李俊鍵，劉奔，郭成，蘇航，于馥瑋，馬夢琪，王利達，姜漢橋

（1. 油氣資源與探測國家重點實驗室（中國石油大學(xué)（北京）），北京 102249；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

早在20世紀70年代，研究人員便注意到多孔介質(zhì)中水相滯留對油相相對滲透率的影響，觀察到多孔介質(zhì)中束縛水的存在會導(dǎo)致油相繞流，并將水鎖效應(yīng)的產(chǎn)生歸因于兩相流體間的毛管壓力[1-3]。對于裂縫性儲集層，從基質(zhì)到裂縫毛管壓力會發(fā)生大幅度變化，導(dǎo)致大量水相滯留在基質(zhì)中，阻礙基質(zhì)內(nèi)油相的排出，引起基質(zhì)內(nèi)油相相對滲透率的大幅度下降[4-5]。實際儲集層中的水鎖效應(yīng)與巖心驅(qū)替實驗中的“端面效應(yīng)”是相近的，都是流動空間尺寸變化引起毛管壓力急劇變化進而形成的毛細管末端效應(yīng)。對于采用壓裂水平井開發(fā)的低滲透儲集層，儲集層中廣泛存在毫米級水力裂縫、微米級天然裂縫或大孔隙、亞微米級小孔隙，毛管壓力變化大，因此，水鎖效應(yīng)也較為顯著。

水平井壓裂是低滲透儲集層的常用開發(fā)方式[6]。對于衰竭式開發(fā)的壓裂水平井，前期壓裂液中的水相將進入基質(zhì)，而進入基質(zhì)的這部分水相會在原油生產(chǎn)時阻礙基質(zhì)內(nèi)原油的排出，降低油井產(chǎn)能[7]。而對于吞吐開發(fā)的壓裂水平井，如果注入的化學(xué)流體在基質(zhì)中造成嚴重的水鎖傷害，則在生產(chǎn)階段基質(zhì)就無法在壓差作用下向裂縫中排液以補充地層能量，同樣會導(dǎo)致油氣井產(chǎn)能的降低[8-9]。因此，國內(nèi)外許多學(xué)者在篩選用于提高低滲透儲集層排驅(qū)效率的流體時，不僅關(guān)注了化學(xué)流體的滲吸置換性能，也關(guān)注了化學(xué)流體的助排性能[10]。

目前，最常見的用于低滲透儲集層的助排劑就是表面活性劑?，F(xiàn)有研究表明，表面活性劑的助排作用主要是通過降低界面張力和改變儲集層潤濕性來實現(xiàn)[7]。但許多學(xué)者在表面活性劑性能選擇方面存在不同的認識。He等[11]通過室內(nèi)實驗研究證實，與乳化能力強（與油相形成粒徑大且難破乳的乳液）的表面活性劑相比，乳化能力弱的表面活性劑能夠更有效地避免乳液卡堵孔喉，進而可以有效地促進油相從基質(zhì)中產(chǎn)出。同時，乳化能力弱的表面活性劑更有利于頁巖油產(chǎn)能的提高。而乳化能力強的表面活性劑形成的大粒徑乳液在基質(zhì)中會出現(xiàn)嚴重賈敏效應(yīng)，導(dǎo)致原油難以從基質(zhì)中排出。但以Bui等[12]和Shuler等[13]為代表的學(xué)者則認為，具有超低界面張力的表面活性劑膠束溶液能夠更有效地發(fā)揮助排作用。在此背景下，Longoria等[14]和Liang等[15-17]搭建了巖心驅(qū)替同步醫(yī)用CT掃描實驗對表面活性劑膠束溶液和低界面張力流體的助排效果進行了對比，進一步證實了表面活性劑膠束溶液能夠更有效地恢復(fù)水濕、油濕基質(zhì)中的油相相對滲透率。針對表面活性劑膠束溶液的助排機理，Liang等[18]采用高滲、水濕的微觀模型進行了表面活性劑膠束溶液返排特征研究。然而，Luo等[19]、Zhang等[20]、張永超[21]及廖玉梅[22]對美國巴肯及中國大慶、長慶致密儲集層巖心潤濕性的研究結(jié)果表明，經(jīng)過原油老化后的致密巖心多呈偏油濕的狀態(tài)。因此，需要對油濕儲集層表面活性劑膠束溶液助排機理進行研究。

