柴汝寬，劉月田，何宇廷，顧文歡，程紫燕

（1.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中海油國際有限責(zé)任公司，北京 100028；3.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

智能水驅(qū)是指根據(jù)油藏儲層、原油實際情況通過有針對性地調(diào)整注入水的離子組成來有效改變油-水-巖之間的相互作用，進(jìn)而實現(xiàn)提高采收率的一種新型技術(shù)［1-2］。由于其特有的經(jīng)濟(jì)性、環(huán)境友好性以及高效性［3］，近年來引起中外廣泛的關(guān)注，并逐步開展了大量的室內(nèi)實驗和礦場試驗［4-5］。截至目前，智能水驅(qū)機(jī)理研究多圍繞潤濕性改變［6-8］，提出了多離子交換［9］、雙電子層膨脹［10］、礦物溶解［11］、PH效應(yīng)［12］等一系列機(jī)理。隨著研究深入，TETTEH 等通過實驗發(fā)現(xiàn)智能水驅(qū)可以在不考慮潤濕性改變的條件下有效提高油藏采收率，即油水相互作用在智能水驅(qū)中同樣發(fā)揮重要作用［13-16］。

針對智能水驅(qū)中油水相互作用的相關(guān)研究較少并且多數(shù)已有的研究直接通過界面張力測定結(jié)果分析作用機(jī)理［17-19］，所得結(jié)論并不能很好的反映工程實際情況。此外，由于已有界面張力測定實驗的對象、方法以及時間的不同導(dǎo)致得出的實驗結(jié)論存在較大差異，主要表現(xiàn)為：①水溶液中離子濃度對油水界面張力的影響存在爭議。YOUSEF 等界面張力測定實驗發(fā)現(xiàn)增加水溶液中離子濃度會引起界面張力的上升［20-21］。而XU 等實驗發(fā)現(xiàn)增加水溶液中離子濃度造成油水界面張力降低［22-23］。此外，MOEINI 等研究發(fā)現(xiàn)隨著溶液中離子濃度的增大，油水界面張力先減小后增加，即存在能夠使得界面張力達(dá)到最低的最優(yōu)離子濃度［24-26］。很明顯，水溶液中離子濃度對油水界面張力的影響規(guī)律尚未統(tǒng)一，一定程度上影響智能水驅(qū)研究與應(yīng)用的發(fā)展。②水溶液中離子類型對油水界面張力的影響研究相對較少。目前研究多只局限于單獨分析Na+，Mg2+與Ca2+等某一類離子的作用效果［27-29］，但是實際地層水中除了上述陽離子，還存在SO42-，PO4

3-等多種關(guān)鍵陰離子，陰陽離子之間的相互影響不可忽略。因此，針對上述問題，筆者將巖心驅(qū)替實驗和界面張力測定實驗相結(jié)合，系統(tǒng)地探究智能水驅(qū)中油水相互作用規(guī)律與機(jī)理，主要分析2個問題：①智能水驅(qū)中油水相互作用對采收率的影響規(guī)律。②陽離子（Na+，Mg2+與Ca2+）類型及濃度對油水界面張力的影響以及陽離子與SO42-相互作用對油水界面張力的影響規(guī)律，以期為智能水驅(qū)配方設(shè)計提供理論支撐。

1 實驗樣品與方法

1.1 實驗樣品

實驗用試劑 實驗中用到MgCl2，CaCl2，NaCl，KCl，NaHCO3，Na2SO4，CaSO4，MgSO4和CaCO3等試劑均為上海阿拉丁生化科技股份有限公司生產(chǎn)的分析純，實驗用水為超純水，（25.0±0.1）℃時表面張力為71.70 mN/m，電阻率為18.2 MΩ·cm。

