渠慧敏，汪廬山，王鵬飛，王 鵬，羅 楊，韋良霞

（中國石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東 東營 257000）

0 前言

勝利低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)中存在地層能量不足和注水壓力高、注水困難的矛盾。低滲透油藏地層總壓降較大，地層能量呈下降態(tài)勢(shì)；低滲透油藏目前地層壓力比原始地層壓力下降11.2 MPa，地層壓力保持度為65.4%，平均動(dòng)液面下降62 m。但是，注水壓力高，注水困難。目前開井1857 口，欠注井570 口，欠注率30.8%，日欠注1.2×104m3。油壓＞25 MPa 的水井在全部低滲透井中占44.3%，在欠注井中占63.4%，高出19.1%。

低滲透油藏高壓欠注的根本原因是流體流動(dòng)過程中存在各種阻力，如黏滯阻力、邊界層效應(yīng)和毛管阻力等［1-2］。其中，影響?zhàn)枇Φ闹饕蛩赜叙ざ?、流速、滲透率；影響邊界層的主要因素有注水壓力梯度、孔吼半徑、巖石表面潤濕性、表面電性等；影響毛管阻力的主要因素有油水界面張力、巖石表面潤濕性、孔吼半徑。在上述影響因素中，注入流體黏度、流速以及注水壓力梯度一般由開發(fā)方案確定，滲透率、孔吼半徑由油藏物性確定。在開發(fā)方案確定、目標(biāo)油藏現(xiàn)有物性條件下，影響注水阻力的因素還有巖石表面電性、巖石表面潤濕性和油水界面張力。但是巖石表面潤濕性和油水界面張力對(duì)注水阻力的影響規(guī)律目前鮮有報(bào)道。本文研究了巖石表面潤濕性和油水界面張力對(duì)注水滲流阻力的影響規(guī)律，在此基礎(chǔ)上報(bào)道了一種既可以消除邊界層效應(yīng)又可以降低毛管阻力的多功能型減阻降壓增注劑CNG，評(píng)價(jià)了CNG的性能。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

煤油、二甲基硅油、苯和無水乙醇，分析純，國藥試劑。多功能減阻增注劑CNG，陽-非不對(duì)稱型雙子表面活性劑，實(shí)驗(yàn)室自制；巖心為勝利油田某區(qū)塊天熱巖心，滲透率在1×10-3數(shù) 10×10-3μm2之間；原油1來自巖心同區(qū)塊，原油2來自另一采油廠；單相和雙相滲流所用油由煤油和原油1 配制，黏度約為4數(shù) 5 mPa·s；微細(xì)管：內(nèi)徑分別為2.5、5、10 和25 μm，長為20 cm，美國PolyMicro 公司?；旌系V物由500 目的石英砂、蒙脫土、高嶺土、伊利石和綠泥石按照80%、1%蒙脫土、3%伊利石、7%高嶺石和9%綠泥石組成。

DSA100 潤濕角測量儀（德國 Krüss 公司）；QKY-2型氣體孔隙度測量儀（海安石油科研儀器有限公司）；STY-4 型氣體滲透率測量儀（南通華興儀器公司）；HDQT-40型高溫高壓多功能驅(qū)替裝置（海安石油科研儀器有限公司）；NanoBrook 系列的90Plus PALS 型電位測試儀（美國布魯克海文儀器公司）；TX500全自動(dòng)旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀（美國科諾工業(yè)有限公司）。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 邊界層厚度測試

邊界層的存在是固-液界面的固有性質(zhì)，但在壓力作用的驅(qū)動(dòng)下，邊界層的厚度會(huì)隨著壓力梯度的變化而變化。一般定義邊界層厚度δ是在某一壓力梯度下，尚未參與流動(dòng)的邊界流體層厚度，具體計(jì)算方法見文獻(xiàn)［3-4］。由于天然巖心的性質(zhì)不穩(wěn)定、實(shí)驗(yàn)結(jié)果不易重復(fù)，實(shí)驗(yàn)中選擇微細(xì)管來模擬儲(chǔ)層巖心孔喉特征。微細(xì)管表面的初始潤濕角為30.22°，經(jīng)二甲基硅油改性后，直徑 2.5、5、10 和 25 μm 的 4種微細(xì)管表面潤濕角變?yōu)?03.2°、120.93°、139.1°和141.9°。改性及邊界層測試方法如下：首先在常溫下以恒定速度水驅(qū)，記錄注入端壓力曲線，得出微細(xì)管在該流速下注入端的穩(wěn)定壓力；隨后向微細(xì)管中注入不同濃度的二甲基硅油，老化24 h 后，再向微細(xì)管中水驅(qū)，記錄注入端壓力曲線、穩(wěn)定壓力及出口端流體體積隨時(shí)間變化。

