摘要：為探索不同表面活性劑對(duì)油濕性致密儲(chǔ)層的滲吸排油效果，系統(tǒng)對(duì)比陰離子、非離子、陽(yáng)離子和兩性離子4大類型17種表面活性劑滲吸排油效率，分析不同類型活性劑對(duì)致密儲(chǔ)層滲吸排驅(qū)效果的差異及其機(jī)制，開(kāi)發(fā)致密儲(chǔ)層高效排驅(qū)的表面活性劑配方，確立致密儲(chǔ)層高效排驅(qū)對(duì)表面活性劑界面張力和接觸角性能的界限。結(jié)果表明：試驗(yàn)條件下陰離子、非離子表面活性劑對(duì)致密巖心的滲吸排油效率在18.4%～27.2%，顯著高于陽(yáng)離子、兩性離子表面活性劑的0～2.4%;陽(yáng)離子和兩性離子表面活性劑不適宜單獨(dú)作為油濕性致密儲(chǔ)層的滲吸排油劑;潤(rùn)濕性調(diào)控能力是表面活性劑產(chǎn)生高效滲吸排油的主要原因，界面張力和接觸角存在協(xié)同效應(yīng)；復(fù)合滲吸排油劑滲吸排油效率超過(guò)38%；表面活性劑對(duì)致密儲(chǔ)層高效滲吸排油的接觸角和界面張力分別為15°～35°、0.1～2 mN·m-1，對(duì)應(yīng)的N-1B大于15，毛管力是滲吸排油的主要?jiǎng)恿Α?/p>

關(guān)鍵詞：致密砂巖； 表面活性劑； 滲吸； 界面張力； 潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)

中圖分類號(hào)：TE 357.46"" 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：王業(yè)飛，張楚晗， 崔佳，等.表面活性劑對(duì)油濕性致密砂巖滲吸作用與界面協(xié)同效應(yīng)［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2024，48（5）：129-137.

WANG Yefei， ZHANG Chuhan， CUI Jia， et al. Spontaneous imbibition and interface synergistic effect of surfactants on oil-wet tight sandstone［J］. Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2024，48（5）：129-137.

Spontaneous imbibition and interface synergistic effect of

surfactants on oil-wet tight sandstone

WANG Yefei1， ZHANG Chuhan1， CUI Jia3， DING Mingchen1，" WANG Haibo3， CHEN Kai3

（1.State Key Laboratory of Deep Oil and Gas（China University of Petroleum （East China）） ， Qingdao 266580， China;

2.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum （East China）， Qingdao 266580， China;

3.Petroleum Exploration amp; Production Research Institute， SINOPEC， Beijing 100083， China）

Abstract： In order to explore the ability of different surfactants to improve the oil displacement effect by imbibition of oil-wet tight reservoirs， the oil displacement efficiency by imbibition of 17 surfactants in four categories including anionic， non-ionic， cationic， and amphoteric were systematically compared. The differences and mechanism of different types of surfactants on imbibition and oil displacement of tight reservoirs were analyzed. The surfactant formulations for high efficiency displacement of tight reservoirs were developed， and the boundaries of interfacial tension （IFT） and contact angle （CA） properties for high oil-displacement efficiency of tight reservoirs were established. The results show that the oil displacement efficiency by imbibition of anionic and non-ionic surfactants for tight core is 18.4%～27.2% under the current experimental condition， which is significantly higher than 0～2.4% of cationic and amphoteric surfactants. The cationic or amphoteric surfactants alone are not suitable as agents for oil displacement by imbibition in oil-wet tight reservoirs. The ability to regulate wettability is the main reason for the efficient oil displacement by imbibition of surfactants， and there is a synergistic effect between IFT and CA. The efficiency of oil displacement reaches over 38% by imbibition for \"composite imbibition oil displacement agent\". The CA and IFT of surfactants for efficient oil displacement by imbibition from tight reservoirs are 15°～35°， 0.1～2 mN·m-1， respectively. And the corresponding N-1B is over 15， indicating that capillary force is the main driving force for imbibition under such conditions.