實驗用巖心 實驗研究主要分析油水相互作用對采收率的影響，不考慮潤濕性的作用，因此選用高度均質(zhì)的人工碳酸鹽巖巖心。X射線衍射結(jié)果顯示，巖心礦物中方解石含量為97.41%，白云石含量為2.39%，石英含量為0.2%，其巖心物性參數(shù)（表1）測試結(jié)果表明，實驗用巖心屬于低滲透范圍，物性較差，孔隙度與氣測滲透率低，束縛水飽和度高。

表1 驅(qū)替用巖心物性參數(shù)Table1 Physical parameters of cores for flooding

實驗用原油 實驗用油為某油田地面原油。原油經(jīng)7 500 r/min 離心5 h 后過濾去除包含的地層水和固體顆粒，測得20 ℃條件下相關(guān)參數(shù)，其中，原油黏度、密度分別利用Haake 流變儀和Anton Paar密度儀測得。原油酸值則由Metrohm 自動電位滴定儀測定。將原油按照四組分分離法分離得到飽和烴、芳香烴、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)的相對含量分別為40.59%，30.30%，20.25%，4.26%，損失量為4.60%。其中，原油黏度為305.0 mPa·s，密度為0.87 g/cm3，酸值為0.46 mgKOH/g。

原油具有一定的歷史效應(yīng)，流變性會因受熱歷史、剪切歷史的差異而呈現(xiàn)不同的特征。為了保證實驗油樣初始狀態(tài)一致，提高實驗的可比性，實驗之前將油樣進(jìn)行統(tǒng)一的預(yù)處理。實驗油樣先放入烘箱內(nèi)65 ℃加熱6 h，超聲震蕩12 h 混勻再將均勻油樣密封于玻璃容器中置于65 ℃的水浴中恒溫2 h，隨后關(guān)閉水浴，自然冷卻至室溫待用。

實驗用水溶液 為研究水溶液中離子類型及濃度對油水相互作用的影響，實驗中用到一系列不同離子組成的水溶液（表2）。此外，研究中還用到一系列不同濃度的NaCl，MgCl2，Na2SO4，CaSO4和MgSO4等溶液。上述溶液制備過程為：首先，稱量定量化學(xué)試劑置于超純水中；其次，以5 000 r/min速度攪拌1 h 確保溶質(zhì)溶解均勻并與CO2達(dá)到平衡；最后，水溶液通過1 μm 的過濾膜過濾、待用。溶液即用即配，盡量避免空氣中雜質(zhì)影響。

表2 實驗用水溶液組成Table2 Solution composition in experiment

1.2 實驗方法

1.2.1 巖心驅(qū)替實驗

實驗裝置如圖1所示，首先，將實驗用巖心置于恒溫箱中70 ℃烘干，首次烘干48 h，而后每烘干8 h后冷卻稱重，前后3次重量差在10 mg以內(nèi)即可獲取潔凈巖心；然后，在巖心中通入空氣將內(nèi)部松散顆粒排出，稱量干重；將巖心置于抽濾瓶中抽真空24 h并飽和地層水，稱量濕重，根據(jù)質(zhì)量差計算孔隙體積；將飽和地層水后的巖心置于巖心夾持器中以2.00 mL/min 速度飽和原油10 PV，計量產(chǎn)出水量及束縛水飽和度；巖心不經(jīng)過老化，直接利用水溶液進(jìn)行驅(qū)替，驅(qū)替速度穩(wěn)定在1.50 mL/min，實時記錄產(chǎn)油量。待巖心出口端壓力穩(wěn)定并且含水率高達(dá)98%后，更換不同離子組成水溶液并繼續(xù)進(jìn)行驅(qū)替，驅(qū)替速度穩(wěn)定在1.5 mL/min，實時記錄產(chǎn)油量。上述所有巖心驅(qū)替實驗溫度穩(wěn)定在30 ℃。