1.2.2 單相和兩相滲流實(shí)驗(yàn)

（1）巖心處理

按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5336—2006《巖心常規(guī)分析方法》，鉆取、切割巖心，用苯和乙醇3∶1溶劑的清洗巖心，烘干稱重并測量尺寸。用QKY-2型氣體孔隙度測量儀和STY-4型氣體滲透率測量儀測量儀測巖心的孔隙度和滲透率。結(jié)果見表1。

（2）巖心初始潤濕性測試

用240 目、800 目的砂紙將巖樣打磨至平整光滑，將巖心在真空容器中用二甲基硅油浸泡24 h，取出后先用石油醚浸泡清洗1 min，再用無水乙醇浸泡清洗1 min，最后用標(biāo)準(zhǔn)鹽水浸泡清洗。使用DSA100 潤濕角測量儀在常溫下以標(biāo)準(zhǔn)油作為油相，標(biāo)準(zhǔn)鹽水為水相，測量巖心初始潤濕性和改性后潤濕角，結(jié)果如表1所示。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心的物性數(shù)據(jù)

（3）單相和兩相滲流實(shí)驗(yàn)

①將干燥巖心置入抽真空飽和儀中，抽真空，造殘余油、束縛水；

②單相水滲流壓力-流量曲線測試：驅(qū)替液為標(biāo)準(zhǔn)鹽水，設(shè)定流量分別為 0.005、0.01、0.02、0.04 mL·min-1……。常溫下驅(qū)動(dòng)，記錄出口流量，待流量壓力穩(wěn)定后記錄下穩(wěn)定壓力；

③油水兩相滲流壓力-流量曲線測試：切換流程，采用雙泵分別驅(qū)替煤油與標(biāo)準(zhǔn)鹽水，設(shè)定流量比，油水比例分別設(shè)置1∶1 驅(qū)動(dòng)，記錄壓力數(shù)據(jù)，得到50%含水的油水在常溫下的兩相壓力-流量關(guān)系。

1.2.3 多功能減阻增注劑CNG的性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

（1）Zeta電位測試

將0.1 g 的砂巖加入25 mL 的不同濃度的表面活性劑水溶液（用10000 mg/L的標(biāo)準(zhǔn)鹽水配制），在恒溫振蕩器中振蕩24 h，取上層懸浮液用電位儀測定Zeta電位，實(shí)驗(yàn)條件為常溫，pH值=7。

（2）巖心潤濕性改變實(shí)驗(yàn)

將巖心在真空容器中用不同濃度的CNG 溶液浸泡24 h；然后參考前面的方法使用DSA100 潤濕角測量儀測定巖心潤濕性。

（3）界面張力測試

配制不同濃度的CNG 溶液，在70℃下，以勝利油田原油作為油相，按SY/T 5370—1999中3.3規(guī)定的旋轉(zhuǎn)滴法測定油水界面張力值，連續(xù)測量三次，取平均值。

（4）物模實(shí)驗(yàn)

活性降壓增注實(shí)驗(yàn)：取含油的天然巖心，按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5336—2006《巖心常規(guī)分析方法》，鉆取、切割后直接烘干，在90℃下向巖心通標(biāo)準(zhǔn)鹽水，當(dāng)進(jìn)出口壓力、流量穩(wěn)定一段時(shí)間后，通入質(zhì)量濃度為1000 mg/L的CNG溶液，靜置12 h 后繼續(xù)通標(biāo)準(zhǔn)鹽水，當(dāng)進(jìn)出口壓力、流量穩(wěn)定一段時(shí)間后停止實(shí)驗(yàn)，儀器自動(dòng)采集和處理數(shù)據(jù)。通CNG溶液前后滲透率和驅(qū)替壓差的變化即為通過降低油水界面張力起到的降壓增注作用（活性降壓增注作用）。

