清洁压裂液破胶液驱油体系实验研究

刘晨，王凯，耿艳宏，王泰超，周文胜，邱凌

（1.中海油研究总院，北京 100028；2.海洋高效开发国家重点实验室，北京 100028）

清洁压裂液破胶液驱油体系实验研究

刘晨1，2，王凯1，2，耿艳宏1，2，王泰超1，2，周文胜1，2，邱凌1，2

（1.中海油研究总院，北京 100028；2.海洋高效开发国家重点实验室，北京 100028）

文中针对清洁压裂液返排液难处理的问题，对清洁压裂液返排液重复利用技术进行了研究。在评价破胶液基本性质的基础上，对清洁压裂液破胶液体系降低界面张力、乳化能力、改变岩石润湿及提高采收率等性能进行了评价。结果表明：在某低渗油藏条件下，该体系能有效降低界面张力至10-3～10-2mN/m数量级；该体系乳化能力较好，润湿性能优良，其动态饱和吸附量为8.09 mg/g，且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的1/4～1/3。室内岩心模拟驱油实验表明，该体系在最优注入方案条件下实现采收率增值10.04%，说明该体系能够满足低渗油藏压裂后进一步提高采收率的要求。

低渗透油藏；清洁压裂液破胶液；再利用；表面活性剂驱；驱油效率

0 引言

在开发过程中，低渗透油藏主要表现出自然产能低、产量下降快、注水井吸水能力差、注水压力高，甚至“注不进”等现象，如何改善其开发效果，是未来研究的重点［1-3］。压裂技术作为低渗透油气田高效开发的关键技术，是低渗透油层普遍采用的增产措施，满足了油气田增产改造的需求［4-7］。稠化水清洁压裂液以其低摩阻、低伤害等优势得到大规模应用，但同时也产生了大量的返排液。由于其含有大量的化学药剂，成为油田不容忽视的污染源［8-11］。基于环保及经济性要求，清洁压裂液返排液再利用技术，已成为未来清洁压裂液返排液处理技术发展的一个重要方向［12］。针对该问题，本文致力于构建一种基于清洁压裂液破胶液的表面活性剂驱油体系，评价其作为驱油剂的潜力，扩大产品的应用范围。这不仅实现了变废为宝、一剂多用、节约化工材料和水资源、实现绿色环保的目标，同时还能有效提高产品利用率和使用价值，为低渗油藏进一步提高采收率提供技术支持，具有良好的应用前景。

1 实验

1.1 材料与仪器

实验材料主要包括清洁压裂液（水基压裂液破胶后无不溶物或不溶物极低的压裂液，是一种基于黏弹性表面活性剂的溶液）、分析纯（正庚烷、石油醚、三氯甲烷、无水乙醇）、某低渗油藏天然柱状岩心、地面脱气脱水原油（80℃条件下黏度为 1.34 mPa·s，密度为0.734 g/cm3）、模拟地层水（总矿化度37 683 mg/L，其中钙镁离子质量浓度2 746 mg/L）。

实验仪器包括 Brookfield Pro DV-Ⅱ黏度计、Texas-500 C旋滴界面张力仪、1/1 000电子天平、光学显微镜、FJ300-S数码显示高速分散均质机、HXH-100 A高压恒压恒流泵、Kruss静态接触角测量仪DSA100、IKA 4 000 i控制恒温摇床、TG18G高速离心机等。

1.2 方法

1.2.1 界面张力测定

参照中国石油天然气行业标准 《表面及界面张力测定方法》［13］，采用地层模拟水配制表面活性剂溶液，80℃下利用旋转滴界面张力仪Texas-500 C测定表面活性剂溶液与脱水原油间的界面张力。

1.2.2 改变润湿性能测定

将石英片用脱水原油/正庚烷（两者体积比为4∶1）混合溶液进行老化处理［14-17］，采用文献［17］中的静态接触角测量方法，测定该体系作用前后石英片表面接触角的变化。

1.2.3 吸附性能测定

表面活性剂的动态吸附量是指在岩心流动条件下测得的表面活性剂吸附于单位质量吸附剂上的质量。采用文献［15］中的酸性橙Ⅱ分光光度法，测定该体系吸附前后的吸光度，并以此确定该体系在吸附前后的质量分数，求出动态吸附量。