Keywords：tight sandstone; surfactant; spontaneous imbibition; interfacial tension; wettability alteration

致密儲(chǔ)層是指含油氣資源的泥頁(yè)巖孔隙和裂縫以及泥頁(yè)巖層系中致密碳酸鹽巖或碎屑巖鄰層和夾層，該地層具有發(fā)育納米級(jí)孔喉和微裂縫、孔隙度低于10%、滲透率極低等特點(diǎn)［1-3］。由于極低的滲透率，難以建立有效的驅(qū)動(dòng)壓差直接驅(qū)替原油，水相滲吸成為提高采收率的關(guān)鍵機(jī)制。滲吸是指潤(rùn)濕相在毛管力和重力的作用下進(jìn)入孔隙喉道，置換非潤(rùn)濕相的過(guò)程［2-5］。在低滲油藏注水和表面活性劑滲吸方面，人們開(kāi)展了大量的研究，包括溫度、界面張力、潤(rùn)濕性和滲透率等因素對(duì)滲吸排油效率的影響等［6-12］。針對(duì)不同地層條件，具有不同界面性能的滲吸/驅(qū)替劑被開(kāi)發(fā)并用于提高低滲透油藏采收率，如表面活性劑復(fù)配體系、改性納米顆粒、微乳液等［13-16］。致密儲(chǔ)層由于微納米級(jí)孔喉對(duì)大分子、顆粒的運(yùn)移存在阻礙，表面活性劑的作用尤為關(guān)鍵。針對(duì)表面活性劑滲吸提高采收率，丁小惠等［17］使用1.5×10-3 μm2滲透率巖心在常溫下考察表面活性劑滲吸效果，滲吸排油效率由高到低依次為陰離子型gt;弱陽(yáng)離子型gt;陽(yáng)離子型gt;非離子型，而非離子表面活性劑中未有原油被置換出；而石立華等［2-3，18］發(fā)現(xiàn)非離子表面活性劑能達(dá)到最優(yōu)界面張力并改善潤(rùn)濕性，對(duì)低滲巖心滲吸排油效果最強(qiáng)；韓冬等［19］則認(rèn)為陰離子型活性劑滲吸排油效率普遍強(qiáng)于非離子型，而陽(yáng)離子表面活性劑對(duì)滲吸存在抑制；侯寶峰［20］發(fā)現(xiàn)溫度對(duì)陽(yáng)離子表面活性劑的滲吸排油效率存在顯著影響，室溫下陽(yáng)離子表面活性劑CTAB對(duì)低滲巖心滲吸排油效率最高，滲吸排油效率依次為陽(yáng)離子型gt;非離子型gt;陰離子型，而在高溫下陽(yáng)離子表面活性劑的滲吸排油效率反而顯著降低，為陰離子型gt;非離子型gt;陽(yáng)離子型。由此可見(jiàn)，不同學(xué)者對(duì)于不同類型表面活性劑自發(fā)滲吸的認(rèn)識(shí)存在一定出入。部分學(xué)者將陰、非離子表面活性劑復(fù)配，對(duì)低滲巖心起到了較好的采出效果［13］。關(guān)于不同類型表面活性劑（陰離子、陽(yáng)離子、非離子和兩性離子活性劑等）在致密儲(chǔ)層滲吸效果的研究存在不同認(rèn)識(shí)，難以指導(dǎo)滲吸用高效表面活性劑的優(yōu)選。筆者針對(duì)4大類（陰離子、陽(yáng)離子、非離子和兩性離子表面活性劑）17種表面活性劑，開(kāi)展界面張力、接觸角和滲吸排油效率試驗(yàn)，明確不同類型活性劑對(duì)致密儲(chǔ)層滲吸排驅(qū)效果的差異及原因，形成致密儲(chǔ)層高效排驅(qū)的表面活性劑配方，同時(shí)確立致密儲(chǔ)層高效排驅(qū)對(duì)表面活性劑界面張力和接觸角性能的要求界限，為致密儲(chǔ)層滲吸驅(qū)油用高效表面活性劑體系的研發(fā)提供參考。