本文利用所研制的模擬低滲透儲集層孔喉結(jié)構(gòu)的多級孔喉系統(tǒng)微觀模型，開展不同鹽度表面活性劑膠束溶液在巖心和微觀模型中的返排實驗研究，直觀呈現(xiàn)表面活性劑膠束溶液作用下亞微米級孔隙中水相侵入及原油返排過程，揭示表面活性劑膠束溶液提高低滲透儲集層返排效率的機理。

1 實驗介紹

1.1 實驗裝置與材料

所用的實驗裝置主要包括：①巖心返排實驗裝置，主要由260D雙ISCO柱塞泵、壓力傳感器、壓差傳感器、圍壓泵、巖心夾持器及連接管線等組成；②微觀模型返排實驗裝置，主要由Leica M165FC熒光體視顯微鏡、Leica DFC450相機（每秒顯示100幀，分辨率為2 560×1 920）、Fluigent MFCS-EZ 進樣系統(tǒng)、Harvard恒流注射泵、LabSmith uPS微通道壓力計、聚醚醚酮（PEEK）管線和魯爾接頭等組成。

實驗用油為長慶油田現(xiàn)場原油，20 ℃下黏度為9.1 mPa·s。實驗用水為去離子水。實驗用表面活性劑為商用內(nèi)烯烴磺酸鹽 O332和陰離子表面活性劑S-13B，助溶劑為正丁醇。所有表面活性劑膠束溶液均利用KCl來調(diào)節(jié)鹽度，表面活性劑和助溶劑質(zhì)量分數(shù)相同，均為0.75%的S-13B、0.25%的O332及2%的正丁醇。

利用KCl可以對表面活性劑膠束溶液的性能進行調(diào)控[23-24]，因此在油水體積比3∶7的條件下進行了鹽度掃描實驗。結(jié)果表明，隨著體系鹽度（即KCl質(zhì)量分數(shù)）的增加，原位微乳液體系的溶油能力逐漸升高，溶水能力逐漸下降。在KCl質(zhì)量分數(shù)達到4%時，所形成的微乳液恰好由WinsorⅠ型向Winsor Ⅲ型過渡，因此將此鹽度稱為該體系的“臨界鹽度”。而在KCl質(zhì)量分數(shù)達到5.25%時，表面活性劑溶油、溶水能力相同，此時對應(yīng)的微乳液-油和微乳液-水的界面張力相同且達到超低水平（約為0.003 mN/m），此鹽度即為該體系的“最佳鹽度”。在以上前期研究的基礎(chǔ)上，選擇3種表面活性劑膠束溶液進行滲吸實驗研究：①界面張力較高（溶油能力較低）的低鹽度（KCl質(zhì)量分數(shù)為3%）表面活性劑膠束溶液；②界面張力較低（溶油能力較高）的臨界鹽度（KCl質(zhì)量分數(shù)為4%）表面活性劑膠束溶液；③界面張力最低（溶油能力最高）的最佳鹽度（KCl質(zhì)量分數(shù)為5.25%）表面活性劑膠束溶液。

1.2 巖心返排實驗

本文所用巖心為長慶油田低滲透儲集層巖心，共開展4組返排實驗，實驗方案見表1。

表1 巖心返排實驗方案設(shè)計

本文以巖心端面作為裂縫、基質(zhì)的交界面，參考Liang等[15]的實驗方法建立了低滲透巖心返排實驗裝置。具體實驗流程如下：①飽和油，20 ℃條件下，對烘干后的巖心抽真空24 h后加壓至35 MPa飽和油，保持35 MPa壓力老化7 d；②驅(qū)替，以0.05 mL/min的注入速度，自下而上正向注入鹽水或表面活性劑膠束溶液，驅(qū)替5 PV（注入孔隙體積倍數(shù)）后停止注入，實時監(jiān)測驅(qū)替壓力；③返排，以0.05 mL/min的注入速度自上而下反向注入原油，注入5 PV后停止，實時采集壓力數(shù)據(jù)。

