萬校鳴, 黃先科, 邱宇星, 陶 冶, 李華斌

(成都理工大學能源學院，油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都 610059)

降壓增注劑(表面活性劑)不僅能降低油水界面張力，大幅度地提高驅(qū)油效率，并且可改善原油在地層的流動能力，在一定程度上解決潤濕性、水鎖效應、賈敏效應對壓力的影響。降低注入壓力，減小高壓注水難度，同時可以增大低滲透油藏中的滲流速度，縮短時間，節(jié)省開采費用[1-2]。Nishiyama等[3]研究了水膜厚度與流體運移關系，發(fā)現(xiàn)孔隙、喉道內(nèi)水膜厚度大小與流體運移有密切聯(lián)系，水膜的存在阻礙流體的運移，且水膜厚度的減小存在分離壓力(即克服垂直與膜表面氣、液、固相互作用力而使液膜變薄的力)，并通過實驗得出含水巖石內(nèi)孔隙越大，水膜厚度就越大。Rosen[4]和Han等[5]指出表面活性劑與油藏原油形成的低界面張力是影響降壓增注的因素,表面活性劑增注技術(shù)的成功應用是通過降低油水兩相界面張力，改善油水滲流特性的機制實現(xiàn)的。盛浩[6]針對遼河油田孔喉細小、滲透率低、滲流阻力大等特征，研究了低滲油藏表面活性劑驅(qū)降壓增注機理及方法,對有效開發(fā)油藏、緩解開發(fā)中存在的問題具有重要的意義。劉京等[7]針對冀東高尚堡油田開展降壓增注劑的性能評價與應用，改善了冀東高尚堡低滲透油藏注水難題。英伊石油公司篩選出用于低溫試驗的聚鏈烷碳酸鹽與烷基酚烷氧基甲醇和C4、C5脂肪族甲醇混合物和用于高溫試驗的烷基芳香族烷環(huán)基硫酸鹽兩種表面活性劑體系。該表面活性劑體系可將油水界面張力從25 mN/m左右降低至 10-3mN/m。進行現(xiàn)場增注試驗顯示注水井注入表面活性劑后注入能力得到明顯改善[8]。前蘇聯(lián)研究應用羥乙基化程度不同的烷基酚非離子表面活性劑處理低滲透儲集層中注水井近井地帶的可能性，現(xiàn)場注水井指示曲線表明，注水井吸水能力提高，注入壓力在注入非離子型表面活性劑后明顯下降。研究表明，在注入表面活性劑后注水井的注水層段厚度得到提高[9-10]。但目前中外表面活性劑降壓增注礦場實例多停留在礦產(chǎn)宏觀階段，對于微觀層面表面活性劑修飾巖石微觀形貌，反轉(zhuǎn)巖石潤濕性機理的研究尚鮮有報道?；诖耍谑覂?nèi)通過降壓增注劑修飾巖石固液界面的實驗，研究注入降壓增注劑前后，親水性巖石在微觀層面潤濕性變化、巖石修飾前后形貌變化及地層滲流規(guī)律。

文33塊沙三上油藏巖性為長石石英粉砂巖，以粒間孔隙、泥質(zhì)膠結(jié)為主，黏土礦物主要為伊利石，占總含量的58.8%，具有水敏、速敏、酸敏等多敏感性?，F(xiàn)場曾采取了相應的酸化解堵措施，但由于文33塊沙三上油藏酸敏礦物含量高，常規(guī)酸化易產(chǎn)生二次沉淀；同時，近井地帶水敏地層中黏土礦物水化膨脹運移以及巖石強親水性致使?jié)B流阻力增大，二者綜合作用導致油藏開發(fā)中存在高壓欠注問題。室內(nèi)優(yōu)選出低濃度(有效濃度0.05%)降壓增注劑XH207B，進行巖心薄片微觀形貌修飾實驗，觀察固液界面潤濕接觸角變化規(guī)律，當巖心中注入降壓增注劑XH207B，觀察固液界面潤濕性反轉(zhuǎn)前后巖心相對滲透率變化規(guī)律，最終總結(jié)降壓增注劑修飾固液界面后的親水儲層(近井地帶)滲流規(guī)律，為現(xiàn)場施工提供指導，以達到降壓增注目的。

1 實驗材料和儀器

1.1 實驗材料

降壓增注劑XH207B，有效物含量35%，成都華陽興華化工廠；實驗用水為模擬地層水，礦化度為160 g/L，主要離子濃度分別為Ca2+7.2 g/L、Na+55.2 g/L、Cl-91.3 g/L；氣體為空氣，成都天源氣體制造有限公司生產(chǎn)；巖心為研究區(qū)塊的文140井和文33-105井巖心。