1 試 驗(yàn)

1.1 試驗(yàn)材料與儀器

材料：陰離子表面活性劑（十二烷基聚氧乙烯醚硫酸鈉（AES），十二烷基苯磺酸鈉（SDBS），十二烷基硫酸鈉（SDS），α-烯基磺酸鈉（AOS），十二烷基硫酸銨（ALS））；非離子表面活性劑（辛癸基葡萄糖苷（APG0810），椰油二乙醇酰胺（6501），辛基苯基聚氧乙烯醚（TX-100））；兩性離子表面活性劑（十二烷基二甲基甜菜堿（BS-12），十八烷基二甲基甜菜堿（BS-18），油酸酰胺丙基甜菜堿（OAB），芥酸酰胺丙基甜菜堿（EAB），十八烷基羥丙基磺基甜菜堿（DHSB），椰油酰胺羥丙基磺基甜菜堿（CHSB），芥酸酰胺羥丙基磺基甜菜堿（EHSB）），上述表面活性劑均來(lái)源于山東臨沂綠森化工有限公司；陽(yáng)離子型表面活性劑（十六烷基三甲基溴化銨（CTAB），十二烷基三甲基氯化銨（DTAC）），分析純，來(lái)源于國(guó)藥集團(tuán)；滲吸試驗(yàn)所用表面活性劑單劑溶液的有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%；選用人工膠結(jié)致密砂巖巖心，直徑為2.5 cm，平均長(zhǎng)度為3.0 cm，平均滲透率為0.03×10-3 μm2，平均孔隙度為9.31%；某區(qū)塊致密儲(chǔ)層原油，地層溫度條件下（80℃）原油密度為0.80 g·cm-3，黏度為2.7 mPa·s；模擬水為0.02% KCl溶液，表面活性劑溶液均用模擬水配制。

儀器：Amott滲吸瓶，精度0.01 mL；恒溫水浴裝置；恒溫箱；分析天平；TX-500C旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、SL200KB接觸角測(cè)量?jī)x，美國(guó)科諾工業(yè)有限公司；真空-加壓飽和試驗(yàn)裝置、巖心驅(qū)替裝置，海安石油科研儀器有限公司；Nano ZS-90 ζ電位及粒度分析儀，美國(guó)馬爾文儀器有限公司。

1.2 試驗(yàn)方法

（1）滲吸試驗(yàn)。使用巖心驅(qū)替裝置測(cè)量滲透率。將柱狀巖心切割成若干長(zhǎng)度為3 cm的巖心，置于恒溫箱中烘干。使用巖心飽和裝置飽和某致密儲(chǔ)層原油，巖心飽和過(guò)程的溫度與后續(xù)滲吸排油試驗(yàn)的溫度一致，即在25 ℃下飽和用于室溫試驗(yàn)的巖心，在80 ℃下飽和用于高溫試驗(yàn)的巖心。將巖心老化14 d，取出后計(jì)算初始含油量。采用體積法進(jìn)行自發(fā)滲吸試驗(yàn)。先將巖心裝入Amott滲吸瓶中，再向瓶中注入表面活性劑溶液。80 ℃下試驗(yàn)時(shí)，表面活性劑經(jīng)過(guò)預(yù)熱處理，注入后，將滲吸瓶置于恒溫水浴裝置中，溫度設(shè)置為80 ℃。記錄上浮至滲吸瓶測(cè)量管中的原油體積隨時(shí)間的變化。當(dāng)測(cè)量管中原油體積連續(xù)24 h未發(fā)生變化時(shí)，結(jié)束試驗(yàn)，并計(jì)算巖心最終滲吸排油效率。