1.3 多級孔喉系統(tǒng)微觀模型

目前用于化學(xué)驅(qū)流體提高采收率機理研究的微觀模型以二維模型為主，該種模型中孔喉通道的深度是均一的，與真實巖心中尺寸連續(xù)變化的孔喉通道有著極大的差異[25]。孔喉通道深度的均一導(dǎo)致二維微觀模型的毛管壓力大幅度降低，流體在三維孔喉結(jié)構(gòu)中特有的毛管滲吸、海恩斯階躍和毛細管卡斷等作用都被弱化。由于本文重點是研究表面活性劑膠束溶液在低滲透儲集層中消除水鎖方面的作用，毛管壓力在這一過程中有重要影響。因此，必須設(shè)計能夠較為真實地反應(yīng)儲集層毛管壓力特征的微觀模型來開展本文的研究工作[26-28]。本文設(shè)計制作了表征低滲透儲集層多級孔喉系統(tǒng)的微觀模型。首先，利用 FIB-SEM（聚焦離子束顯微鏡-掃描電鏡）掃描圖像提取微米級孔隙基礎(chǔ)圖案，并利用Image J軟件的分水嶺算法在孔隙間隨機添加喉道使孔隙呈連通狀態(tài)，并最終得到基礎(chǔ)孔隙、喉道單元圖像，如圖1a—圖1d所示。然后，根據(jù)顯微鏡可視化區(qū)域面積，采用圖像重復(fù)拼接的方法構(gòu)建模型的整體圖案，最終得到孔隙掩膜和喉道掩膜，如圖1e—圖1f所示。

圖1 孔喉單元提取及多級孔喉系統(tǒng)微觀模型設(shè)計

根據(jù)上述掩膜，采用多次套刻的方法[29]制作了多級孔喉系統(tǒng)微觀模型（見圖2）。微觀模型長約9 mm，寬約7 mm。在顯微鏡體視成像效果下，可以直觀看出，各處孔隙、喉道存在顯著的尺寸差異，該模型能夠較為真實地體現(xiàn)低滲透儲集層多級孔喉結(jié)構(gòu)的特征。利用臺階儀對微觀模型的孔隙通道和喉道的深度進行了測量。結(jié)合顯微鏡的測量結(jié)果，確定微觀模型中各通道的參數(shù)：孔隙通道平均寬度為 50 μm，平均深度為20 μm；喉道平均寬度為3 μm，平均深度為500 nm。根據(jù)微觀模型通道截面的半圓形形狀，可計算出該模型孔隙通道等效半徑約為 18 μm，喉道等效半徑約為691 nm。該模型水測滲透率約為3.5×10-3μm2。

圖2 多級孔喉系統(tǒng)微觀模型

1.4 微觀模型返排實驗

在進行微觀模型返排實驗之前，使用含1%三甲基氯硅烷的乙醇溶液浸泡微觀模型，將模型潤濕性由水濕轉(zhuǎn)變?yōu)橛蜐瘛?/p>

參考巖心實驗方案，設(shè)計 4組平行的微觀模型返排實驗，編號依次為FA-1、FA-2、FA-3、FA-4，驅(qū)替流體依次為鹽水、低鹽度表面活性劑膠束溶液、臨界鹽度表面活性劑膠束溶液和最佳鹽度表面活性劑膠束溶液。微觀模型返排實驗流程如下：①飽和油，以0.1 MPa壓力從出口向烘干后的模型內(nèi)注入原油，原油從模型入口流出后，將注入壓力升高至 0.7 MPa使模型內(nèi)氣泡全部排出；②驅(qū)替，以0.1 μL/min的注入速度，從入口注入鹽水或表面活性劑膠束溶液，驅(qū)替5 PV后停止注入，期間定期采集圖像與視頻，并實時監(jiān)測驅(qū)替壓力；③返排，以0.1 μL/min的注入速度從出口注入原油，注入5 PV后停止，期間實時采集圖像、視頻與返排壓力數(shù)據(jù)；④模型清洗，每次實驗結(jié)束后依次用5%的鹽酸溶液、2%的NaOH溶液、乙醇和去離子水反復(fù)沖洗模型內(nèi)通道，并在120 ℃下烘干模型。

