付 紅，李華斌，2，殷慶國，郭程飛

（1.成都理工大學能源學院，四川成都 610059；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室（成都理工大學），四川成都 610059；3.中國石油吐哈油田公司工程技術研究院，新疆鄯善 838200；4.中國石化中原油田普光分公司采氣廠，四川達州 636155）

世界上一半以上的原油可采儲量存在于碳酸鹽巖儲層中，注水開發(fā)是油藏開發(fā)中最常見的一種開發(fā)方式。注水開發(fā)提高采收率的機理主要是提高注入水的洗油效率和波及系數(shù)，但常規(guī)注水并不能提高注入水的洗油效率，油田大多使用污水回注，只考慮了注入水的物理作用而忽略其化學作用。

Seethepalli 等［1］使用不同的陰離子表面活性劑進行巖心吸附實驗，發(fā)現(xiàn)原油采收率能達到50%以上，潤濕性反轉被認為是重要原因。Xie等［2］發(fā)現(xiàn)停止注入鹽水溶液后，注入的表面活性劑溶液能提升原油采收率5%～10%OOIP，認為表面活性劑增加了巖心的水潤濕性。盡管已有研究表明表面活性劑能降低油水界面張力、乳化原油進而形成油墻，聚合物驅以及三元復合驅能提高原油采收率［3］，但由于價格昂貴，大規(guī)模在油藏的應用受到限制。而水驅是一種廉價的二次采油工藝，已有研究表明水驅性能取決于注入水的組成。Webb 等［4］在儲層條件下用模擬無鹽水和含鹽水對北海碳酸鹽巖巖心樣品進行對比實驗，發(fā)現(xiàn)改變碳酸鹽巖潤濕性是造成含油飽和度改變的原因。大量實驗工作圍繞著表面活性劑溶液和模擬鹽水對提高原油采收率的作用機理，提出是提高原油采收率的決定因素，但需要與Ca2+和Mg2+共同作用，因為單獨的并不能自發(fā)吸附在巖石上［5—10］。

盡管前人進行了大量的實驗工作，但仍有許多問題尚不清楚。在上述研究中都將巖心在原油中老化使巖心油潤濕，對于潤濕性改變作為硫酸鹽水驅改善原油采收率這一主要機制是通過排除其他原因（界面張力的顯著降低和流變性）得到的。為了驗證潤濕性改變不是硫酸鹽水驅提高原油采收率的唯一因素，本文實驗設計在巖心潤濕性不改變的基礎上（實驗過程中巖心潤濕性一直為水濕）進行水驅，探究硫酸鹽濃度對水驅提高采收率的影響，研究了溫度、注入速率和原油類型對硫酸鹽水驅效果的影響。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

甲苯（純度99.9%）、丙酮，分析純，成都科龍化工試劑廠；實驗用油為吐哈油田溫西、玉果和玉東3個區(qū)塊的脫水原油，在室溫下的密度分別為0.835、0.836、0.832 g/cm3，黏度分別為13.2、8.84、10.56 mPa·s，瀝青質(zhì)含量分別為3.43%、0.30%、1.1%（數(shù)據(jù)由吐哈油田公司工程技術研究院提供）；實驗用鹽水由蒸餾水與各種無機鹽混合而成，鹽水組成如表1 所示，其中NaCl、KCl、CaCl2、MgCl2、Na2SO4、NaHCO3均為分析純，國藥集團化學試劑有限公司；巖心均取自現(xiàn)場天然露頭巖心（鉆取打磨加工而得），且都為碳酸鹽巖巖心，巖心參數(shù)如表2所示。

表1 不同鹽水的離子組成

表2 巖心參數(shù)

電熱恒溫箱，上海市凱測實驗設備有限公司；常規(guī)物理模擬驅替實驗裝置，包括中間容器、平流泵、手搖泵、巖心夾持器等，江蘇海安石油科研儀器有限公司。

1.2 實驗方法

（1）將1—13 號巖心用甲苯、丙酮和蒸餾水清洗。通過改進Romero-Zerón等［11］提出的方法，獲得水濕巖心的步驟如下：甲苯清洗，真空干燥；丙酮清洗除去殘余液體；蒸餾水洗除去丙酮后干燥；最后在100℃烘箱中放置2 h。（2）將14號巖心進行切片、打磨制得3 塊巖心薄片。首先將巖心薄片用甲苯、丙酮和蒸餾水進行清洗以獲得水濕巖心薄片。第1塊巖心薄片抽真空飽和SW0S 鹽水2～4 h，直至無氣泡離開薄片，在80℃下將薄片浸泡在SW0S 鹽水中老化3 d，測量接觸角；第2塊及第3塊巖心薄片分別以同樣的方式（飽和鹽水類型不同，第2 塊飽和SW 鹽水，第3 塊飽和SW3S 鹽水）測量接觸角。（3）使用真空泵將1—13 號巖心用不含硫酸鹽的鹽水（SW0S）飽和，測量巖心濕重，通過鹽水密度計算巖心的孔隙度和孔隙體積。之后依次將巖心放入巖心夾持器中，繼續(xù)用SW0S鹽水驅替，計算巖心的滲透率。（4）在高溫下將未老化的初始飽和巖心放入巖心夾持器中，加圍壓3 MPa。待巖心飽和不同原油后，在不同溫度、注入速率和驅替鹽水的條件下進行驅油實驗。在所有水驅實驗中，鹽水中的鈣離子和鎂離子濃度保持恒定，以避免其變化對實驗產(chǎn)生影響。在巖心水驅實驗中，40℃下不加回壓，在90、110、130℃下加1.5 MPa回壓以避免巖心中的液體蒸發(fā)。水驅過程中，當巖心出口端含水率達到98%時，停止驅替或轉另一種流體驅替直至含水率再次上升至98%，不同水驅方案如表3所示。

