低界面張力黏彈流體驅油效果評價及微觀驅油機理

董沅武,王睿，王思瑤，孟文玉，唐善法,2*，陳龍龍

(1.長江大學石油工程學院，武漢 430100；2.油氣鉆采工程湖北省重點實驗室，武漢 430100；

3.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 716099)

特低滲儲層具有低孔、低滲、流體/巖石界面效應顯著、非均質性強以及流體可動性差等特點[1-3]，注水開發過程中容易發生方向性水淹，致使油藏含水率上升快，產量遞減嚴重，水驅采出程度低(20%左右)[4-6]。與中-高滲透油藏不同，特低滲透儲層裂縫普遍發育，裂縫既是注入水的竄流通道，也是油流通道，需要驅油體系對裂縫或高滲通道只能是適當封堵，以保證原油和注入體系的滲流能力[7]。受注入性限制，高分子聚合物難以進入低滲儲層的微小孔隙，若強行利用過大的注入壓力將其注入地層，聚合物的黏度會因密集的剪切作用發生不可逆的降低[8-9]；常規表面活性劑溶液雖然滿足特低滲儲層注入性要求，并具有改變儲層巖石表面潤濕性和降低油水界面張力并乳化原油的能力[10-11]，但其流度控制能力差，在特低滲油藏中不能有效擴大波及體積。因此，急需要一種兼具良好注入性及流度控制力的驅油劑。

低界面張力黏彈流體的出現為上述問題提供了新的解決思路。由低界面張力黏彈表面活性劑構筑的黏彈流體既滿足特低滲透儲層注入性要求，又具有類似表面活性劑/聚合物二元驅功能，在提高波及系數和洗油效率方面有著顯著優勢[12-14]。田茂章等[15]以芥酸酰胺羧基甜菜堿、十八烷基磺基甜菜堿作為主劑構筑了低界面張力黏彈流體，能夠有效注入到滲透率為5.3 mD的巖心中，水驅后轉注0.5 PV(pore volume)黏彈表面活性劑，并進行后續水驅，較水驅采收率可提高8.3%。Cai等[16]通過巖心驅油實驗評估了低界面張力黏彈流體(0.3%TBS)與滲吸驅油型表面活性劑(0.3%AEC)驅油效率，研究表明，巖心平均滲透率為4.56 mD時，水驅后轉注0.5 PV 0.3%TBS和0.5 PV 0.3%AEC較水驅采收率分別提高了8.5%和10.63%，將TBS與AEC復配使用可以得到更高的采收率(14.82%)。秦文龍等[17]以滲透率在0.758～1.593 mD的天然巖心為研究對象，水驅后轉注0.3PV低界面張力黏彈流體，驅油效率平均提高了8.37%。但是目前專家學者們研究重點多集中在宏觀機理，微觀機理尚不明確。

為此，以驅油用低界面張力黏彈流體(10-2mN/m)為研究對象，通過開展巖心驅油實驗評價其油藏條件下提高采收率效果，并利用微觀可視模擬技術研究了低界面張力黏彈流體在微觀孔隙中運移規律和微觀驅油機理，為低界面張力黏彈流體在礦場試驗中的應用提供有效的理論參考價值。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

實驗材料：儲層原油(50.3 ℃黏度為3.2 mPa·s)、低界面張力黏彈流體(50.3 ℃、3.2 mPa·s、0.024 mN/m、自制)、注入水(離子構成見表1)、煤油、白油、蘇丹紅、亞甲基藍、儲層天然巖心(氣測滲透率Kg=0.142～0.643 mD)。

表1 注入水離子構成Table 1 The ions injected with water

實驗儀器：微觀可視化驅油實驗用裝置，海安石油科研儀器有限公司；非均質微觀刻蝕模型(見圖1)，其沿對角線開口，幾何尺寸為75 mm×75 mm，有效刻蝕面積為45 mm×45 mm，鎮江華瑞芯片科技有限公司；巖心驅油實驗用裝置，主要包括雙缸恒速恒壓驅替泵、巖心夾持器、回壓閥、活塞式中間容器、壓力傳感器等，常州中貝儀器有限公司。

圖1 非均質微觀刻蝕模型工藝圖Fig.1 Process diagram of heterogeneous microscopic etching model

1.2 實驗方法

1.2.1 實驗用水配制

(1)可視化實驗用水(藍色)：注入水經亞甲基藍染色并過濾。

(2)可視化實驗用油(紅色)：根據實驗所需黏度，將煤油與白油按一定比例復配，用蘇丹紅染色并過濾。

1.2.2 微觀可視化模型驅替實驗步驟

(1)安裝實驗儀器。

(2)模型抽真空，并飽和模擬油。

(3)轉注注入水，以0.005 mL/min流速水驅油至含水率達98%或不出油時，結束水驅。

(4)轉注低界面張力黏彈流體，0.005 mL/min 流速驅至出口端見黏彈流體時，結束黏彈流體驅。

(5)后續水驅，以0.005 mL/min流速水驅至出口段不出油，停止注入。

微觀可視化模型驅替實驗流程圖如圖2所示。

圖2 微觀可視化模型驅替實驗流程圖Fig.2 Flow chart of micro-visualization model displacement experiment

