿指数,无因次;Wo为油润湿指数,无因次;当0.1≤I≤-0.1时,岩心中性润湿,当I≤-0.1时,岩心亲油,指数越小亲油性越强;当I≥0.1,岩心亲水,指数越大亲水性越强。

1.2.2 接触角法

接触角法体现岩心某一具体位置的润湿特性,易受样品表面组分特性影响。接触角法测试样品为厚度0.5 cm的岩心薄片,表面抛光后经原油老化30 d,之后在地层水中测量油滴与岩心表面接触角。各样品测量5次取平均值为最终结果。压裂液环境下的接触角测量步骤与地层水相同。压裂液采用模拟地层水加入0.1%的瓜胶配置,80℃下破胶后取清液使用,后续添加AES、EDTA、AEO-9表活剂后,持续监测岩心表面接触角随时间的变化。

1.2.3 渗吸驱油

渗吸驱油实验在两块中性润湿和两块亲油岩心上完成。先将岩心饱J10025井原油,之后在70 ℃下自发渗吸重水及添加表活剂AEO-9后的重水压裂液,每隔一段时间测量岩心的核磁T2信号。通过T2信号总量变化计算渗吸驱油的采收率变化。

2 岩心润湿性结果与分析

2.1 Amott法润湿性

Amott法测量了6口井共计15块岩心样品,各阶段排液量、润湿指数与润湿性结果如表1所示。可以看出,吉木萨尔地地区储层中性润湿占据约80%,对应岩性包括泥质、云质砂岩,砂质砾岩等,润湿性与岩性之间关联性并不显著,可能与吉木萨尔的原油组分有关。吉木萨尔原油胶质沥青质占比超过50%,老化后易沉积吸附在孔隙表面,降低石英、长石等矿物的亲水性,使孔隙普遍呈现中性、甚至亲油的特征,导致吉木萨尔地区芦草沟组储层亲水占比不足20%。亲水性不足会显著降低储层渗吸驱油的动力,此外较多胶质沥青质也会增加油孔隙油相的渗吸动用难度,两者均不利于渗吸驱油的高效应用。

表1 Amott法润湿性测试结果Table 1 Result of the Amott wettability tests

2.2 接触角法润湿性

接触角法测量了4口井共计13块岩心的润湿性,具体结果如图1所示。接触角测试结果与Amott法接近,总体亲油岩心占比更多,但整体亲油程度不高,更多呈现出中性偏油湿的特征。Amott法中流体主要与岩心孔隙表面接触,润湿特性受岩心饱油及老化程度影响,可能存在部分孔隙未被原油充填或老化程度不高的情况。而接触角法中流体直接与岩心外表面接触,岩心外表面具有更好的老化效果,因此接触角法更能体现原油环境下不同矿物组分对润湿性的影响。此外,Amott法测试流程复杂,测试周期长,测试条件、环境易引入更多误差因素。就测试结果而言,如果岩心老化程度良好,接触角法能够较为准确地反映储层整体的润湿特性。

图1 接触角法润湿性测量结果Fig.1 Result of the contact angle wettability tests

2.3 润湿性影响因素分析

2.3.1 矿物组分影响

RoqScan技术可在微米尺度准确识别岩心表面矿物类型、含量与位置分布。接触角测试的12块样品表面的矿物组分种类与含量结果如图2所示。

图2 不同润湿性岩心的表面矿物组分 Fig.2 Mineral contents of samples with different wettability

如图2(a)所示,亲水样品石英含量较高,平均含量超过70%,而云石类矿物平均含量则低于20%;此外,黏土总量含量低,小于4.0%。如图2(b)所示,中性润湿样品表面石英含量有所降低,含量在28.4%～72.2%,平均含量约为48%;而长石含量平均约为12%,云质矿物平均含量则超过30%;此外,黄铁矿含量不足1%,黏土总量平均占比约8.6%。如图2(c)所示,亲油样品表面石英含量普遍低于亲水与中性润湿样品,均值小于40%,而长石含量约为11%,云质矿物含量较高,均值超过35%;同时黄铁矿含量也相对最高,约为3.0%。黏土含量约为8.4%,与中性润湿样品较为接近。

为进一步分析矿物组分与润湿性关系,绘制图3所示的矿物含量与接触角之间的关系图。

图3 岩心各类矿物含量与接触角交会关系图Fig.3 The cross plot of mineral contents and contact angle

从图3可以看出,石英含量与接触角具有负相关关系,岩心表面接触角随着石英含量的增加逐渐从120°减小到约70°。石英、绿泥石及伊利石总量与接触角也具有负相关关系,这与石英、绿泥石和伊利石的化学组分与晶体结构有关。石英由Si-O四面体相互连接构成,共价电子偏向硅原子,表面存在硅氧烷官能团(Si-O-Si),与水作用后产生表面羟基化,而羟基是一种亲水基团,因此能增强石英表面的亲水性[10]。而伊利石为2∶1型结构硅酸盐,由两片(Si,Al)-O四面体片中间夹一片Al(Mg, Fe)-(O,OH)八面体组成,相邻两个结构单位之间夹有层间阳离子,可补偿Si4+被Al3+置换后的正电荷亏损,离子交换后晶体会吸引负电荷,使其富含水,因而也具有一定的亲水性[11]。绿泥石则为1∶1 型结构硅酸盐,层间存在Mg-(O,OH)八面体层,具有一定的阳离子交换特性,可以吸附负电荷,因而也具有一定的亲水性[12]。因此,石英、泥石与伊利石含量更高的岩心具备更强的亲水性。