2 巖心返排實驗結(jié)果及討論

2.1 鹽水

首先進行了飽和油后巖心的鹽水驅(qū)替及原油返排實驗（方案CF-1），作為巖心返排實驗研究的基準，實驗結(jié)果如圖3所示。水驅(qū)壓差（下方入口端到上方出口端的壓差）峰值為1.79 MPa，出口見水后水驅(qū)壓差逐漸趨于平穩(wěn)，約為1.03 MPa。而在返排過程中，由于前期水驅(qū)在巖心中形成了油水兩相共存的環(huán)境且原油黏度較大，原油返排壓差（上方出口端到下方入口端的壓差）較大，峰值達到22.57 MPa，原油在巖心中形成了連續(xù)的流通通道后，返排壓差逐漸趨于平穩(wěn)，約為9.57 MPa?？梢钥闯?，原油的返排阻力較高，大部分鹽水滯留在巖心中，形成了極強的水鎖效應(yīng)。

圖3 方案CF-1實驗結(jié)果

2.2 低鹽度表面活性劑膠束溶液

圖4展示了低鹽度體系驅(qū)替及原油返排實驗結(jié)果（方案CF-2）。低鹽度體系溶油能力較低，界面張力較高，潤濕反轉(zhuǎn)能力較強，其實驗結(jié)果能夠代表相似性能的常規(guī)表面活性劑的驅(qū)替、返排效果。從圖4中可以看出，與鹽水驅(qū)替相比，低鹽度體系注入壓差有所降低，峰值為 0.99 MPa，驅(qū)替后原油采出程度為59.14%，在驅(qū)替 0.73 PV后注入壓差趨于平穩(wěn)，約為0.66 MPa。期間也有部分原油隨著體系沖刷逐漸被采出，導(dǎo)致注入壓差的波動。同時原油返排壓差也大幅度下降，峰值約為11.60 MPa，達到峰值后呈波動下降趨勢，說明部分殘余的水相仍會隨著原油返排的過程被采出，含水率呈波動狀態(tài)。最終，在原油返排5 PV后返排壓差基本穩(wěn)定在5.57 MPa左右。

圖4 方案CF-2實驗結(jié)果

2.3 臨界鹽度表面活性劑膠束溶液

圖5展示了臨界鹽度體系驅(qū)替及原油返排實驗結(jié)果（方案CF-3）。與低鹽度體系相比，臨界鹽度體系溶油能力較高，界面張力較低，更傾向于與原油作用形成黏度較低的下相微乳液。從圖5中可以看出，與鹽水和低鹽度體系驅(qū)替相比，臨界鹽度體系注入壓差進一步降低，峰值為0.77 MPa，在驅(qū)替1.71 PV后注入壓差趨于平穩(wěn)，約為0.33 MPa。同時原油返排壓差也進一步下降，峰值約為8.80 MPa，在原油返排1.11 PV后返排壓差趨于平穩(wěn)，最終約為4.10 MPa。

圖5 方案CF-3實驗結(jié)果

2.4 最佳鹽度表面活性劑膠束溶液

圖6展示了最佳鹽度體系驅(qū)替及原油返排實驗結(jié)果（方案CF-4）。與低鹽度和臨界鹽度體系相比，最佳鹽度體系溶油能力最高，界面張力超低，能夠與原油形成Winsor Ⅲ型微乳液，并且所形成的Winsor Ⅲ型微乳液不易被最佳鹽度體系稀釋、混溶。從圖6中可以看出，最佳鹽度體系注入壓差峰值約為0.86 MPa，在驅(qū)替1.53 PV后注入壓差趨于平穩(wěn)，約為0.41 MPa。最佳鹽度體系侵入巖心后原油返排壓差略高于臨界鹽度體系，峰值約為10.11 MPa，在原油返排1.01 PV后返排壓差趨于平穩(wěn)，最終約為3.93 MPa。

圖6 方案CF-4實驗結(jié)果

綜合以上實驗結(jié)果，可以得出以下認識：①低滲透儲集層孔喉細小，非均質(zhì)性較強，鹽水侵入后，會產(chǎn)生極強的水鎖效應(yīng)，大幅度提高了返排阻力，原油返排生產(chǎn)困難，這與Liang等[9]研究結(jié)果一致；在表面活性劑膠束溶液降低界面張力的作用下，水相可注入性較強，并且其侵入巖心后原油的返排阻力也大幅度降低，但不同類型表面活性劑膠束溶液性能差異較大。②本文進一步明確了在不同油水比下始終與原油形成Winsor Ⅰ型微乳液的低鹽度體系溶油能力較弱，界面張力較高，潤濕反轉(zhuǎn)能力較強，但其侵入與返排過程與常規(guī)表面活性劑體系作用效果相近，返排阻力較高；溶油能力較強的臨界鹽度與最佳鹽度體系的注入壓差及返排壓差相近。