（2）界面張力測(cè)定。使用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀在80 ℃、6000 r·min-1轉(zhuǎn)速下測(cè)試模擬水及不同表面活性劑溶液與原油之間的平衡界面張力。

（3）接觸角測(cè)定。取飽和油并老化后的巖心，使用接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)量模擬水在其表面的接觸角，判斷其初始潤(rùn)濕性（初始接觸角平均值為117.2°，確認(rèn)為油潤(rùn)濕）；表面活性劑滲吸結(jié)束后，再次測(cè)量模擬水在其表面的接觸角，比較滲吸前后潤(rùn)濕性變化。

（4）固體表面ζ電位測(cè)定。將巖心研磨成粉末，分散到模擬水或0.3%的不同表面活性劑溶液中，形成質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%的懸濁液。使用ζ電位儀測(cè)定固體粉末在不同介質(zhì)中的ζ電位。

2 結(jié)果分析

2.1 不同類型表面活性劑的滲吸排油效率

2.1.1 滲吸排油效率

針對(duì)傳統(tǒng)低滲油藏滲吸問(wèn)題，人們較多地選擇室溫條件開(kāi)展表面活性劑滲吸研究，高溫下的結(jié)果報(bào)道較少［21-22］。為確認(rèn)表面活性劑類型對(duì)原油滲吸的影響，選取5種陰離子活性劑（SDBS、ALS、SDS、AOS、AES），3種非離子活性劑（APG0810、6501、TX-100），2種陽(yáng)離子活性劑（CTAB、DTAC）和7種兩性離子活性劑（BS-12、BS-18、OAB、EAB、DHSB、CHSB、EHSB），恒定質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，開(kāi)展80 ℃下滲吸排油試驗(yàn)，結(jié)果如圖1所示。為對(duì)比，同時(shí)將模擬水的滲吸排油效率曲線列于圖1中。

由圖1可見(jiàn)，選用的5種陰離子活性劑，對(duì)原油的最終滲吸排油效率在21.1%～27.2%，較模擬水的8.1%有顯著提升，其中AES具有最高的滲吸排油效率，為27.2%。3種非離子活性劑僅次于陰離子活性劑，在18.4%～20.0%，較模擬水高10.3%～11.9%，其中APG0810最佳，為20.0%。而2種陽(yáng)離子表面活性劑和7種兩性離子表面活性劑的滲吸效果均較差，滲吸排油效率在0～2.4%，尚不及模擬水，說(shuō)明這些表面活性劑對(duì)原油的自發(fā)滲吸具有阻礙作用。Xu［23］、侯寶峰［20］等在開(kāi)展低滲油藏滲吸研究時(shí)，也發(fā)現(xiàn)陽(yáng)離子活性劑的滲吸排油效果不理想。

2.1.2 界面張力、接觸角和ζ電位

為了探究不同類型活性劑對(duì)原油滲吸效果差異的原因，測(cè)定了各種類型表面活性劑溶液與原油的界面張力、表面活性劑溶液滲吸前后模擬水在巖心表面的接觸角以及在不同滲吸劑中巖石表面ζ電位。

表1總結(jié)了17種不同類型表面活性劑以及模擬水與原油的界面張力、滲吸結(jié)束后的水相接觸角。由表可知，滲吸效果較好的5種陰離子活性劑和3種非離子活性劑，界面張力均在10-1～100 mN·m-1量級(jí)，要低于模擬水的15.17 mN·m-1。而滲吸效果較差的2種陽(yáng)離子活性劑和7種兩性離子活性劑，界面張力在10-2～10-1 mN·m-1量級(jí)，比陰離子活性劑表面活性劑又低了一個(gè)數(shù)量級(jí)。可知，降低油水界面張力的能力不是體系高效滲吸效果的決定因素。