实验流程为，实验前预先将天然岩心抽提烘干，测量孔隙体积及渗透率等物性参数。动态吸附实验具体实施步骤为：1）将岩心及驱替流体放置于80℃条件下恒温2 h以上；2）水驱至注入压力稳定，连续注入表面活性剂溶液，定体积收集流出液，检测表面活性剂质量分数至接近于注入液质量分数为止，利用物质平衡原理，计算驱油剂在岩心中的饱和滞留吸附量；3）继续水驱，定体积收集流出液，检测其中表面活性剂质量分数，直至流出液中表面活性剂的质量分数接近于0。

计算水驱后表面活性剂的滞留量公式为

式中：Γ为岩心中表面活性剂的滞留量，mg/g；Xo为驱油剂的注入质量分数，mg/g；Mf为注入驱油剂溶液的体积，mL；Xi为第i个流出样品中驱油剂的质量分数，mg/ g；Mi为第i个流出样品中驱油剂的体积，mL；n为流出液样品的总数；W为岩心干质量，g。

2 结果与讨论

2.1 界面张力

油水界面张力的降低可导致黏附功能的减小，使原油更容易从岩石表面脱落，驱替出水驱后地层内各种不流动的残余油，从而提高驱油效率［17-18］。在低渗油藏条件下，分别测定了不同质量分数清洁压裂液破胶液体系界面张力随时间的变化以及与脱水/脱气原油间的静态界面张力，结果见图1。

图1 稳态界面张力随表面活性剂质量分数的变化

由图1可以看出，体系稳态界面张力随着质量分数的增大先降低后升高，在0.001%～0.030%时，原油间界面张力可达10-2mN/m数量级，在0.004%～0.008%时，与原油间界面张力可以达到10-3mN·m-1数量级。当质量分数在0.006%时，体系界面张力达到最低，显示出较好的降低界面张力的能力。

2.2 乳化性能

在驱油过程中，表面活性剂残留在岩石表面，原油通过乳化作用被剥离下来形成乳状液，乳状液聚并形成油带，油带在向前移动时又不断遇到分散的原油，并将其聚并进来，使油带不断扩大，直至被采出。另外，乳化的原油在高渗透层孔隙中产生叠加的贾敏效应，可以起到调整油水剖面、提高波及系数的作用。表面活性剂乳化能力的好坏，直接影响驱油过程中提高采收率的多少［19-20］。

不同质量分数清洁压裂液破胶液体系的乳化性能见图2。由图可知，随着时间的延长，乳状液析水率增大，析水速率降低。放置一定时间，析水率几乎不再变化，体系表观上趋于稳定。整体来看，清洁压裂液破胶液体系乳化能力较好，10 h内大量破乳。析水平衡后的析水率随质量分数的增大呈现先降低后增大的趋势，析水率最低时对应的质量分数均为 0.006%，即0.006%溶液具有较强的乳化性能。

图2 清洁压裂液破胶液体系析水率随时间变化关系

乳状液稳定的决定性因素是界面膜强度，当表面活性剂质量分数较小时，界面上吸附的分子较少且分布不规则，膜的强度也差，体系极易破乳脱水，乳状液稳定性较差；当表面活性剂的质量分数过大时，形成的胶束会对界面膜起到破坏作用，导致其强度降低，乳状液稳定性变差，析水率升高。

2.3 改变岩石润湿性能

驱油效率与岩石的润湿性密切相关。油湿表面导致驱油效率变差，水湿表面可使驱油效率提高，改变油藏润湿性也是提高驱油效率的重要手段之一［21］。表面活性剂注入地层后会引起油藏岩石润湿性发生变化，因此，实验考察了清洁压裂液破胶液体系对亲油表面石英片润湿性的改变，结果见图3。