通過開展上述巖心實驗，不同類型化學(xué)流體的助排效果已經(jīng)明確。為了進一步揭示表面活性劑膠束溶液提高低滲透儲集層返排效率的內(nèi)在機理，并進一步明確不同類型化學(xué)流體作用效果不同的原因，需要開展更為直觀的微觀可視化實驗。

3 微觀模型返排實驗結(jié)果及討論

3.1 水相侵入過程

首先，利用油濕微觀模型開展了 4組不同類型化學(xué)流體侵入實驗，水侵前后模型整體及局部圖像如圖7所示。可以看出，3種表面活性劑膠束溶液的侵入程度均較高。

圖7 方案FA-1、FA-2、FA-3和FA-4水侵前后圖像

為了進一步揭示不同類型化學(xué)流體作用下油濕基質(zhì)中的水侵機制，對各組實驗中的微觀水侵動態(tài)進行了分析。圖8展示了方案FA-1鹽水侵入前緣的微觀動態(tài)，可以看出，在油濕微觀模型中，鹽水作為非潤濕相，在通過孔喉的過程中，亞微米級喉道對鹽水的卡斷效應(yīng)顯著，鹽水基本都是以單液滴的形式（即海恩斯階躍的形式[24]）進入到未波及的孔隙中。這種液滴流動會引起極強的賈敏效應(yīng)，形成極大的毛管阻力，導(dǎo)致僅有部分孔隙在水侵過程中被動用。從圖9所展示的微觀剩余油賦存狀態(tài)圖像也可以看出，侵入的鹽水主要占據(jù)大孔隙。這與Yu等[29]提出的油濕多孔介質(zhì)中水驅(qū)后微觀剩余油賦存狀態(tài)一致。

圖8 方案FA-1鹽水侵入前緣微觀動態(tài)

圖9 方案FA-1局部放大的微觀剩余油賦存狀態(tài)圖像

圖10展示了方案FA-2低鹽度體系侵入前緣的微觀動態(tài)?？梢钥闯觯秩氤跗?，在微米孔隙-亞微米喉道的充分剪切和化學(xué)流體降低界面張力的作用下，侵入前緣出現(xiàn)了大量小液滴聚集形成的黑色條帶，與鹽水侵入過程相比，這些液滴尺寸更小，流動能力更強，能夠較為順利地通過亞微米級喉道，較為有效地動用微米級孔隙與亞微米級喉道中的原油。這一過程與Yu等[25,29]提到的典型表面活性劑溶液驅(qū)油過程相似。而在侵入后期，水相優(yōu)勢通道已經(jīng)形成，但在低界面張力條件下，通過流體剪切作用，仍有部分剩余油會被剝離形成乳液液滴，并且部分極小的乳液液滴會迅速沿水竄通道產(chǎn)出。但由于此時大部分化學(xué)流體沿優(yōu)勢通道流動，原油與化學(xué)流體間的相互剪切作用弱，部分位置會形成較大的乳液液滴，而大粒徑的乳液液滴無法通過亞微米級喉道，被滯留在孔隙中，如圖11所示。從水侵結(jié)束后的局部放大圖像（見圖12）來看，低鹽度體系由于其潤濕反轉(zhuǎn)能力強，僅有少部分亞微米級喉道中還滯留少量剩余油，微米級孔隙中主要滯留與孔隙壁面貼附較為緊密的油膜和因賈敏效應(yīng)無法順利通過亞微米級喉道的油滴。

圖10 方案FA-2低鹽度體系侵入前緣微觀動態(tài)

圖11 方案FA-2低鹽度體系侵入后緣微觀動態(tài)