成膜降壓減阻實(shí)驗(yàn)：取含油的天然巖心，按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5336—2006 鉆取、切割巖心，用溶劑（苯和乙醇3∶1）的清洗巖心，烘干后在90℃下酸化，完全清潔巖心表面。向巖心通標(biāo)準(zhǔn)鹽水，當(dāng)進(jìn)出口壓力、流量穩(wěn)定一段時(shí)間后，通入質(zhì)量濃度為1000 mg/L 的CNG 溶液，靜置12 h 后繼續(xù)通標(biāo)準(zhǔn)鹽水，當(dāng)進(jìn)出口壓力、流量穩(wěn)定一段時(shí)間后停止實(shí)驗(yàn)，儀器自動(dòng)采集和處理數(shù)據(jù)。通CNG 溶液前后滲透率和驅(qū)替壓差的變化即為CNG 溶液吸附在巖石表面形成表面膜、改變巖石表面電性和潤濕性而起到的成膜減阻作用。

圖1 不同毛細(xì)管半徑下界面張力對(duì)毛管力的影響

2 結(jié)果和討論

2.1 界面張力和巖石表面潤濕性對(duì)注水阻力的影響規(guī)律

2.1.1 界面張力對(duì)注水阻力的影響

依據(jù)毛管力理論計(jì)算公式（1）研究了界面張力對(duì)油藏中殘余油毛管力的影響［1］，設(shè)定潤濕角θ=10°，不同毛細(xì)管半徑r（0.5、1、3 μm）下界面張力σ對(duì)毛管力pc的影響如圖1所示。界面張力和毛管力之間是線性關(guān)系。界面張力從101降低到10-2數(shù)10-3時(shí)降低了3數(shù)4個(gè)數(shù)量級(jí)，此時(shí)毛管力pc和界面張力一樣，也降低3數(shù)4 個(gè)數(shù)量級(jí)。當(dāng)界面張力＜0.01 mN/m時(shí)，孔徑對(duì)毛管力的影響變得不明顯。

2.1.2 潤濕性對(duì)注水阻力的影響

（1）潤濕性對(duì)毛管力的影響

依據(jù)毛管力理論計(jì)算公式（1），固定油水界面張力為29.3 mN/m，研究了不同毛細(xì)管半徑r（0.5、1、3 μm）下微細(xì)管表面潤濕性對(duì)殘余油毛管力的影響，結(jié)果如圖2所示。由圖2可知，隨著油藏巖石表面潤濕性增加，殘余油的毛管力下降，在潤濕角為90°時(shí)發(fā)生方向反轉(zhuǎn)，毛管力由油滴運(yùn)移阻力變?yōu)橛偷吻斑M(jìn)的動(dòng)力。

圖2 潤濕性對(duì)毛管力的影響規(guī)律

（2）潤濕性對(duì)邊界層效應(yīng)的影響

改性前后微細(xì)管表面的邊界層厚度如圖3所示。從圖3可以看出，當(dāng)微細(xì)管的潤濕性由親水性轉(zhuǎn)變?yōu)橛H油性時(shí)，微細(xì)管中邊界層厚度減小，相同半徑的親水微管中的邊界層厚度比疏水微細(xì)管中高10%數(shù)30%。

圖3 潤濕性對(duì)邊界層厚度的影響

綜上所述，提高巖石表面潤濕性，注入水將由潤濕相變?yōu)榉菨櫇裣?，雖然可降低水流邊界層，但會(huì)增加水的毛管阻力；提高巖石表面潤濕性，殘余油由非潤濕相變成潤濕相，雖然降低了毛管阻力，但卻會(huì)增加殘余油的邊界層效應(yīng)。鑒于潤濕性改變對(duì)滲流阻力的影響比較復(fù)雜，所以以下通過天然巖心模擬油藏水驅(qū)滲流確定合適的潤濕性。

