不同界面性質表面活性劑體系提高采收率作用效果和機理*

劉 倩，張金晶，石華強，李小玲，管保山，梁 利

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；3.中國石油物資有限公司，北京 100120；4.中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

常規儲層經歷了大規模開發，可采儲量逐年下降，因此，低滲致密油藏的勘探開發成為研究的熱點。針對該類儲層，滲吸是其重要的采出機理［1-4］，注水燜井促采出是重要的開發方式。表面活性劑已被證實是重要的提高采收率助劑，在致密儲層實際應用時，提高采收率的方式包括靜態滲吸、動態滲吸和驅油。劉衛東、Kathel等［5-7］均在采用表面活性劑體系提高原油采收率方面做了大量的工作，在國內外均已取得較好的現場應用效果。然而，目前學者們的研究多集中在單一表面活性劑體系的滲吸和驅油效果。表面活性劑通常兼具改變潤濕性和降低界面張力能力，而不同表面活性劑體系具有不同的界面活性，其提高采收率作用效果和作用機理尚不完全清楚。綜上，本文以低滲致密的長6 儲層為研究對象，針對兩種自制的具有不同界面性質的表面活性劑體系，系統評價并比較了兩者的靜態滲吸、動態滲吸和驅油等提高采收率作用效果，分析了相關機理，從而為現場提高采收率以及實際生產時優選活性物質提供理論依據。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

（1）巖心樣品。選用長6露頭巖心，巖心參數見表1。

表1 巖心物性參數

（2）實驗流體。煤油，西安澤水清源環保科技有限公司；長6 層某區塊致密油，地面原油密度為0.854 g/cm3，地面原油黏度（50 ℃）為6.4 mPa·s；二氯化錳，化學純，青島捷世康生物科技有限公司；二氯二甲基硅烷、苯，分析純，上海阿拉丁生化科技股份有限公司；實驗用水均為清水，即自來水。

自制表面活性劑體系S1和S2。S1的主要成分為脂肪醇聚氧乙烯醚非離子表面活性劑，S2的主要成分為硫酸鹽陰離子型表面活性劑，兩者的結構式見圖1。儲層溫度50 ℃下，區塊原油和清水的初始界面張力為13.5 mN/m，清水在巖石表面的初始接觸角為105°。當表面活性劑加量為0.3%時，S1、S2作用下的油水界面張力分別降至0.13、8.37×10-3mN/m，與巖石表面的接觸角分別降至55°、70°。S1和S2 均具有較高的界面活性。其中，S1 改善潤濕性作用效果更好，S2可實現超低界面張力。

圖1 S1和S2的結構式

（3）實驗儀器。PDP-200 壓力脈沖衰減滲透率儀，江蘇博銳思科研儀器有限公司；Uitrapore-300計算機控制自動氦氣孔隙度測量儀，上海思百吉儀器系統有限公司；Micromeritics-9500 型高壓壓汞儀，麥克默瑞提克（上海）儀器有限公司；MicroMR低場核磁共振巖心分析儀，上海紐邁電子科技有限公司。

1.2 實驗方法

（1）高壓壓汞實驗

參照石油天然氣行業標準SY/T 5336—2006《巖心常規分析方法》和SY/T 5346—2005《巖石毛管壓力曲線的測定》，測定1號巖心內部的孔徑分布。

（2）靜態滲吸實驗

采用低場核磁分析儀測定不同巖心孔隙內部含氫質子流體的弛豫信號（T2譜圖），定量表征兩種活性物質的滲吸采收率［8-9］，具體實驗步驟如下。將2、3、4 號巖心抽真空后飽和錳水（錳離子為順磁性離子，能加快水的弛豫衰減，屏蔽水相信號，使T2圖譜中只顯示油的信號）。將建立束縛水的巖心放入巖心夾持器，恒壓10 MPa 飽和煤油，并用低場核磁共振分析儀測得巖心在飽和油狀態下的核磁共振T2圖譜。主要測量參數：回波間隔0.3 ms，等待時間3000 ms，回波個數8000。分別將飽和油后的巖心置于清水、S1和S2中進行靜態滲吸置換，浸泡不同時間后進行核磁掃描，以得到不同滲吸時間下的T2譜。