圖1 巖心驅(qū)替裝置示意Fig.1 Schematic diagram of core flooding device

1.2.2 界面張力測定實驗

利用懸滴法測定油水界面張力的實驗步驟（圖2）：首先，利用石油醚清洗實驗容器，真空干燥，而后將配制好的水溶液置于其中形成水環(huán)境；循環(huán)水浴將實驗容器內(nèi)水溶液恒溫在30 ℃；注射器探針沒于水溶液中，15 μL 原油懸掛于探針前端，CCD 相機(jī)實時捕捉油滴形態(tài)并計算界面張力，測量時間為70 min。每組實驗進(jìn)行3 次，計算油水界面張力平均值。懸滴法計算界面張力公式［30-31］為：

圖2 界面張力測試裝置示意Fig.2 Schematic diagram of interfacial tension measurement device

懸滴形態(tài)系數(shù)計算公式為：

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 巖心驅(qū)替實驗結(jié)果

低礦化度驅(qū)替 由地層水和不同稀釋倍數(shù)地層水連續(xù)驅(qū)替的采收率變化（圖3a）可知：油水相互作用對采收率有影響，體現(xiàn)在調(diào)整注入水礦化度可以實現(xiàn)采收率的提高。3 組巖心地層水驅(qū)替采收率分別為43.01%，42.68% 和42.80%，平均值約為42.83%，轉(zhuǎn)注不同稀釋倍數(shù)的地層水（FW-10，F(xiàn)W-20 和FW-30），采收率最終分別穩(wěn)定在44.35%，44.70%和44.46%，即FW-10，F(xiàn)W-20和FW-30提高采收率分別為1.34%，2.02%和1.66%。隨著注入水礦化度的不斷降低，采收率增加量先增加后減少，F(xiàn)W-20 提高采收率效果最明顯，繼續(xù)稀釋注入水對采收率提高有負(fù)面作用。

不同Mg2+濃度水溶液驅(qū)替 基于最優(yōu)注入水礦化度，調(diào)整其中Mg2+濃度分別為2 倍、3 倍和4 倍。由不同Mg2+濃度水溶液連續(xù)驅(qū)替的采收率變化（圖3b）可知：注入水中離子組成對采收率有重要影響，改變注入水中Mg2+濃度可以較大程度的影響采收率。地層水驅(qū)替條件下采收率分別為44.17%，44.09% 和44.00%，轉(zhuǎn)注不同Mg2+濃度的水溶液（FW-20-2Mg2+，F(xiàn)W-20-3Mg2+和FW-20-4Mg2+）后，采收率分別穩(wěn)定在46.53%，46.81%和46.43%，即FW-20-2Mg2+，F(xiàn)W-20-3Mg2+和FW-20-4Mg2+提高采收率分別為2.36%，2.72%和2.43%。隨著注入水中Mg2+濃度的不斷增加，采收率增加量先增加后減小，F(xiàn)W-20-2Mg2+提高采收率效果最明顯，繼續(xù)增加或者減少注入水中Mg2+濃度對采收率提高有負(fù)面作用。

不同Ca2+濃度水溶液驅(qū)替 基于最優(yōu)注入水礦化度，調(diào)整其中Ca2+濃度分別為2倍、3倍和4倍。由不同Ca2+濃度水溶液連續(xù)驅(qū)替的采收率變化（圖3c）可知：改變注入水中Ca2+濃度可以較大程度的影響采收率。地層水驅(qū)替條件下采收率分別為44.08%，44.12% 和44.15%，轉(zhuǎn)注不同Ca2+濃度的水溶液（FW-20-2Ca2+、FW-20-3Ca2+和FW-20-4Ca2+）采收率分別為46.25%，46.63% 和46.40%，即FW-20-2Ca2+，F(xiàn)W-20-3Ca2+和FW-20-4Ca2+提高采收率分別為2.17%，2.51%和2.25%。隨著注入水中Ca2+濃度的不斷增加，采收率增加量先增加后減小，F(xiàn)W-20-3Ca2+提高采收率效果最明顯，繼續(xù)增加或者減少注入水中Ca2+濃度對采收率提高有負(fù)面作用。