1.2 實驗儀器

巖石微觀形貌測試實驗嚴格按照《油氣儲層砂巖樣品掃描電子顯微鏡分析方法》(SY/T 18295—2001)進行，測試儀器為場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡(美國康塔公司，圖1)；油水兩相滲流測試實驗嚴格按照《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》(SY/T 5345—2007)中的穩(wěn)態(tài)法進行，油水兩相滲流驅(qū)替裝置：平流泵、手搖泵、壓力表、中間容器、六通閥、管線等(江蘇海安石油科研儀器有限公司)。

圖1 場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡

2 實驗方法

2.1 降壓增注劑溶液注入前后巖心潤濕接觸角測定

降壓增注劑溶液注入前后巖心潤濕接觸角測定步驟如下：①將現(xiàn)場鉆取的標準巖樣進行洗油處理，得到不含油的巖樣；②對不含油巖樣進行切割，得到厚1 cm、直徑2.5 cm的巖心片，并對巖心片表面進行打磨處理；③用地層水分別配制濃度為0.01%、0.05%、0.1%、0.2%的表面活性劑實驗液體，進行密封處理；④分別注入地層水/不同濃度降壓增注劑溶液，觀察巖石/溶液潤濕接觸角變化規(guī)律，得到實驗結(jié)果。

2.2 降壓增注劑溶液注入前后巖石微觀形貌特征

降壓增注劑溶液注入前后巖石微觀形貌特征研究步驟如下：①準備工作：巖心樣品洗油、巖心上樁(用乳膠或?qū)щ娔z將樣品黏在樣品樁上)、巖心干燥、巖心除塵、巖心鑲膜(在真空鑲膜機中鑲碳或濺射儀中鍍金)；②掃描電子顯微鏡開機，分析樣品；③觀察降壓增注劑處理前后巖心微觀形貌，吸附情況并拍攝照片。

2.3 降壓增注劑溶液注入前后巖石油水兩相滲流規(guī)律

降壓增注劑溶液注入前后巖石油水兩相滲流規(guī)律研究步驟如下：①用油驅(qū)水法建立巖心束縛水飽和度，模擬近井親水儲層；②將巖樣裝入巖心夾持器中，用實驗油驅(qū)替達10倍孔隙體積后，測定油相有效滲透率；③將油、水按設定的比例(1∶10、2∶9、3∶8、4∶7、5∶6、6∶5、7∶4、8∶3、9∶2、10∶1)注入巖樣，待流動穩(wěn)定時，記錄巖樣進口、出口壓力和油、水流量，稱量巖樣質(zhì)量(用稱重法時)或計量油水分離器中的油、水量變化(用物質(zhì)平衡法時)。改變油水注入比例，重復上述實驗的測量步驟直至最后一個油水注入比結(jié)束實驗；④用稱重法求含水飽和度，計算模型如式(1)所示；⑤將油、降壓增注劑溶液重復步驟③、步驟④，最終得出油水兩相相對滲透率曲線。

(1)

式(1)中：Sw為巖樣含水飽和度，%；mi為第i點含油水巖樣的質(zhì)量，g；m0為干巖樣質(zhì)量，g；ρw為模擬地層水密度，g/cm3；ρo為在測定溫度下模擬油密度，g/cm3；Vp為巖樣有效孔隙體積，cm3。

3 結(jié)果與討論

為優(yōu)選降壓增注劑XH207B有效濃度，進行降壓增注劑處理前后巖心潤濕角測定實驗，實驗結(jié)果如表1所示。由表1可知，巖樣初始接觸角為5.7°，表現(xiàn)為強親水特征[圖2(a)]，當XH207B(非離子型)降壓增注劑濃度由0.01%增加至0.20%時，巖石平均平均接觸角由初始接觸角(5.7°)增加至78.6°～90.7°，表明表明降壓增注劑濃度增加對巖石界面潤濕性改變影響較大，主要表現(xiàn)為當降壓增注劑濃度有0.01%增加至0.10%時，巖石接觸角呈逐漸增大的趨勢，如圖2(b)～圖2(e)所示，最大接觸角為90.7°[圖2(c)]，但當降壓增注劑濃度進一步增加至0.20%時，巖石表面接觸角出現(xiàn)下降至趨勢，接觸角僅為78.6°[圖2(e)]，所以降壓增注劑最佳超低濃度為0.05%。