圖12 方案FA-2局部放大的微觀剩余油賦存狀態(tài)圖像

圖13展示了方案FA-3臨界鹽度體系侵入前緣微觀動態(tài)。與低鹽度體系相比，該體系混溶擴散作用更強，侵入前緣出現(xiàn)了由于水相液滴進入油相中并與油相混溶而形成的顏色較深的區(qū)域，這與Tagavifar等[30]在研究微乳液局部平衡理論中所觀察到的現(xiàn)象相同。在經(jīng)過充分混溶后，在前緣形成了少量Winsor Ⅲ型微乳液。但該體系在過量的條件下更傾向于形成 WinsorⅠ型微乳液，因此前緣形成的Winsor Ⅲ型微乳液不穩(wěn)定，在流動中很容易被過量的水相混溶、稀釋。而在侵入后緣（見圖14），后續(xù)被驅(qū)動的原油在與體系充分混合后，會形成顏色較淺的（溶油率較低）Winsor Ⅲ型微乳液條帶，這部分Winsor Ⅲ型微乳液在流動過程中呈現(xiàn)出與水相“同道流動”的特征，在滲流過程中，不會產(chǎn)生卡堵，能夠隨水相的流動而被采出。這與Xu等[26]在 2.5D微觀模型中所觀察到的現(xiàn)象一致。圖15展示了水侵結(jié)束后局部放大圖像，可以看出，除少部分水侵未波及區(qū)域外，經(jīng)過長期混溶作用，已波及孔隙中的原油基本全部被采出。

圖13 方案FA-3臨界鹽度體系侵入前緣微觀動態(tài)

圖14 方案FA-3臨界鹽度體系侵入后緣微觀動態(tài)

圖15 方案FA-3局部放大的微觀剩余油賦存狀態(tài)圖像

圖16展示了方案FA-4最佳鹽度體系侵入前緣微觀動態(tài)。與圖13對比，可以看出，與臨界鹽度體系相比，該體系侵入效果與前者相近，但其與原油的界面張力進一步降低，侵入前緣幾乎不存在由于孔喉卡斷作用而導(dǎo)致的液滴流動的現(xiàn)象，并且出現(xiàn)了顏色較深的（溶油率較高）的Winsor Ⅲ型微乳液，該微乳液與原油“同道流動”。從圖17也可以看出，在最佳鹽度體系的作用下，僅有部分孔喉邊緣有殘余油滴的分布。

圖16 方案FA-4最佳鹽度體系侵入前緣微觀動態(tài)

圖17 方案FA-4局部放大的微觀剩余油賦存狀態(tài)圖像

通過開展上述微觀可視化實驗，鹽水及低鹽度、臨界鹽度和最佳鹽度體系的驅(qū)油效果尤其是對亞微米級喉道的驅(qū)油效果得到了明確。臨界鹽度和最佳鹽度體系由于擴散混溶能力較強，能夠與亞微米級喉道中的原油形成微乳液，有效減弱水相在微米級孔隙和亞微米級喉道間流動過程中的毛管壓力卡斷作用（Snap off），提高了原油的采出程度。這一結(jié)論證實了 Liang等[9]在巖心實驗研究中提出的表面活性劑膠束溶液通過與原油混溶提高采收率的假設(shè)，并進一步直觀呈現(xiàn)了表面活性劑膠束溶液在多孔介質(zhì)中與油相相互作用形成微乳液的動態(tài)相行為。油濕模型中亞微米級喉道產(chǎn)生的巨大毛管阻力導(dǎo)致鹽水侵入過程中出現(xiàn)了由于海恩斯階躍[24]導(dǎo)致的液滴流動現(xiàn)象，波及范圍較??；而低鹽度體系與常規(guī)表面活性劑體系相近，雖然通過潤濕反轉(zhuǎn)和降低界面張力，波及范圍較大，但低界面張力條件下形成的乳液液滴仍難以通過亞微米級喉道，在孔隙中大量滯留，降低了驅(qū)油效率。

3.2 原油返排過程

在完成驅(qū)替實驗后，繼續(xù)進行在油濕多級孔喉系統(tǒng)微觀模型中的原油返排實驗。圖18展示了4組原油返排實驗的實驗結(jié)果?？梢钥闯觯?組微觀模型實驗的結(jié)果與巖心實驗結(jié)果一致，鹽水侵入后，僅有部分孔隙能夠成為后續(xù)原油返排的流動通道，而在 3種表面活性劑膠束溶液作用下，大部分孔隙都能成為原油返排通道。