圖3 不同水溶液驅(qū)替的采收率變化Fig.3 Variations in recovery factors of different solution flooding

不同SO42-濃度水溶液驅(qū)替 基于最優(yōu)注入水礦化度，調(diào)整其中SO42-濃度分別為2倍、3倍和4倍。由不同SO42-濃度水溶液連續(xù)驅(qū)替的采收率變化（圖3d）可知：注入水中SO42-濃度對采收率無明顯影響。地層水驅(qū)替條件下采收率分別為44.16%，44.18%和44.24%，轉(zhuǎn)注不同SO42-濃度的水溶液（FW-20-2SO42-，F(xiàn)W-20-3SO42-和FW-20-4SO42-）采收率分別穩(wěn) 定 在44.20%，44.24% 和44.31%，即FW-20-2SO42-，F(xiàn)W-20-3SO42-和FW-20-4SO42-提高采收率分別為0.04%，0.06%和0.07%。隨著注入水中SO42-濃度的不斷增加，采收率基本保持穩(wěn)定，未出現(xiàn)明顯采收率提高現(xiàn)象。即在僅考慮油水相互作用（忽略潤濕性改變）條件下，SO42-對提高采收率無積極作用。

由不同注入水條件下采收率對比可知：油水相互作用在智能水驅(qū)中發(fā)揮重要作用，調(diào)整注入水中離子組成可以有效影響采收率。其中，隨著注入水礦化度的降低，采收率增加量先增加后減少，存在最優(yōu)礦化度使得提高采收率效果最顯著。Mg2+和Ca2+能夠有效提高巖心驅(qū)替效率，Mg2+作用效果強(qiáng)于Ca2+，二者存在最優(yōu)濃度，過量或者不足均不利于采收率的提高。SO42-對提高采收率無積極作用。注入水中離子組成的改變造成注入水物理化學(xué)性質(zhì)的改變，直接改變油水界面特征、油水相互作用，進(jìn)而直接影響采收率。

注入水中包含多種陽離子、陰離子，并且離子之間存在相互影響，因此研究結(jié)果難以準(zhǔn)確說明每種離子所發(fā)揮作用以及離子之間相互作用規(guī)律。為了解決上述問題，需要開展單因素實驗總結(jié)、對比各種離子作用規(guī)律以及離子之間影響規(guī)律。

2.2 界面張力測定實驗結(jié)果

陽離子對界面張力的影響 由油水界面張力和界面弛豫時間隨水溶液中NaCl，MgCl2和CaCl2濃度變化規(guī)律（圖4）可知：水溶液中離子類型及濃度對油水界面特征均存在明顯影響。水溶液中離子類型對油水界面特征作用強(qiáng)度依次為Mg2+＞Ca2+＞Na+。其中，MgCl2溶液與原油之間界面張力最低、界面弛豫時間最短（圖4d）。NaCl 溶液與原油之間界面張力最高并且界面弛豫時間最長。當(dāng)水溶液中NaCl，MgCl2和CaCl2濃度分別為171.11，10.50 和22.53 mmol/L 時，油水界面張力對應(yīng)持續(xù)下降至17.370，13.395 和14.491 mN/m，界面弛豫時間持續(xù)縮短至45.0，18.3和27.7 min。繼續(xù)增加離子濃度造成界面張力的上升和界面弛豫時間的延長。

圖4 不同濃度NaCl，MgCl2和CaCl2溶液與原油的界面張力和界面弛豫時間Fig.4 Interfacial tension and interfacial relaxation time of crude oil with different solutions