綜合4種不同濃度降壓增注劑對巖石表面潤濕性改變特征可知，降壓增注劑XH207B(非離子型)起到了明顯減弱巖石親水性的目的，并使得巖石達到或接近中間潤濕狀態(tài)(接觸角接近90°)。

表1 不同濃度降壓增注劑XH207B處理前后巖樣接觸角變化特征

圖2 地層水及不同濃度XH207B降壓增注劑對巖石接觸角的影響

圖3 降壓增注劑處理前巖石表面微觀形貌特征

為進一步揭示降壓增注劑XH207B工作機理，室內(nèi)進行降壓增注劑修飾巖石微觀形貌實驗，親水巖心樣本吸附降壓增注劑前掃描電鏡圖像可以觀察到發(fā)育的粒間孔隙及伊/蒙間層礦物，同時還可看到孔隙中充填黏土礦物高嶺石。如圖3所示，降壓增注劑吸附后巖心微觀形貌掃描電鏡分析結(jié)果表明：降壓增注劑XH207B主要吸附在巖石礦物和孔喉壁面，并呈連片狀分布，但吸附層表面呈現(xiàn)微弱的鹽結(jié)晶現(xiàn)象(圖4)。吸附降壓增注劑對比前后表明超低濃度降壓增注劑溶液作用機理主要有兩點：一是以水膜形式附著在孔喉壁面，隔絕注入水與巖石表面，降低黏土礦物膨脹、運移機率；二是以微小水珠形式包裹在油相中，促進了油水乳化作用，增強親水巖石中油水兩相流動能力，減弱了水相賈敏效應。

圖4 XH207B處理后巖石表面微觀形貌特征

室內(nèi)選取文1、文2、文3、文4四塊巖心進行油水兩相驅(qū)替實驗，總結(jié)降壓增注劑界面修飾前后，油水兩相滲流規(guī)律，實驗結(jié)果如圖5所示。由圖5可知，降壓增注劑修飾前巖心束縛水飽和度為21.31%～34.65%，平均為28.59%，隨著含水飽和度逐漸增大，油相滲透率快速降低，水相滲透率逐漸增大，殘余油飽和度為5.12%～25.35%，平均為11.78%；殘余油飽和度條件下，水相相對滲透率分布為0.254～0.347，平均為0.310。降壓增注劑修飾后巖心束縛水飽和度呈現(xiàn)明顯降低趨勢，變化為10.38%～16.53%，平均為13.74%，隨著含水飽和度逐漸增大，油、水兩相滲透率變化趨勢和修飾前相同，但油相相對滲透率明顯變緩慢，水相相對滲透率呈增大趨勢。表面活性劑修飾后殘余油飽和度為3.66%～13.06%，平均為6.51%；殘余油飽和度條件下，水相相對滲透率分布為0.384～0.483，平均為0.423。

Krw為水相滲透率，μm2;Kro為油相滲透率，μm2

降壓增注劑修飾后油、水兩相滲透率均呈現(xiàn)增大趨勢，等滲點呈現(xiàn)右移趨勢，表明降壓增注劑在油水界面產(chǎn)生了乳化作用，減弱了油相賈敏效應，使得油水兩相在孔喉中的流動能力增強。其次，對比表2中殘余油條件下的驅(qū)替壓力可知，降壓增注劑修飾后較修飾前驅(qū)替壓差發(fā)生了一定幅度的下降，下降幅度為1.22%～6.18%，降壓增注劑的修飾作用可以明顯減小束縛水飽和度和殘余油飽和度，增大油、水兩相相對滲透率。最終使注入井親水儲層恢復至初始注水時的狀態(tài)。

表2 降壓增注劑修飾前后殘余油飽和度條件下的驅(qū)替差變化特征

4 結(jié)論

降壓增注劑XH207B濃度為0.05%時即可達到中間潤濕相，明顯改善近井地帶親水巖石的潤濕性，且降壓增注劑在低濃度時降壓增注劑吸附呈點狀單層吸附，可以有效防止黏土礦物遇水膨脹、運移，降低孔隙喉道堵塞幾率。其次，降壓增注劑注相滲透率，雖然壓力和滲透率改變幅度較小，但是注入降壓增注劑后，降壓增注劑的修飾作用可以明顯減小束縛水飽和度和殘余油飽和度，增大油、水兩相相對滲透率。最終使注入井親水儲層恢復至初始注水時的狀態(tài)，以達到親水儲層降壓增注的目的。