1.2.3 巖心驅油實驗步驟

(1)飽和水。

(2)建立束縛水飽和度。

(3)飽和原油。

(4)開展水驅，水驅至出口段含水率達到90%或不出油時，停止水驅。

(5)轉注0.4 PV低界面張力黏彈流體。

(6)后續水驅，當出口端含水率達到98%或不出油時，停止水驅。

(7)記錄相關注入參數，并計算水驅、低界面張力黏彈流體驅采收率。

實驗溫度50.3 ℃，恒定壓力11.52 MPa驅替。

2 結果與討論

2.1 低界面張力黏彈流體驅油效果

2.1.1 低界面張力黏彈流體巖心驅油效果評價

低界面張力黏彈流體巖心驅油效果評價如表2所示。在實驗溫度、壓力下，天然巖心(Kg=0.245 mD)單管驅油實驗水驅采收率為58.73%，轉注0.4 PV低界面張力黏彈流體及后續水驅最終采收率可達66.2%；雙管并聯驅油實驗綜合水驅采收率為45.91%，轉注0.4 PV低界面張力黏彈流體及后續水驅最終綜合采收率可達69.05%。巖心單管和雙管驅油實驗注入低界面張力黏彈流體后采收率分別提高了7.47%、23.14%。

表2 低界面張力黏彈流體巖心驅油評價實驗結果Table 2 Experimental results of low interfacial tension viscoelastic fluid core oil displacement effect evaluation

進一步研究發現，水驅采收率受儲層非均質性影響明顯，高/低滲管巖心水驅采收率分別為59.83%、29.44%，由于注入水沿低流動阻力路徑優先運移，沿著高滲管突破后會形成固定的滲流通道，嚴重影響低滲管的開發效果，導致雙管并聯水驅綜合采收率相較單管巖心水驅采收率低12.82%。轉注低界面張力黏彈流體后，低滲管的采收率得到很大程度上的提高，提高至67.36%，高滲管的采收率進一步提高至70.49%，雙管并聯最終綜合采收率相較于單管巖心最終采收率高2.85%，體現出低界面張力黏彈流體具有較強的調驅作用和洗油能力。

2.1.2 低界面張力黏彈流體微觀可視化驅油效果評價

不同驅替階段結束油水分布狀態如圖3所示。圖片孔隙中紅色區域為剩余油，藍色區域為注入水，無色區域為低界面張力黏彈流體。對水驅后仿真微觀模型剩余油進行定性分析，可以發現水驅后剩余油類型主要分為5種：①以小片油狀滯留于孔道交匯處和較大孔隙中，形成簇狀油[圖3(a)]；②以“孤島狀”分布在大孔道的中間部位，形成孤島狀剩余油[圖3(b)]；③附著于孔壁上，形成膜狀油[圖3(c)]；④呈孤立的塞狀或柱狀殘留在連通孔隙內，其中只有一端與孔隙外界相通，形成盲端狀剩余油[圖3(d)]；⑤存在于直徑較小、滲流阻力較大、注入水未能波及到的細小孔隙中，形成柱狀剩余油[圖3(e)]。并且可以發現水驅后模型孔隙空間內簇狀剩余油所在比例最大。

低界面張力黏彈流體驅結束后，低界面張力黏彈流體能夠將水驅未能波及到的剩余油有效驅替，孔隙中不同類型的剩余油均被驅替產出，未見明顯剩余油[圖3(d)～圖3(f)]，反映出了低界面張力黏彈流體較水驅能夠有效擴大波及體積和提高洗油效率；后續水驅水介質繼續進入低界面張力黏彈流體驅替介質滲流通道，水驅結束后可以發現部分低界面張力黏彈流體彼此聚集形成流體柱、團對水驅波及區的大孔道進行有效封堵[圖3(h)]。微觀可視化驅油實驗相較于巖心驅油實驗表現出更高的驅油效率，主要是因為微觀可視化模型僅是個平面模型，且并未考慮特低滲油藏復雜環境影響，因此平板模型微觀可視化驅油實驗對驅油效果評估只能提供一定的參考借鑒，驅油效果評估主要以巖心驅油實驗為準。

圖3 不同驅替階段結束油水分布狀態Fig.3 Oil and water distribution at the end of different displacement stages

2.2 低界面張力黏彈流體啟動水驅后剩余油機理研究

低界面張力黏彈流體的注入既能增加驅替體系黏度又可降低油水界面張力，從而有效地增加了驅替體系作用于剩余油的剪切力[18]。為了更好地探究低界面張力黏彈流體驅油機理，對低界面張力黏彈流體驅替過程中剩余油的形變和運移規律進行研究。