图3 清洁压裂液破胶液体系改变亲油表面润湿性

由图3可以看出，润湿角随着低温清洁压裂液破胶液体系中表面活性剂质量分数的增大而减小。其原因在于阳离子表面活性剂分子通过静电引力、范德华力、氢键及疏水作用等吸附在中性润湿性石英表面。随着表面活性剂溶液质量分数的增大，表面活性剂分子的吸附量增大，表面活性剂分子在石英片表面吸附也导致负电性减弱。此时表面活性剂分子主要依靠疏水作用力吸附在石英片表面，表面活性剂分子疏水基朝向固体表面，亲水基与水溶液接触，造成界面自由能降低，黏附张力增大，从而使接触角陡降，导致石英片表面的水湿性增强。当体系质量分数达到一定值后，界面自由能随质量分数的变化不大，黏附张力基本保持不变，前进角的大小趋于稳定，趋近于60°。这表明，清洁压裂液破胶液作用前后，石英片表面由油湿性变为水湿性，岩石亲水是驱油动力，故清洁压裂液破胶液驱油体系的加入有利于原油的采出。

2.4 动态吸附性能

表面活性剂的动态吸附量是指，在岩心流动条件下，表面活性剂吸附于单位质量吸附剂上的质量。岩心物性参数及动态吸附结果见表1，吸附量与注入孔隙体积倍数的关系见图4。

表1 岩心物性参数及动态吸附结果

图4 破胶液体系动态吸附量与注入孔隙体积倍数的关系

由图4可知，由于在岩心表面的吸附量增加比较缓慢，当流出液中表面活性剂质量分数达到注入质量分数时达到饱和吸附。此后的水驱中，表面活性剂从岩心表面脱附，吸附量下降，当流出液中表面活性剂质量分数为0时，表面活性剂在岩心表面的滞留量不再变化。基于中高温清洁压裂液破胶液的表面活性剂驱油体系，注入410 PV后达到动态吸附平衡，这时的动态吸附量为8.09 mg/g；水驱后，由于中高温清洁压裂液破胶液的表活剂驱油体系吸附量急剧下降，滞留量［22-23］仅为2.29 mg/g，相当于饱和吸附量的1/4。

2.5 提高采收率影响因素

2.5.1 界面张力的影响

低渗油藏水驱油过程中，渗流阻力大，采收率低。剩余油难以被启动，残余油难以被运移，而油-水两相界面张力越低，水驱时越容易将油驱替出来［24］。

将中高温清洁压裂液破胶液的表面活性剂驱油体系注入量固定为0.3 PV，进行不同注入配方的驱油实验。岩心基本参数见表2，不同清洁压裂液破胶液表面活性剂驱油体系质量分数下的界面张力与采收率增值间的关系见图5。

表2 岩心基本参数

图5 清洁压裂液破胶液体系界面张力与采收率增值的关系

实验表明，油水界面张力值越低，表面活性剂驱提高采收率的效果越好。这是因为，油水界面张力的降低，减小了将油滴从岩石表面剥离下来所需克服的黏附功和将大油滴分散成小油滴需做的分散功。因此，黏附在岩石表面和滞留于孔隙中的残余油更容易被分割成小油滴而被采出；同时低界面张力可使孔隙内的剩余油被拉成细长油线，这些油线形成了剩余油的流动通道，降低了剩余油启动运移阻力，剩余油沿油线向前运动，最后被并入其他流动的残余油当中或被拉断成小油滴被驱替出来。油水界面张力越低，细长油线就越易形成，残余油就更易于被驱替出来。

2.5.2 注入段塞的影响

在低渗岩心表面活性剂段塞驱的过程中，表面活性剂段塞大小对驱替效果影响较大。低渗岩心注入表面活性剂溶液段塞可以降低水驱压力，段塞注入量太小，注入效果不明显，但注入段塞过大会导致注入成本的增加。固定清洁压裂液破胶液体系注入质量分数为0.006%，进行不同注入段塞的驱油实验，岩心基本参数见表3，注入段塞对采收率的影响见图6。

表3 注入表面活性剂段塞岩心基本参数

图6 注入段塞与采收率增值的关系

由图6可以看出，随着中高温清洁压裂液破胶液表面活性剂驱油体系段塞的增大，低渗岩心的采收率大幅增加。在段塞大小为0.1 PV时，采收率的增幅只有4.20百分点，而当段塞达到0.3 PV时，采收率的增幅达到10.04百分点。从实验的结果看出，注入段塞越大，后续水驱提高采收率的幅度越大。