2 結果與討論

2.1 巖心潤濕性

3 塊水濕巖心薄片分別飽和SW0S、SW 和SW3S 鹽水后的潤濕接觸角分別為76.12°、72.46°、66.18°，巖心薄片均為水濕巖心。隨著飽和鹽水硫酸鹽濃度的提高，巖心薄片接觸角逐漸降低，但降幅較小。由于每組實驗耗時均不長，巖心中的原油不足以讓巖心老化并將巖心潤濕性改變?yōu)橛蜐瘢虼藥r心潤濕性一直為水濕。

表3 巖心驅替方案

2.2 溫度對硫酸鹽水驅的影響

第1 組實驗在40℃的條件下進行，兩個巖心均飽和溫西原油。1 號巖心以5 PV/d 的速率注入SW0S 鹽水直至巖心出口端含水率達到98%，然后以相同流速注入SW 鹽水水驅。如圖1 所示，實驗溫度為40℃時，注入SW0S 后的巖心水驅采收率為63.15%，隨后用SW 鹽水水驅時巖心采收率（64.02%）無明顯增加。這與Garcia-Olvera 的研究結果一致［12］，在40℃的低溫環(huán)境下不起作用。極少的吸附于巖石/油/水界面上，低溫環(huán)境下硫酸鹽水驅并不能提高原油采收率。2 號巖心SW0S、SW3S 鹽水水驅的采收率分別為62.41%、63.79%。大幅增加濃度，并未使巖心采收率明顯增加。由此可見，在低溫環(huán)境下，硫酸鹽濃度對水濕巖心原油采收率無影響。

圖1 40℃下1號和2號巖心水驅采收率曲線

研究表明，溫度對碳酸鹽巖石表面發(fā)生的不同化學反應和離子（、Ca2+、Mg2+）在巖石基質(zhì)中的擴散起重要作用［13］。為了驗證這種影響，將恒溫環(huán)境設置為90℃，先后注入SW0S 和SW 鹽水水驅。如圖2 所示，在90℃下，3 號巖心用SW0S、SW 鹽水水驅后的采收率分別為60.28%、63.94%，鹽水中濃度的增加使巖心原油采收率提高了3.66%。在巖心為水濕的條件下，采收率還能有如此大幅度的增加，說明硫酸鹽除了能改變巖心潤濕性外，還有其他因素在幫助提高驅油效果。為了確定該結論，用4號巖心重復實驗，用SW0S、SW鹽水水驅后的采收率分別為60.84%、64.22%，兩次實驗結果十分接近。

圖2 90℃下3號巖心水驅采收率曲線

圖3 110℃下5、6、7號巖心水驅采收率曲線

2.3 注入速率對硫酸鹽水驅的影響

圖4 110℃下8號和9號巖心水驅采收率曲線

2.4 原油瀝青含量對硫酸鹽水驅的影響

以往多數(shù)研究均集中在巖石/鹽水相互作用，而非石油/鹽水相互作用。原油中的瀝青質(zhì)組分含有天然界面活性物質(zhì)［15—16］，可以降低油水界面張力。原油瀝青含量升高，吸附在油水界面上的瀝青質(zhì)分子增加，使油水界面張力降低［17］，瀝青含量對原油和鹽水之間的界面現(xiàn)象有很大影響。為了研究原油組分對水驅采收率是否有影響，用4 個巖心飽和另兩種原油（玉果和玉東原油）并在110℃下進行水驅實驗。10、11 號巖心飽和玉果原油，10 號巖心先后用SW0S 和SW 鹽水水驅，11 號巖心則直接用SW3S 鹽水水驅。10 號巖心SW0S（4 PV）和SW（4 PV）鹽水水驅的采收率分別為62.52%、63.76%；11號巖心SW3S（4.5 PV）鹽水水驅的采收率為70.08%。相對于SW0S鹽水驅替，SW和SW3S鹽水驅可分別提高采收率1.24%和7.56%。

12、13號巖心飽和玉東原油，水驅流程和10、11號巖心相同。12號巖心用SW0S鹽水（4.4 PV）水驅后再進行SW 鹽水（4 PV）水驅，巖心水驅采收率分別為68.11%和71.51%，SW 鹽水驅較SW0S 鹽水驅采收率提高了3.4%；直接進行SW3S 鹽水（4.2 PV）水驅的13 號巖心采收率為75.86%，較12 號巖心SW0S鹽水驅采收率提高了7.75%。由此可見，直接進行高濃度硫酸鹽水驅有利于提高巖心采收率，并且原油組分對鹽水水驅效果有影響。溫西原油瀝青質(zhì)含量最高，且高濃度硫酸鹽水驅對溫西原油的效果最好。5號和7號巖心飽和了溫西原油后，7號巖心SW3S 鹽水驅采收率較5 號巖心SW0S 鹽水驅提高約10%，在13組巖心水驅實驗中水驅提高采收率最高。

3 結論