（3）動態滲吸實驗

采用動態滲吸實驗流程裝置測定兩種表面活性劑體系對裂縫與基質間交滲流動的作用效果［12］，具體實驗步驟如下。沿中間軸線將5、6、7號巖心切成兩半，構造一條人工裂縫，烘干抽真空后直接加壓飽和煤油并老化一周。將切割后的兩半巖心并到一起，測定其在飽和油狀態下的T2圖譜。將巖心外表和兩個單面用保鮮膜密封，只留下巖心內部的兩個側面與滲吸液接觸。將制備好的巖心放入巖心夾持器，以0.1 mL/min的恒定速率分別注入2 PV清水、S1 和S2（均為錳水配制），取出再次測定其T2圖譜［10-11］。

（4）2.5維模型可視化微觀驅油實驗

采用中國石油大學（北京）提供的2.5維微觀刻蝕玻璃模型觀察驅油狀態，以進一步研究兩種表面活性劑體系的驅替效果。所用刻蝕模型為1.5 cm×1.5 cm 的石英玻璃，孔隙體積為10 μL，存在一個進口和一個出口。孔喉單元配位數為4，相鄰的2個孔隙通過一個喉道相連，可防止流體在沒有充分混合的情況下直接進出孔隙。孔隙半徑約為36 μm，等效喉道半徑約為2.7 μm，孔隙深度約為25 μm，喉道深度約為2 μm，剖面結構見圖2。驅油實驗步驟為：將0.1%二氯二甲基硅烷的苯溶液注入模型中，兩端封口，改性24 h后將進出口打開，靜置24 h以上，使改性溶液完全揮發；將改性后的微觀模型飽和模擬油，老化24 h；以0.1 uL/min的速率分別向老化后的模型中注入2 PV清水、S1和S2后停止實驗。

圖2 2.5維蝕刻模型孔喉結構剖面圖

2 結果與討論

2.1 弛豫時間T2與孔隙半徑的轉化

汞進入不同大小孔隙所需的注入壓力不同，因而進汞壓力可在一定程度上反映巖心的孔隙分布。壓汞所得巖心的孔喉分布見圖3。此類巖心的孔道主要分布于0.1～10 μm范圍內，油相信號幅度在約4.47 μm 處出現峰值，故油相主要分布于此類孔隙中。

圖3 巖心的孔喉分布

油水置換場所對應T2譜圖橫坐標的弛豫時間，流體所處孔隙直徑越大，弛豫時間越長。理論分析認為，核磁共振所得到的巖心T2譜圖也可在一定程度上反映巖石的孔隙結構。因此，將壓汞孔隙直徑分布曲線與流體T2曲線相結合，能將T2譜圖轉化為孔隙分布［13］。毛細管壓力與孔徑半徑之間的關系為：

式中，pc—毛細管壓力，MPa；σ—流體界面張力，N/m；θ—潤濕接觸角，°；rc—毛細管半徑，μm。

由MNR弛豫機理［9］可知，橫向弛豫時間T2可表示為：

式中，T2B—流體的體積（自由）弛豫時間，ms；ρ2—巖石的橫向表面弛豫強度，μm/ms；S—孔隙表面積，cm2；V—孔隙體積，cm3；D—自擴散系數，μm2/ms；Υ—旋磁比，對于氫核，γ/2π=42.58 MHz/T；G—磁場梯度，Gs/cm；TE—回波間隔，ms。

通常對于飽和鹽水的親水巖石，T2B（2000～3000 ms）比T2大得多，當磁場均勻（G足夠小）、TE足夠短時，式（2）可簡化為：

T2與孔隙空間大小及其形狀結構有關，若將巖心孔隙簡化為球狀和管狀，則T2與孔徑呈線性關系，可表示為：

式中，FS—形狀幾何因子，通常球狀幾何因子取3，管狀幾何因子取2；rc—孔隙半徑，μm。

對于巖性、物性差異較小的儲層，巖石的橫向表面弛豫強度ρ2可看作常數，式（4）可進一步簡化為：

式中，a—常數。孔喉半徑與T2弛豫時間成正比，因此可將核磁共振T2譜轉換為巖石孔喉半徑的分布。

測得1 號巖心飽和油狀態的T2圖譜見圖4。壓汞曲線和T2譜圖均可反映巖心的孔隙分布情況。將毛細管半徑曲線和核磁共振T2譜的峰值重合，可得T2=94.89 ms，rc=4.47 μm。按照式（5）計算得到轉換系數a為21.23，可得T2弛豫時間與喉道半徑的關系，并進一步將核磁共振T2分布曲線轉化為孔喉半徑分布曲線［9］。