同時(shí)可以看出，油濕性巖心（水相初始接觸角平均值為117.2°）經(jīng)模擬水滲吸后，接觸角變?yōu)?90°，油濕性降低，如圖2所示。

5種陰離子表面活性劑和3種非離子活性劑滲吸后，巖石表面水相接觸角分別為0°～69.7°和0°～70.7°，平均值各為34.0°和38.7°，呈現(xiàn)較強(qiáng)的親水性。而2種陽(yáng)離子活性劑和7種兩性離子活性劑滲吸后，巖石接觸角為96.5°～97.2°和67.9°～97.3°，呈現(xiàn)較弱的親水性或接近中性潤(rùn)濕。ζ電位測(cè)試表明（圖3），巖石在陽(yáng)離子活性劑中浸泡、吸附后，其表面轉(zhuǎn)變?yōu)閹д?，與油相中帶負(fù)電的羧酸基團(tuán)吸引力增強(qiáng)，使油相剝離難度增大，宏觀上表現(xiàn)為親油性增強(qiáng)［23-25］。而陰離子活性劑和非離子活性劑作用后，砂巖表面負(fù)電性增強(qiáng)，與油相中羧酸基團(tuán)表現(xiàn)為排斥，油膜更易從巖心表面剝離，使得巖石表面親水性增強(qiáng)，滲吸排油效率提高。

因此，過(guò)低的界面張力不利于表面活性劑對(duì)致密巖石的滲吸排油。只有較強(qiáng)的潤(rùn)濕改變能力，配合一定范圍的油水低界面張力，才能有高的滲吸排油效率。

2.2 溫度對(duì)不同類型表面活性劑滲吸的影響

為明確溫度對(duì)不同類型活性劑滲吸的影響，選取陰離子活性劑SDBS、非離子活性劑6501、陽(yáng)離子活性劑CTAB、兩性離子活性劑OAB以及模擬水，進(jìn)行了25 ℃下的滲吸試驗(yàn)，與80 ℃下的結(jié)果對(duì)比見(jiàn)圖4。

可以看出，25 ℃下陰離子表面活性劑SDBS、非離子表面活性劑6501表現(xiàn)出較高的滲吸排油效率，分別達(dá)到17.3%、13.7%；而陽(yáng)離子表面活性劑CTAB和兩性離子表面活性劑OAB的表現(xiàn)尚不及模擬水的滲吸排油效果。溫度升高至80 ℃，上述兩種相對(duì)高效的表面活性劑的滲吸排油效率分別上升到25.2%、19.6%，性能更加優(yōu)異；而表現(xiàn)平平的陽(yáng)離子表面活性劑和兩性表面活性劑依然很差?？梢?jiàn)：①高溫和低溫下，表面活性劑對(duì)致密巖石的滲吸排油效率明顯不同，這說(shuō)明對(duì)于低滲、致密油藏中的滲吸研究，更應(yīng)該在油藏溫度下開(kāi)展；②溫度對(duì)不同體系滲吸排油效率的影響雖然存在差異。但是常溫下表現(xiàn)好的表面活性劑體系在高溫下表現(xiàn)更好，趨勢(shì)是一致的，這說(shuō)明可以是利用常溫下的滲吸排驅(qū)劑的試驗(yàn)結(jié)果來(lái)指導(dǎo)高溫下滲吸排驅(qū)劑的優(yōu)化。一般認(rèn)為，溫度升高，原油黏度降低，黏滯阻力減小，表面活性劑與原油間的置換速率提升［12，26］，同時(shí)油水界面張力減小（如表2），黏滯油滴更易剝離。

部分學(xué)者也發(fā)現(xiàn)同樣的規(guī)律，即陽(yáng)離子表面活性劑滲吸排油能力，隨溫度的升高明顯減弱。砂巖表面的羥基與水中的OH-結(jié)合是砂巖表面帶負(fù)電的原因之一，該反應(yīng)為放熱反應(yīng)。當(dāng)溫度升高，反應(yīng)平衡向左移動(dòng)，使得砂巖表面負(fù)電性減弱［23，27］，陽(yáng)離子表面活性劑更加不易剝離油膜。