2.1.3 注水時(shí)最佳潤濕性的確定

（1）潤濕性對(duì)單純水相滲流的影響

首先利用1#巖心測試三種潤濕性狀態(tài)下水的單相滲流曲線，作圖（圖4）并回歸計(jì)算了單相水的擬啟動(dòng)壓力梯度；同時(shí)利用文獻(xiàn)方法［5］測試了三種潤濕性狀態(tài)下模擬地層水的最小啟動(dòng)壓力梯度。相同壓力梯度下，三種潤濕性狀態(tài)下的流量大小順序?yàn)椋喝跛疂瘢居H水＞親油；而在相同流量下，三種潤濕性狀態(tài)下壓力梯度大?。喝跛疂瘢加H水＜親油；利用回歸法計(jì)算的親水、弱水濕和親油潤濕狀態(tài)下模擬地層水的擬啟動(dòng)壓力梯度分別為0.016、0.013 和0.023 MPa/cm。親水、弱水濕和親油潤濕狀態(tài)下，非穩(wěn)態(tài)法測試的最小啟動(dòng)壓力梯度分別為0.0008、0.0007和0.0011 MPa/cm?？梢钥闯觯瑔蜗嗨疂B流過程中弱水濕時(shí)擬啟動(dòng)壓力和最小啟動(dòng)壓力最小，親水狀態(tài)時(shí)略高，而親油狀態(tài)下最高。

圖4 1#巖心束縛水殘余油下水相滲流曲線

（2）潤濕性對(duì)水驅(qū)過程中兩相滲流的影響

首先利用2#巖心先驅(qū)模擬地層水，再驅(qū)模擬油造束縛水，然后再驅(qū)模擬地層水造殘余油，然后同時(shí)通模擬地層水和模擬油（流量比為1∶1）測試兩相滲流曲線［6］，作圖（圖5）并回歸計(jì)算了擬啟動(dòng)壓力梯度；利用非穩(wěn)態(tài)法測試了模擬地層水的最小啟動(dòng)壓力梯度。相同壓力梯度下，三種潤濕性狀態(tài)下的流量大小順序?yàn)椋喝跛疂瘢居H水＞親油；而在相同流量下，三種潤濕性狀態(tài)下壓力梯度大?。喝跛疂瘢加H水＜親油。利用回歸法計(jì)算了親水、弱水濕和親油潤濕狀態(tài)下模擬地層水的擬啟動(dòng)壓力梯度分別為0.028、0.021和0.065 MPa/cm。親水、弱水濕和親油潤濕狀態(tài)下，非穩(wěn)態(tài)法測試最小啟動(dòng)壓力梯度分別為0.001、0.0008和0.0194 MPa/cm?？梢钥闯觯瑑上酀B流過程中弱水濕偏中性時(shí)擬啟動(dòng)壓力和最小啟動(dòng)壓力均最小，親水狀態(tài)時(shí)略高，而親油狀態(tài)下最高。相同潤濕性情況下，兩相滲流的擬啟動(dòng)壓力梯度和最小啟動(dòng)壓力梯度比單純水相滲流時(shí)的有所增加。

圖5 2#巖心束縛水殘余油下油水兩相滲流曲線

綜上所述，水驅(qū)過程中弱水濕狀態(tài)下注水阻力最小，這一點(diǎn)和分子膜減阻增注理論一致［7-8］。為了降低注水阻力，研究了一種既能消除巖石表面電性、能把巖石表面變?yōu)槿跛疂?，又具有低油水界面張力的多功能減阻增注劑CNG，并對(duì)其性能進(jìn)行了系統(tǒng)評(píng)價(jià)。

2.2 多功能減阻增注劑CNG的性能

2.2.1 CNG溶液濃度對(duì)Zeta電位的影響

圖6 不同表面活性劑對(duì)混合礦物Zeta電位的影響

圖6顯示了不同表面活性劑對(duì)混合礦物zeta電位的影響。從圖6可以看出，隨著CNG溶液濃度增加，混合礦物表面的Zeta電位增加，出現(xiàn)零電位點(diǎn)；隨著甜菜堿（BS-12）、OP-10 溶液濃度增加，混合黏土表面Zeta電位略微增加；隨著十二烷基苯磺酸鈉（SDBS）溶液濃度增加，混合黏土表面zeta 電位降低。CNG 為陽-非型離子表面活性劑，含有正電荷，可以吸附在混合礦物表面，中和混合礦物的負(fù)電荷；而其他3 種表面活性劑分別為兩性、非離子和陰離子表面活性劑，不能中和混合礦物表面的負(fù)電荷。