圖4 飽和油狀態下的T2圖譜

2.2 兩種體系靜態滲吸作用效果的核磁表征

滲吸過程在T2圖譜上表現為油相信號強度的變化。不同滲吸液中滲吸不同時間的巖心T2譜圖見圖5，計算得到的滲吸效率見表2。自發滲吸前期，巖心內油相的信號變化幅度較大，滲吸速度快。隨著滲吸過程的進行，信號變化量減小，滲吸速度減緩。建立束縛水后飽和油進行滲吸的巖心，各滲吸曲線均具有2 個峰值。隨著滲吸過程的進行，峰值右移，說明油相逐漸向較大孔隙移動。考慮到無附加外力作用下，采油過程主要由毛細管力主導，由式（1）可見，毛細管壓力與孔隙半徑成反比，故整個滲吸為小孔道吸水、將油相置換到大孔道排出的過程。進一步將孔隙分為微米級和納米級可直觀看出，微米孔隙為滲吸置換的主要場所，該范圍內油相信號強度的降低效果明顯。S1 和S2作用下的最終滲吸采收率相近，約為31%，較清水可提升16百分點，但后者可更快達到滲吸平衡。

圖5 不同滲吸狀態下的T2譜圖（孔隙半徑分布）

表2 不同滲吸液在不同時間對巖心的滲吸效率（靜態）

不同孔隙在不同時間下的滲吸采收率見表3。由于S1 和S2 具有較高的界面活性，兩者均可深入孔隙內部發揮作用，使得各孔隙在不同時間的采出率較清水有大幅增加，提升納米孔隙采收率的作用效果好。其中，S1 由于改善潤濕性能力更強，毛細管動力更大，對小孔隙的采出程度較S2更高。

表3 不同滲吸液在不同時間對巖心不同孔隙（r）中原油的滲吸效率（靜態）

2.3 兩種體系動態滲吸作用效果的核磁表征

巖心在不同滲吸液動態滲吸作用前后的T2譜圖見圖6。與2.2中建立束縛水的巖心相比，未建立束縛水的巖心飽和時油相可深入到納米級的小孔隙。動態滲吸過程中，滲吸液沿裂縫通道流動，在毛細管力和重力的作用下，滲吸液進入基質，與內部孔隙中的油相發生滲吸置換作用，使其沿喉道逐步流入裂縫，并隨滲吸液一起流出。基質滲吸作用過程見圖7（a），油水分布情況見圖7（b）［12］。在清水、S1 和S2 作用下的動態滲吸采收率分別為22.46%、41.17%和45.39%。

圖6 不同滲吸液動態滲吸前后的T2譜圖（孔隙半徑分布）

圖7 動態滲吸作用過程示意圖［12］

油水置換場所對應圖譜中弛豫時間的長短，流體所處孔隙直徑越大，信號弛豫時間越長［10，14］。通過煤油的信號強度計算得到不同孔隙區間的采出程度，見表4。與圖6 中的T2譜圖相結合可見，整個滲吸過程主要動用孔隙半徑在0.01～10 μm范圍內的油相。以清水作為驅替介質時，微納米孔隙內油相的動用程度均較低。加入S1 和S2 后，納米尺度的液滴可深入孔隙內部發揮作用，使動態滲吸作用效果大幅提高。動態滲吸過程中，水相只能沿裂縫面進入基質發生作用。滲吸結束后，S1由于改善水濕作用效果更好，較S2 更易滲入基質內部，對于孔隙半徑在0.01～10 μm的油相作用效果更好。滲吸即水從小孔道進入將油相置換到大孔道的過程。置換出的油相在大孔隙中發生了滯留，使得10～100 μm范圍內孔隙均出現負采出現象，在T2圖譜上表現為油相信號的右移。

表4 不同滲吸液對巖心不同孔隙中原油的滲吸效率（動態）

S1 和S2 分別可將動態滲吸效率較清水提升18.71 百分點和22.93 百分點。S2 作用下的滲吸速度更快，滲吸相同時間，孔隙內部的油相可快速隨滲吸液排出，采出程度高且大孔隙內殘留較少。而巖心在S1中滲吸時，小孔隙的油相較S2采出更多，但排出速度較慢，使得滲吸結束時大孔隙內油相富集。