2.2.1 增黏作用

低界面張力黏彈流體的增黏作用效果圖如圖4所示。低界面張力黏彈流體注入時，會沿低流動阻力路徑優先運移，呈“塞流式”沿連通性好的孔道進入[圖4(b)]。進入大孔道的低界面張力黏彈流體，由于自身黏度大于水，能夠增加滲流阻力[19]，降低大孔道的滲透率，迫使后續驅替流體進入小孔道[圖4(d)]，對驅油剖面進行有效調整。

圖4 低界面張力黏彈流體的增黏作用效果圖Fig.4 Effect diagram of viscoelastic fluid with low interfacial tension

2.2.2 封堵作用(屏蔽暫堵)

低界面張力黏彈流體的封堵作用效果圖如圖5所示。低界面張力黏彈流體彼此聚集形成流體柱、團展示出了很好的流動變形能力，可隨孔隙尺度變化而變形，當低界面張力黏彈流體聚集體變形通過小孔隙時[圖5(a)]，會對小孔隙產生封堵作用，在達到一定的驅替壓力才能變形通過[圖5(b)]，在運移過程中低界面張力黏彈流體聚集體會一直發生封堵[圖5(c)]、變形通過[圖5(d)]，具備較好的運移能力，可以對驅油剖面進行有效調整。

2.2.3 乳化作用

低界面張力黏彈流體乳化作用效果圖如圖6所示。低界面張力黏彈流體與剩余油接觸時，體系表面能會降低，導致剩余油內聚力下降，油滴更容易發生變形，同時低界面張力黏彈流體對原油的攜帶能力更強，可將孔道內大油滴拉伸、拖拽運移[圖6(a)、圖6(d)]，能夠促其自發乳化分散成小油滴[圖6(b)、圖6(f)]，這種乳化-攜帶的過程會不斷進行，形成的小油滴會斷脫成更小的油滴，結合圖5可知，驅油過程中許多乳化分散形成的小油滴粒徑遠小于孔道直徑，能夠更容易通過狹小的孔隙，展現出較好的乳化洗油能力。

圖5 低界面張力黏彈流體的封堵作用效果圖Fig.5 Plugging effect of viscoelastic fluid with low interfacial tension

圖6 低界面張力黏彈流體的乳化作用效果圖Fig.6 Emulsification effect of viscoelastic fluid with low interfacial tension

2.2.4 潤濕性變化

低界面張力黏彈流體處理前后儲層巖心水、油相接觸角的變化如圖7所示。未經處理的天然巖心表面水相和油相接觸角分別為49.4°、12.2°；經低界面張力黏彈流體浸泡處理后，巖心表面接觸性向強親水性轉變，水相接觸角下降至9.3°，油相接觸角增大至26.2°。這種變化一方面會導致原油相對巖石表面的黏附力減小，使得孔隙中的原油在驅替液的作用下更容易脫離巖石表面，另一方面會減小原油在孔隙中流動所消耗的能量，從而更有利于提高特低滲油藏水驅油時的采收率[20]。

圖7 低界面張力黏彈流體處理前后儲層巖心水、油相接觸角的變化Fig.7 Changes of water-oil contact antennae in reservoir cores before and after viscoelastic fluid treatment with low interfacial tension

綜上述研究可知，巖心驅油實驗和微觀可視化驅油實驗的規律一致，儲層的非均質性會導致注入流體沿著高滲通道/裂縫等低流動阻力路徑優先運移，低界面張力黏彈流體的注入可對驅油剖面進行有效調整，增加原油動用程度；微觀可視化驅油實驗過程中，低界面張力黏彈流體可通過增黏、屏蔽暫堵、乳化以及巖石表面潤濕性改變等多種作用機制協同，將水驅后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夾帶滲流運移產出；低界面張力黏彈流體表現較好的流度控制和洗油能力，能夠適用于特低滲油藏開發。

3 結論

(1)巖心單管和雙管驅油實驗水驅結束，轉注低界面張力黏彈流體后，采收率分別提高了7.47%、23.14%，低界面張力黏彈流體的注入可以有效提高水驅后特低滲油藏的采收率。

(2)微觀可視化驅油實驗證實，水驅后模型中會產生簇狀、孤島狀、膜狀、盲端狀以及柱狀等不同類型的剩余油，其中簇狀剩余油所占比例最大，低界面張力黏彈流體驅后，模型中不同類型的剩余油均被啟動進而被全面驅替，低界面張力黏彈流體表現出較強的流度控制和洗油能力。

(3)低界面張力黏彈流體可通過增黏、屏蔽暫堵、乳化作用以及巖石表面潤濕性改變的協同效應，將水驅后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夾帶滲流運移產出，在特低滲油藏開發中具有優異的潛在應用前景。