2.2.2 CNG濃度對(duì)潤濕性的影響

CNG 濃度對(duì)巖心表面潤濕性的影響如圖7所示。隨著CNG溶液濃度的增加，巖石表面潤濕性逐漸由親水性變?yōu)槿跛疂?，?dāng)溶液濃度大于300 mg/L時(shí)趨于穩(wěn)定，CNG改變潤濕性范圍在40°數(shù)60°之間。

圖7 CNG吸附后巖石表面潤濕性隨CNG濃度的變化

2.2.3 CNG濃度對(duì)油水界面張力的影響

不同濃度CNG 溶液與原油間的界面張力見圖8。隨著CNG 濃度的增加，油水界面張力先急劇降低又略有升高，當(dāng)CNG 濃度為1000 mg/L 時(shí)，油水界面張力接近10-3mN/m數(shù)量級(jí)。這個(gè)結(jié)果和降壓增注用表面活性劑的性能一致［9-10］。

圖8 CNG濃度對(duì)油水界面張力的影響（70℃）

2.2.4 CNG降壓減阻增注效果

不洗油的原始巖心擠注CNG減阻增注劑前后，巖心滲透率K和驅(qū)替壓差的變化如圖9所示。從圖9可以看出，注CNG 減阻增注劑前，巖心滲透率為4.64×10-3μm2，驅(qū)替壓差為0.8 MPa；注CNG 減阻增注劑后滲透率為6.89×10-3μm2，驅(qū)替壓差為0.55 MPa；滲透率提高了48.49%，驅(qū)替壓差降低了31.25%。

圖9 不洗油原始巖心注減阻劑前后巖心滲透率的變化

為了證明CNG溶液的成膜減阻作用，對(duì)巖心先洗油、后酸化，完全清除巖心內(nèi)殘余油，并使巖心表面完全清潔、呈現(xiàn)水潤濕狀態(tài)。然后注鹽水、擠注CNG減阻增注劑、再注鹽水。擠注前巖心滲透率是8.26×10-3μm2，注水壓差是0.47 MPa；擠注后滲透率是11.26×10-3μm2，注水壓差是0.34 MPa；巖心平均滲透率提高36.32%，驅(qū)替壓差降低27.66%（見圖10）。這樣處理后，CNG溶液吸附在巖心表面、消除巖石表面電性、改變潤濕性為弱水濕，達(dá)到消除邊界層效應(yīng)，降低注水摩阻的作用。

圖10 酸化后再次注CNG后巖心滲透率和驅(qū)替壓差變化

綜上所述，CNG既能有效降低殘余油毛管阻力起到活性降壓作用，又能降低流體邊界層起到成膜減阻的作用。

3 結(jié)論

導(dǎo)致低滲透油藏高壓注水的可控注水阻力有邊界層效應(yīng)和毛管阻力，影響可控注水阻力的主要因素有巖石表面負(fù)電性、界面張力和巖石表面潤濕性。消除巖石表面負(fù)電性、降低油水界面張力至10-2mN/m以下、改變巖石表面為弱水濕有利于減低注水阻力。

多功能減阻增注劑CNG 吸附在巖石表面負(fù)電荷位點(diǎn)，使巖石表面電荷為零；改變巖石表面潤濕性范圍在40°數(shù)60°之間，使巖石表面達(dá)到弱水濕，降低注水邊界層效應(yīng)。減阻增注劑CNG 還能使油水界面張力降低至10-3mN/m 數(shù)量級(jí)，協(xié)同降低毛管阻力，從而起到減阻增注的作用。

不洗油的原始巖心擠注CNG減阻增注劑后，滲透率提高48.49%，驅(qū)替壓差降低31.25%；沒有殘余油、呈現(xiàn)水潤濕狀態(tài)的巖心擠注CNG 減阻增注劑后，平均滲透率提高36.32%，驅(qū)替壓差降低27.66%。CNG 既能有效降低殘余油毛管阻力起到活性降壓作用，又能降低流體邊界層起到成膜減阻的作用。