圖18 方案FA-1、FA-2、FA-3和FA-4返排過程圖像

為了進一步揭示在不同類型流體作用下油濕基質(zhì)中的返排效率差異較大的原因，對各組實驗中原油返排的微觀動態(tài)進行了進一步分析。

圖19展示了方案FA-1鹽水侵入后原油返排的微觀動態(tài)?？梢钥闯?，原油返排主要包括兩個過程。①排水：這一過程是原油驅(qū)動鹽水侵入?yún)^(qū)域的水相向出口運移的過程，與梁天博等[7]返排實驗中油相相對滲透率隨著鹽水的排出而升高的過程相對應(yīng)。在油濕介質(zhì)中侵入基質(zhì)的鹽水大部分賦存在微米級孔隙中央，而孔隙邊緣和亞微米級喉道大多被油相所占據(jù)。這就導(dǎo)致在排水過程中，鹽水作為非潤濕相再次受到極嚴重的孔喉卡斷作用，形成了大量小液滴，而小液滴在流動過程中的賈敏效應(yīng)導(dǎo)致返排壓差的急劇升高。②排油：這一過程是原油形成連續(xù)流通通道后被持續(xù)采出的過程，與梁天博等[7]返排實驗中的油相相對滲透率進入“平臺”期的階段相對應(yīng)。由于水侵和排水過程中大量水滴占據(jù)了孔隙中央，作為潤濕相的原油在返排過程中僅能沿孔隙邊緣流動。在這一過程中，油相返排的優(yōu)勢滲流通道已經(jīng)形成，而在整個模型中，這種油相返排的優(yōu)勢滲流通道極少，這就造成排油壓差較高。從圖20中也可以看出，大量水滴以分散的形式滯留在孔隙中。

圖19 方案FA-1鹽水侵入后原油返排微觀動態(tài)

圖20 方案FA-1原油返排結(jié)束后微觀剩余油賦存狀態(tài)

圖21展示了方案FA-2低鹽度體系侵入后原油返排的微觀動態(tài)。可以看出，由于低鹽度體系的潤濕反轉(zhuǎn)作用，微觀模型油水流動呈現(xiàn)出與Yu等[29]描述一致的特征，即原本油濕的微觀模型偏水濕。在返排前緣，部分原油受卡斷作用，出現(xiàn)了油滴流動的現(xiàn)象。部分尺寸遠小于孔喉尺寸的油滴可以順利排出，而尺寸較大的油滴則在喉道處卡堵造成了返排壓差的升高。這一現(xiàn)象進一步證實了 He等[11]提出的乳化作用弱的表面活性劑溶液比乳化作用強的表面活性劑溶液更有助于原油返排的結(jié)論。隨著排油過程的持續(xù)進行，微米級孔隙中滯留的水分不斷減少，最終在原油的攜帶、擠壓作用下，部分殘留的表面活性劑膠束溶液包裹著大量小油滴，以 O/W/O（油包水包油）乳液形式在孔隙中央滯留，如圖22所示。

圖21 方案FA-2低鹽度體系侵入后原油返排微觀動態(tài)

圖22 方案FA-2原油返排結(jié)束后微觀剩余油賦存狀態(tài)

圖23展示了方案FA-3臨界鹽度體系侵入后原油返排的微觀動態(tài)?？梢钥闯?，在該體系作用下，返排前緣的油相更傾向于與體系發(fā)生混溶，亞微米級喉道的卡斷作用不會導(dǎo)致前緣出現(xiàn)明顯的水相和油相液滴。在返排初期，亞微米級喉道基本都被油相占據(jù)。并且如圖24中黃色框線內(nèi)所示，滯留在孔隙中的少部分水滴也會隨著原油返排的流場擾動作用而逐漸被采出。這說明，臨界鹽度表面活性劑溶液侵入后的油相返排過程與常規(guī)表面活性劑溶液不同，返排前期是一個微乳液的形成及其在流動條件下動態(tài)相變[23]的過程。返排結(jié)束后滯留在微觀模型中的水相多以小水滴的形式分布在孔隙邊緣，如圖25所示。

圖23 方案FA-3臨界鹽度體系侵入后原油返排微觀動態(tài)

圖24 方案FA-3原油返排后緣水相被逐漸排出的動態(tài)

圖25 方案FA-3原油返排結(jié)束后微觀剩余油賦存狀態(tài)

