修井液在储层中润湿性评价

谌鹏飞

中海油田服务股份有限公司油田化学事业部 河北 燕郊 065201

油气资源储存在埋藏数千米的地下岩石的孔隙和裂缝中，储存油气的岩石必须具备一定的孔隙度和渗透性，孔隙度和渗透性直接决定了岩层储存油气的数量和油气的产能。目前发现的主要油气岩石储层有砂岩储层、碳酸盐储层、火山岩储层、结晶岩储层和泥质岩储层，这些岩石储层都有良好的孔隙度和渗透性。在油气圈闭储层中，除油气资源外，也含有地层水，当水和岩石接触，能够将岩石中的油驱赶出来，该岩石具有亲水特征。当油和岩石表面接触，油进入岩石孔隙而将水挤出，则该岩石具有亲油特征。岩石的亲水和亲油特征，决定了油、气、水三相流体在岩石孔隙中的分布，也直接决定着油气田的开采方式和油层采收率。地层岩石的亲水和亲油性可以通过润湿角θ来进行判定。当θ<90o时，岩石可以被水润湿，即岩石表现出亲水性，水更容易在岩石表面流动，可以理解为水平铺在岩石上，形成一层1-100nm的“水膜”[1]；当θ=90o时，油、水润湿岩石的能力相当，即岩石既不亲水也不亲油，表现为中性润湿；当θ>90o时，岩石能够被油润湿，即岩石表现为亲油性，油更容易在岩石表面吸附和流动，这可以理解为油平铺在岩石上，形成一层“油膜”。另外，由Brown和Fatt等人提出的分润湿性，岩石的不同部位，表现为不同的润湿倾向[2]。

地层岩石的润湿性并不是固定不变，它会随着其他物质如表面活性剂的加入导致岩石表面的润湿性发生变化，即润湿角θ改变，发生润湿反转。其作用机理是表面活性剂的分子结构是两亲结构，一端为极性亲水基团，另一端为非极性疏水基团（亲油性）。由于岩石表面是水润湿，而水是强极性分子，根据相似相容原理，极性基团之间相互自发吸附，固液界面张力显著降低，而其非极性疏水基团与极性水分子排斥而离开水，使疏水基团（亲油性）朝上，(见图1)，发生润湿反转，岩石表面呈亲油性。反之亦然，如果岩石表面是油润湿，也会随着表面活性剂的加入导致润湿发生反转，呈水润湿性。一旦发生润湿反转，仍然采取之前的驱油方式，则会导致采收率下降。因此，在西马某井经过近7年的生产后，于2022年3月中旬进行修井作业。重新投产后，甲方怀疑修井液成分中可能含有某种表面活性剂物质，在和地层发生接触后，导致岩石表面的原始亲水润湿性质发生改变，采用注水驱油后，产量开始不稳并有下降趋势。针对作业者的担忧，设计了一系列修井液的润湿角测试实验，并用德国Kruss Gmbh润湿角测定仪进行润湿角测定，判定润湿角θ是否大于90o。

图1 润湿性反转

1 实验方法

1.1 实验方案

在该井使用的修井液中，使用了NaCL加重的封隔液和HEC堵漏液，其中封隔液的设计比重为1.08g/cm3，后由于该井严重漏失，在井控安全范围内，降低封隔液的比重为1.03g/cm3，并在泥浆池中配置HEC堵漏液泵入井下进行堵漏。在有HEC堵漏液堵漏情况下，该井总共漏失封隔液358m3。因此，针对作业者怀疑的储层岩石表面润湿反转的现象，设计了两个针对封隔液和HEC堵漏液润湿角的测定实验。即：定性试验和定量实验。定性实验从观察者肉眼的角度初步筛查润湿性是否发生了反转。而定量实验利用德国Kruss Gmbh润湿角测定仪进行润湿角数据测定，通过附着功W的大小判定是否发生了润湿反转。

1.1.1 定性实验方案-接触角观察

（1）空白实验，a）在88℃下，用人工地层水浸泡和地层物性相似的400MD沙盘24小时；b）在浸泡后的沙盘上分别滴入蒸馏水和原油，观察沙盘表面的液滴形状。

（2）a）在88℃下，用人工地层水浸泡400MD沙盘24小时；b）将浸泡过24小时人工地层水的沙盘放入HEC堵漏液中，在88℃下，再次浸泡24小时；c）取出浸泡后的沙盘，并分别滴入蒸馏水和原油，观察沙盘表面的液滴形状变化。

（3）：a)在88℃下，用人工地层水浸泡400MD沙盘24小时；b）将浸泡过24小时人工地层水的沙盘放入封隔液中，在88℃下，再次浸泡24小时；c）取出浸泡后的沙盘，并分别滴入蒸馏水和原油，观察沙盘表面的液滴形状变化。