2.4 兩種體系對2.5維微觀模型的可視化驅油效果

Xu等［15］提出了2.5維微觀驅油模型。利用氫氟酸（HF）的各向同性腐蝕，通過控制孔隙距離和孔隙深度得到窄而深的喉道，用于連接孔隙，包含深度變化。飽和油狀態下與二維孔喉結構的對比見圖8。2.5 維微觀驅油模型可明顯區分孔隙和喉道結構，更接近儲層三維孔喉結構特征，具有透明度高，孔隙結構真實可靠，可重復使用等特點，是將多孔介質內流體流動和液固相互作用進行可視化的一種有效工具。2.5 維微觀模型能更好地模擬儲層三維孔隙結構，近年來廣泛用于研究多孔介質內的多相流動特征。

圖8 不同微觀蝕刻玻璃模型飽和油狀態對比

采用微觀圖像采集系統記錄驅油過程。整個驅油過程為水相驅動油相，不同驅替液作用下的微觀驅油圖像見圖9。驅替溶液從右下入口進入，將油相從左上出口驅出。驅替時，水溶液逐漸往前方和邊緣部分推進，同一孔隙內的油相和驅替介質在多個喉道均存在接觸。驅替介質突破喉道進入孔隙將原油驅出時，會出現由于油相黏滯力、毛細管屏蔽和驅替屏蔽效應導致的殘余油。各個模型的最終驅替狀態顯示，S1 和S2 均具有較好的增采效果。其中，離注入點較近的中間區域采出效果最好，而較遠的邊緣地區出現了較多的殘余油。除這些波及效果較差的盲區外，清水驅替過后的殘余油較多，油滴較大，且大部分分布于喉道中；而表面活性劑驅替過后，水相主要占據孔隙邊緣和喉道，幾乎所有的殘余油都以小尺寸球體的形式聚集在孔隙體的中間部分［16-17］。

圖9 不同驅替液作用下的微觀驅油圖像

Raza 等［18］在1968 年指出水濕巖心和油濕巖心驅油時的油水分布差異。油濕巖心在水驅過后的殘余油主要分布在喉道中，而水濕巖心驅替過后與本實驗結果相吻合。實驗結果表明微乳液在驅替的過程中觸發了潤濕反轉，將體系由親油變為親水，并且毛細管力作用下的滲吸速率快于潤濕轉化速率，表現為水驅前沿分布不均，部分水相可繞過來不及接觸的鄰近油濕區域，使油滴被困于孔喉和孔隙邊緣部分。S1作用下的水驅前沿較S2更為明顯，附加的滲吸作用更強，對波及范圍內的油相作用效果更好，殘余油更小且更少，最終驅替采收率更高。

3 結論

在長6 儲層條件下，進行了兩種不同界面性質的表面活性劑體系提高采收率的作用效果和作用機理研究，包括靜態滲吸、動態滲吸和2.5維微觀模型驅油，得到以下結論。兩種表面活性劑體系均具有較好的提高采收率能力。通過核磁共振方法表征，S1 和S2 作用下的靜態滲吸采收率分別為31.04%和31.24%，較清水可提升17.47%和17.67%；動態滲吸采出率分別為41.17%和45.39%，較清水可提升18.71%和22.93%。靜態滲吸和動態滲吸結果表明，整個滲吸為水進入小孔隙將油置換到大孔隙的過程，S1 和S2 較清水均可大幅增加小孔隙的采出。2.5 維微觀模型驅油結果表明，S1 和S2 可大幅提高孔隙的波及體積和洗油效率，兩者提高采收率作用效果相近。S1 和S2 可觸發潤濕反轉，將原油打散為小尺度分散狀態，并存在附加的滲吸作用。

界面張力的降低和潤濕性的改變均有利于提高采收率。但實際應用時，具有不同界面性質的表面活性劑體系在提高采收率時存在不同的特征。S1 改善潤濕性能力更強，較S2 產生的毛細管動力大，對小孔隙的動用程度高，但采出速度慢，驅替時存在的附加滲吸作用強，采出程度高。S2可實現超低界面張力，較S1 油相流動阻力小，滲吸和驅替時采出的油滴小，且能以更快速度實現滲吸平衡。