圖26展示了方案FA-4最佳鹽度體系侵入后原油返排的微觀動態(tài)。可以看出，在界面張力進一步降低的條件下，原油更易進入亞微米級喉道中，將其中水相排出，并重新建立油相的流動通道，這與臨界鹽度體系侵入后原油返排的微觀動態(tài)相似。返排結(jié)束后，滯留在微觀模型中的水相也均以小水滴的形式分布在孔隙邊緣，如圖27所示。

圖26 方案FA-4最佳鹽度體系侵入后原油返排微觀動態(tài)

圖27 方案FA-4原油返排結(jié)束后微觀剩余油賦存狀態(tài)

對于不同類型表面活性劑膠束溶液促進原油返排這一問題，前人研究[2,4,16-18]多以Winsor Ⅰ型表面活性劑膠束溶液和最佳鹽度 Winsor Ⅲ型表面活性劑膠

束溶液為主。但也有研究表明，鹽度略低于最佳鹽度的表面活性劑膠束溶液更有助于提高采收率。在此背景下，本文選取 3種不同鹽度的表面活性劑膠束溶液進行了研究，并通過微觀可視化實驗進一步對比了不同類型表面活性劑膠束溶液的助排效果并明確了其助排機理。此外，本文通過對微觀模型尺寸的合理設(shè)計，對模型整體和局部進行了較為完整的圖像采集，對原油的返排過程和作用機理有了更為完整的描述。與巖心實驗結(jié)果一致，由于鹽水侵入過程中對亞微米級喉道動用程度較低，因此在鹽水侵入后的原油返排過程中，大部分亞微米級喉道中沒有鹽水的滯留，但僅有少部分孔隙能夠成為原油返排的流通通道，水鎖效應(yīng)嚴重，返排阻力大。表面活性劑膠束溶液的注入能夠有效地降低原油返排壓差，并能實現(xiàn)大部分侵入水相的排出。但低鹽度體系與原油混溶能力較差，在其侵入后原油首先以油滴的形式返排，由于賈敏效應(yīng)的影響，也形成了較大的返排阻力，且大部分亞微米級喉道中的水相無法排出。而最佳鹽度與臨界鹽度體系與原油混溶能力較強，在油相與水相界面通過混溶作用形成微乳液，避免了卡堵孔喉的大油滴的形成，實現(xiàn)了侵入水相的高效返排。這一結(jié)果也進一步將表面活性劑膠束溶液的返排效果與其靜態(tài)相行為實驗結(jié)果相關(guān)聯(lián)：①表面活性劑膠束溶液作用下原油的返排過程就是微乳液的相變過程；②鹽度通過影響表面活性劑膠束溶液的溶油率進而影響返排過程中微乳液的形成及相變過程，最終影響返排效果。

4 結(jié)論

表面活性劑膠束溶液可注入性較強，能夠提高驅(qū)油效率，并且其侵入巖心后原油的返排效率也遠高于鹽水，但不同類型表面活性劑膠束溶液性能差異較大。

巖心實驗結(jié)果表明，最佳鹽度表面活性劑膠束溶液驅(qū)油效率最高，可被用作化學(xué)驅(qū)提高采收率的驅(qū)油體系；臨界鹽度表面活性劑膠束溶液驅(qū)油效率和返排效率均較高，可被選用為低滲透儲集層的助排劑。

微觀模型實驗結(jié)果與巖心實驗結(jié)果一致，證明本文所用的多級孔喉系統(tǒng)微觀模型可以較為有效地表征特低滲透儲集層的孔喉結(jié)構(gòu)。微觀模型實驗結(jié)果進一步證明，鹽水和低鹽度表面活性劑膠束溶液在微米級孔隙和亞微米級喉道間驅(qū)替及返排過程中均會產(chǎn)生大量小液滴，小液滴通過孔喉時因賈敏效應(yīng)產(chǎn)生巨大的滲流阻力，導(dǎo)致驅(qū)替、返排壓差的升高和驅(qū)油、返排效率的降低。而能夠與原油混溶形成Winsor Ⅲ型微乳液的臨界鹽度和最佳鹽度表面活性劑膠束溶液則不會產(chǎn)生大量阻礙流動的小液滴，能夠有效降低滲流阻力，提高驅(qū)油及返排效率。