2.3 復(fù)配滲吸體系

2.3.1 滲吸體系

不同類型活性劑單劑滲吸試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，陰、非離子表面活性劑可顯著提高原油滲吸排油效率，而單獨(dú)陽(yáng)、兩性離子活性劑效果較差。為進(jìn)一步獲得更加高效的滲吸體系，選擇滲吸排油效率較高的陰離子表面活性劑AES與SDBS為主劑，與非離子表面活性劑、兩性表面活性劑等復(fù)配，仍保持表面活性劑總質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%不變，以調(diào)節(jié)界面張力和潤(rùn)濕性改變能力，由此優(yōu)化滲吸體系，結(jié)果如表3和圖5所示。

可以看出，復(fù)配體系的總體滲吸排油效率較單一表面活性劑體系要高。除個(gè)別體系外，復(fù)配體系的滲吸排油效率都超過(guò)20%。說(shuō)明利用單一陰離子表面活性劑（AES或SDBS）與兩性表面活性劑EHSB及非離子表面活性劑復(fù)配，是提高表面活性劑體系滲吸排油效率的有效途徑。

上述復(fù)配體系的界面性能顯著不同，滲吸排油效率存在顯著差異。其中ABI-8與SBI-8體系雖然界面張力最低，且達(dá)到超低界面張力，但由于接觸角最大（70.6°、56.5°），滲吸排油效率在所有體系中卻是最低的。這再次說(shuō)明，對(duì)于致密儲(chǔ)層原油表面活性劑滲吸，界面張力超低不是充要條件。與單一AES和SDBS相比，復(fù)配型ABI-3、SBI-3和SBI-5界面張力有所降低，保持在10-1 mN·m-1量級(jí)，接觸角有一定升高，在16種體系中具有相對(duì)最高的滲吸排油效率。

2.3.2 高效滲吸對(duì)界面張力和接觸角的要求

毛管力作為滲吸的主要作用力，其主要由界面張力、潤(rùn)濕性及孔喉尺寸決定：

pc=2σcos θr .

式中，pc為毛管力，mPa；σ為界面張力，mN·m-1；θ為接觸角，（°）；r為巖石的平均孔喉半徑，m。

若孔喉表面為油濕，cos θ＜0，毛管力作用方向與水油置換方向相反，毛管力反而成為滲吸的阻力，此時(shí)致密巖心僅依靠重力作用無(wú)法獲得理想的采效率。表面活性劑兼具改變巖石表面潤(rùn)濕性和降低油水界面張力的能力，巖石油濕性反轉(zhuǎn)后，則毛管力成為滲吸動(dòng)力，而且表面愈親水，則動(dòng)力越強(qiáng)。理論上講，界面張力越高，毛管力作用越強(qiáng)，但是低的界面張力有利于油滴變形通過(guò)細(xì)小的孔喉，促進(jìn)油滴運(yùn)移，提高滲吸排油效率［16，28］。因此，高效滲吸對(duì)于界面張力和接觸角的范圍具有一定要求，通過(guò)理想的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)能力和界面張力協(xié)同作用，從而獲得最理想的滲吸排油效率。

Schechter等定義了毛管力與重力之比N-1B用于表示滲吸過(guò)程中毛管力和重力對(duì)滲吸置換過(guò)程的相對(duì)作用［29］。經(jīng)修正后的N-1B［30］表示為

N-1B=c2σcosθ1011φkΔρgH" .