2.6 驱油机理

清洁压裂液破胶液再利用驱油机理见图7。图中展示了清洁压裂液成胶、破胶以及再利用表面活性剂驱的全过程。

图7 清洁压裂液破胶液再利用机理

清洁压裂液是由黏弹性表面活性剂组成。在其水溶液中，这些分子能够自组装成球状胶束，非极性基团向内，避免与水相接触。当其溶于盐水时，由于阴离子的存在，大量表面活性剂分子可聚集形成类似于聚合物的棒状胶束［20］，棒状胶束相互缠绕使体系具有黏弹性。Hoffmann和Cate曾经报道，通过相互缠绕，这类蠕虫状胶束可形成黏弹性体系［25-26］。当有机物或其他憎水的物质（油、气）溶于胶束时，这些棒状胶束又会膨胀分散成更小的球状胶束，导致体系黏度降低［27-28］。由于破胶过程无破胶剂的加入，因此对黏弹性表面活性剂分子无任何伤害，为其后续再利用提供了坚实的基础。

清洁压裂液破胶液再用于表面活性剂驱油过程中，表面活性剂分子移至油水界面，亲油基朝向油相，亲水基朝向水相，强烈地吸附在油水界面上，有效地降低了油水界面张力，这对提高采收率具有重要意义。

3 结论

1）通过室内试验构建了一种基于清洁压裂液破胶液的驱油体系。80℃时，质量分数为0.001%～0.020%清洁压裂液破胶液体系配方用于定边罗1长8层脱水脱气原油，界面张力可降低至10-3～10-2mN/m数量级。

2）室内岩心驱油实验结果表明，清洁压裂液破胶液在最佳注入方案条件下改变了油的乳化特性，同时也改变了岩石表面的润湿性，提高采收率达10.04百分点，驱油效率提高效果较明显，因此清洁压裂液破胶液体系作为驱油剂是有效的增产措施。

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（编辑 高学民）

Laboratory study on surfactant flooding system based on clean fracturing gel-breaking fluid

LIU Chen1，2,WANG Kai1，2,GENG Yanhong1，2,WANG Taichao1，2,ZHOU Wensheng1，2,QIU Ling1，2
(1.CNOOC Research Institute,Beijing 100028,China;2.State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation,Beijing 100028,China)

Aiming at the great treatment difficulties of fracturing flowback fluid,the reutilization of clean fracturing gel-breaking fluid in surfactant flooding was investigated.The interfacial tension behavior,emulsification property,wettability alteration,adsorption property,incremental oil recovery ability and the mechanism of surfactant flooding were studied by laboratory experiments.The results show that the clean fracturing gel-breaking fluid can reduce oi/water interfacial tension to 10-3-10-2mN·m-1,which has superior emulsification property and wettability alteration behavior.Meanwhile,the dynamic adsorption is about 8.09 mg/g,and the dynamic retention amount is about one fourth to one third of the dynamic adsorption.The physical model experiments indicates that the oil recovery value can be enhanced 10.04%(OOIP)under optimal injection project,which confirms its excellent performances on further enhanced oilrecovery for low-permeability oilfield after fracturing treatment.

low permeability reservoir;clean fracturing gel-breaking fluid;reutilization;surfactant flooding;oil displacement efficiency

TE357.3

：A

10.6056/dkyqt201701022

2016-06-28；改回日期：2016-10-07。

刘晨，男，1985年生，工程师，硕士，主要从事油气田动态分析、提高采收率理论及技术等方面的研究工作。E-mail：422810482@qq.com。

王凯，男，1989年生，工程师，2015年硕士毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，主要从事提高采收率及采油化学方面的工作。E-mail：wangkaiupc@163.com。

刘晨，王凯，耿艳宏，等.清洁压裂液破胶液驱油体系实验研究［J］.断块油气田，2017，24（1）：96-100.

LIU Chen，WANG Kai，GENG Yanhong，et al.Laboratory study on surfactant flooding system based on clean fracturing gel-breaking fluid［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（1）：96-100.