在亲油的岩心样品中白云石、铁白云石的含量相对较高。白云石、铁白云石和黄铁矿均属于离子化合物,具有较强的极性,其中铁白云石和黄铁矿中的铁离子对极性物质具有很强亲和性[13],因此白云石、铁白云石和黄铁矿具备更好的亲油性。如图3(b)所示,白云石+铁白云石含量与岩心表面接触角具有正相关性,虽然岩心黄铁矿含量较低,但也与接触角具有正相关性[图3(c)]。在黏土矿物中,高岭石由Si-O四面体片及Al-(O,OH)八面体片按1∶1组成层状结构。这种片状结构的OH层具有很强的极性,片与片之间的氢键作用力很强,离子交换能力弱,水分子不易进入,但能吸附原油中的部分活性物质,因此具有一定的亲油性[14]。而伊蒙混层是伊利石和蒙脱石之间的过渡矿物,伊蒙混层比表面较大,能吸附部分原油中的极性物质,因而具有一定的亲油特性[15]。因此,伊蒙混层与高岭石含量与接触角表现为弱正相关性,如图3(d)、图3(e)所示。以上亲油特性导致白云石、铁白云石、黄铁矿、伊蒙混层和高岭石含量越高,岩心表面的亲油性越强。

方解石和长石是由不同基团电子完全得失形成的离子键键合而形成晶体,具有很强的极性,但是方解石和长石属于不等轴晶系,不同结晶方位的接触角差别较大。如长石晶体601面的接触角为59.0°,而010面的接触角则为129.0°,方解石晶体也有此类特性,其1011晶面的接触角为77.2°,而完全解理面的接触角则为141.0°[16]。这种差异导致方解石、长石含量与接触角没有显著相关性,具体如图3(f)所示。

2.3.2 原油组分影响

除了矿物组分外,原油组分也是润湿性的重要影响因素,尤其是胶质、沥青质等具有一定极性的组分[17],对润湿性有显著影响。此外,矿场使用的工作液组分也各有差异,可能含有不同类型的表活剂组分,因此不同工作液下岩心的润湿性存在一定差异,且润湿性可能随工作液的接触时间发生变化。地层水环境下岩心与吉木萨尔两组原油与26号白油的接触角如表2所示。

表2 不同原油组分下吉木萨尔岩心的接触角Table 2 Contact angle of different oil on Jimusar core samples

从表2可以看出,地层水条件下岩心对胶质沥青质含量更高的原油具有更强的亲和性。而对饱和烃为主的白油的亲水性则相对较弱,呈现出弱中性润湿的特性。就矿物含量而言,根据2.3.1节分析可知,吉木萨尔储层亲水性矿物占比较高,理论上具有一定的亲水性,但在老化作用下原油内部的胶质沥青质等极性组分的吸附作用弱化了矿物类型与含量的影响,对储层的润湿性起到主导作用,因此总体呈现出中性偏油湿的特性。

2.3.3 工作液影响

不同工作液环境下岩心接触角随时间的变化结果如图4所示。

图4 不同工作液环境下岩心表面的接触角变化Fig.4 Contact angle variation of different work fluids on Jimusar samples

从图4可以看出,滑溜水破胶液与地层水环境下吉木萨尔岩心中性偏油湿。添加AES、EDTA、AEO-9 3种表活剂后岩心亲水性有一定增强,但不同类型表活剂对吉木萨尔储层岩心润湿性的改善程度有所差异。其中AES能将接触角从130°降低到约82°,而EDTA添加后岩心表面接触角先降低到63°,之后逐步反弹到89°,这可能与岩心或原油电性有关。AEO-9则先降到约61°后反弹至约63°。对采用的3种表活剂而言,非离子类表活剂AEO-9对吉木萨尔储层具有稳定的改善润湿性的效果。

2.4 渗吸驱油效果评价

中性与亲油岩心在纯压裂液与质量分数为3‰ AEO-9添加的压裂液渗吸驱油过程中的采收率变化如图5所示。

图5 中性与亲油岩心在重水压裂液与AEO-9压裂液下的渗吸采收率Fig.5 Imbibition recovery rate of intermediate and oil wet samples under deuteroxide and AEO-9 fracturing fluids

从图5可以看出,中性润湿岩心在重水和表活剂压裂液中的渗吸驱油效率均能超过30%,其中重水压裂液的渗吸采收率为33.6%,而表活剂压裂液为40.6%。而亲油岩心在重水压裂液中的渗吸采收率仅为9.9%,添加质量分数为3‰的AEO-9后渗吸采收率提高到28.9%。渗吸驱油结果表明,AEO-9对于提高吉木萨尔中性及亲油储层的渗吸驱油效率均有显著效果,且在亲油层段提采效果更优。现有研究表明在储层亲水的条件下,保持一定的界面张力有利于提要渗吸驱油效果[18]。因此,对于吉木萨尔储层普遍中性偏油湿的现状,调节压裂液添加组分,进一步提高储层亲水性,结合适当油水界面张力,将能更有效地发挥渗吸驱油作用,提高储层的综合采收率。