式中，C為與多孔介質(zhì)幾何尺寸有關(guān)的常數(shù)，圓形毛細(xì)管C = 0.4；σ為界面張力，mN·m-1；θ為接觸角，（°）；φ為巖石的孔隙度；k為巖石的滲透率，10-3 μm2；Δρ=ρw-ρo，為油水密度差，g·cm-3；g為重力加速度，cm·s-2；H為多孔介質(zhì)的高度，cm。

當(dāng)N-1B＞5時(shí)，滲吸過(guò)程是毛管力控制下的逆向滲吸；當(dāng)N-1B＜5時(shí)，為密度差控制的油水重力運(yùn)移（重力排油）。

當(dāng)儲(chǔ)層（巖心）條件相同時(shí)，N-1B僅受表面活性劑的界面張力及潤(rùn)濕性控制，在σ-θ圖版中，不同的N-1B數(shù)值表現(xiàn)為一系列平滑曲線。利用35種表面活性劑體系滲吸試驗(yàn)結(jié)果，繪制了滲吸排油效率與界面張力、接觸角關(guān)系等值線圖，由此可以判斷致密儲(chǔ)層原油高效滲吸對(duì)表面活性劑性能的基本要求，如圖6所示。

可以看出，滲吸排油效率較高的區(qū)域，主要分布在接觸角15°～35°，界面張力為0.1～2 mN·m-1，該范圍體現(xiàn)為界面協(xié)同效應(yīng)，即實(shí)現(xiàn)致密儲(chǔ)層原油的高效滲吸排驅(qū)，首先要求表面活性劑具有較強(qiáng)潤(rùn)濕性調(diào)控能力，將油濕性表面反轉(zhuǎn)為親水表面，或者進(jìn)一步增強(qiáng)初始水濕表面的親水性，同時(shí)油水界面張力不宜過(guò)低；若接觸角較大（如60°～95°），即使界面張力降低至理想范圍，也難以達(dá)到較高的滲吸排油效率。

計(jì)算一系列N-1B等值線，輔助判斷致密砂巖中表面活性劑滲吸的毛管力作用強(qiáng)度（圖6）。5.0＜N-1B＜200為潤(rùn)濕性-界面張力協(xié)同作用區(qū)，此時(shí)毛管力與滲吸排油效率的關(guān)聯(lián)較為理想；N-1B＞200為界面張力主導(dǎo)作用區(qū)，此時(shí)界面張力過(guò)大，無(wú)法有效降低黏附功；0.2＜N-1B＜5為潤(rùn)濕性主導(dǎo)作用區(qū)，此時(shí)滲吸排油的主要機(jī)制為潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)與低界面張力產(chǎn)生毛管力，但毛管動(dòng)力相對(duì)較弱；對(duì)于界面張力主導(dǎo)作用及潤(rùn)濕性主導(dǎo)作用，滲吸排油效率均不高。N-1B＜02區(qū)域?yàn)橹亓ψ饔门庞?，毛管力滲吸排油作用微弱［6］。由圖6可見(jiàn)，滲吸排油效率最高的區(qū)域主要分布在接觸角15°～35°，界面張力為0.1～2 mN·m-1，這說(shuō)明致密砂巖油藏表面活性劑高效滲吸需要對(duì)界面性能進(jìn)行優(yōu)化，以增加毛管力作用。這一結(jié)果可能對(duì)滲透率更高的低滲透油藏存在差異，有待進(jìn)一步研究。

3 結(jié) 論

（1）陰離子、非離子表面活性劑對(duì)油濕性的致密巖心滲吸排油效率顯著強(qiáng)于陽(yáng)離子、兩性離子表面活性劑，這是因?yàn)榍罢呔哂休^強(qiáng)的潤(rùn)濕性調(diào)控能力，能夠明顯增強(qiáng)巖石表面親水性，而后者潤(rùn)濕性調(diào)控能力較弱。

（2）陰離子表面活性劑與兩性離子表面活性劑復(fù)配，能協(xié)同調(diào)控界面張力和潤(rùn)濕性，可以獲得更加高效的滲吸排油體系。

（3）毛管力是致密砂巖滲吸排油的主要?jiǎng)恿?；高效表面活性劑滲吸體系設(shè)計(jì)，要求其接觸角為15°～35°，界面張力為0.1～2 mN·m-1。

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（編輯 劉為清）