SO42-與陽離子對界面張力的影響 由油水界面張力和界面弛豫時間隨水溶液中Na2SO4，MgSO4和CaSO4濃度變化規(guī)律（圖5）可知：水溶液中離子類型及濃度對油水界面特征存在明顯影響。首先，水溶液中離子類型對油水界面特征有重要作用。Mg-SO4溶液與原油界面張力和界面弛豫時間遠(yuǎn)小于CaSO4和Na2SO4溶液。與含Cl-溶液相統(tǒng)一，含SO42-溶液中離子作用強(qiáng)度依次為Mg2+＞Ca2+＞Na+。其次，隨著水溶液中Na2SO4和MgSO4濃度分別增加至128.33 和15.75 mmol/L，油水界面張力分別降低至17.510 和13.325 mN/m，界面弛豫時間分別縮短至47.2 和20.4 min。繼續(xù)增加水溶液中Na2SO4和Mg-SO4濃度造成界面張力的上升和界面弛豫時間的延長。CaSO4微溶于水，在可溶解范圍內(nèi)（≤18.04 mmol/L），油水界面張力隨著CaSO4濃度增加而逐漸降低，部分驗證MgSO4和Na2SO4實驗結(jié)果。

圖5 不同濃度Na2SO4，MgSO4和CaSO4溶液與原油的界面張力和界面弛豫時間Fig.5 Interfacial tension and interfacial relaxation time of crude oil with different solutions

SO42-作用效果 由不同濃度NaCl，MgCl2，Ca-Cl2，Na2SO4，MgSO4和CaSO4溶液與原油界面張力及界面弛豫時間對比（圖6）可知：SO42-的存在抑制了Na+，Mg2+和Ca2+對油水界面特征的影響，主要體現(xiàn)在：①SO42-的存在一定程度上提高了Na+，Mg2+和Ca2+溶液達(dá)到最低界面張力、最長弛豫時間所需的離子濃度，即增加了最優(yōu)濃度。②SO42-的存在一定程度上延長了Na+，Mg2+和Ca2+溶液與原油達(dá)到界面平衡所需要的時間。

3 結(jié)論

通過將巖心驅(qū)替實驗和界面張力測定實驗相結(jié)合，系統(tǒng)地研究智能水驅(qū)中油水相互作用作用規(guī)律與機(jī)理。研究結(jié)果表明：①油水相互作用在智能水驅(qū)中發(fā)揮重要作用，調(diào)整注入水中離子組成可以有效影響采收率。其中，隨著注入水礦化度的降低，采收率增量先增加后減少，存在最優(yōu)礦化度使得提高采收率效果最顯著。Mg2+和Ca2+能夠有效提高巖心驅(qū)替效率，Mg2+作用效果強(qiáng)于Ca2+，二者存在最優(yōu)濃度，過量或者不足均不利于采收率的提高。SO42-對提高采收率無積極作用。②水溶液中離子類型及濃度對于油水界面特征具有重要影響。水溶液中陽離子作用強(qiáng)度依次為Mg2+＞Ca2+＞Na+，Mg2+對應(yīng)最低界面張力和最短弛豫時間。隨著溶液中Na+，Ca2+和Mg2+濃度的增加，油水界面張力先減小后增大、油水界面弛豫時間先縮短后延長，存在最優(yōu)濃度使得界面張力最低、弛豫時間最短。③SO42-有效抑制Na+，Mg2+和Ca2+對油水界面特征的影響，提高油水界面張力達(dá)到最低的最優(yōu)離子濃度，延長油水界面達(dá)平衡所需要的弛豫時間。

符號解釋

b——曲率半徑，cm；

de——懸滴最大直徑，cm；

ds——離頂點de處懸滴截面的直徑，cm；

g——重力加速度，cm/s2，取值為980；

H——與懸滴形狀因子S有關(guān)的修正后的形狀因子；

S——懸滴形狀因子；

β——與重力加速度、界面張力相接觸的2 種流體密度差和曲率半徑有關(guān)的量；

γ——界面張力，mN/m；

Δp——界面內(nèi)外壓差，MPa；

Δρ——兩相密度差，g/cm3。