1.1.2 定量实验方案-接触角测定

采用取自作业者岩芯库1645.57m的K10.1地层真实岩芯进行接触角测定，测试方法如下：

（1）称量干燥岩芯重量M1；

（2）浸泡在人工地层水中，利用超声波处理岩芯6分钟，直到岩芯起泡消失，称量浸泡后的岩芯质量M2；小心移动该岩芯到接触角测定仪上，进行润湿角θ1测定。测量后，称重；

（3）继续浸泡该岩芯在HEC堵漏液中，超声波处理6分钟，称重M3，取出该岩芯，放在润湿角测定仪上测定θ2。测量后，称重；

（4）称重后，取出岩芯，放在人工地层水中浸泡，超声波处理岩芯6分钟，称重。在50℃条件下，烘干5分钟，并利用惰性气体氮气吹干岩芯，称重M4；

（5）取出岩芯，放在封隔液中浸泡，超声波处理岩芯6分钟，称重M5。将岩芯放在润湿角测定仪下，测量润湿角θ3；测量后，称重；

（6）取下岩芯，放在地层水浸泡，超声波处理6分钟，称重M6。后再50℃烘干5分钟，并用氮气吹干，称重。

1.2 修井液配方

封隔液配方： NaCL盐水+0.5%杀菌剂PFBIO+1.2%除氧剂PF-OSY 1+0.5%防腐剂PF-COR FILM-W+3%润滑剂Radiagreen EME salt。

HEC堵漏液配方：NaCL盐水+1.2%羟乙基纤维素PF-HEC。

人工地层水配方如表1所示。

表1 人工地层水配方

1.3 实验结果分析

经过三组定性实验后，从图2、图3和图4中可以看出，空白实验中，加入蒸馏水后（蓝色示踪剂），润湿角θ为0，沙盘表面完全润湿。滴入原油后，润湿角θ小于90度。当该沙盘浸泡HEC堵漏液和氯化钠封隔液后，通过肉眼观察，水滴和油滴的的润湿角对比空白实验的润湿角改变较小。从而三组定性实验证明，通过模拟修井液浸泡沙盘实验，HEC堵漏液和氯化钠封隔液无法改变固体表面润湿角从小于90度到大于90度，且对润湿角的改变影响有限。

图2 浸泡空白实验

图3 HEC堵漏液浸泡实验

图4 封隔液浸泡实验

同时，对润湿角的定量测定实验，得出相关数据如表2所示。如图4、图5和图6所示，润湿角θ1，θ2和θ3分别是58.90，28.20和28.90，该地层岩芯表面的润湿角经过HEC堵漏液和氯化钠封隔液接触后，润湿角度变小。根据判断润湿程度的附着功W的定义，附着功是指在非湿相流体（如气相）中，将单位面积的湿相从固体界面拉（离）开所做的功。附着功W越大，湿相越不容易从固体表面剥离下来，湿相流体对固体的润湿程度越好。因此，可以用附着功判断岩石润湿程度的好坏。附着功W，可表示为如下公式，其中σgl为气液界面张力，θ为润湿角。因此，随着θ的减小，附着功W越大，湿相流体对固体的润湿性越好[5]。同时，在图6中得知，封隔液液滴拉（离）固体表面的界面张力σgl为8.99mN/m，因此计算得出附着功W=16.86mN/m。

表2 润湿角测定数据

图5 润湿角θ1=58.90

图6 润湿角θ2=28.20

图7 润湿角θ3=28.90

附着功W=σgl·（1+cosθ）

3 结论

经过定性实验，证明无论是修井液中的氯化钠封隔液还是HEC堵漏液均不会导致岩石界面的亲水性发生反转，从而也从侧面证明了封隔液和HEC堵漏液中不含有表面活性剂物质。

经过德国Kruss Gmbh润湿角测定仪对润湿角的测定，直接证明了修井液不会接触岩芯后，不会发生润湿反转，也不存在封隔液和HEC堵漏液含有表面活性剂成分。

该井经过7年生产，修井后，注水作业不久产量不稳，可能原因是原油中含有的表面活性组分（沥青质）长期接触岩石表面[3]，其表面活性组分一般都含有氧，氮或则硫的化合物，亲水极性端吸附在岩石表面，亲油烃端暴露，导致岩石表面的润湿性发生反转。如发生润湿反转，再继续注水采油，则亲水油层的油难以驱替出来，导致产量会降低。如发生润湿反转，可以注入含有表面活性剂的活性水进行驱替。根据极性相吸的原理，活性水中的疏水基团和岩石表面经润湿反转后的疏水基团（烃端）同极吸附，降低界面张力，亲水基团暴露朝上，再次发生润湿反转，使亲水油层的油相更容易被驱走，从而提高采收率[2]。