降压增注剂固液界面修饰实验

万校鸣, 黄先科, 邱宇星, 陶 冶, 李华斌

(成都理工大学能源学院，油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610059)

降压增注剂(表面活性剂)不仅能降低油水界面张力，大幅度地提高驱油效率，并且可改善原油在地层的流动能力，在一定程度上解决润湿性、水锁效应、贾敏效应对压力的影响。降低注入压力，减小高压注水难度，同时可以增大低渗透油藏中的渗流速度，缩短时间，节省开采费用[1-2]。Nishiyama等[3]研究了水膜厚度与流体运移关系，发现孔隙、喉道内水膜厚度大小与流体运移有密切联系，水膜的存在阻碍流体的运移，且水膜厚度的减小存在分离压力(即克服垂直与膜表面气、液、固相互作用力而使液膜变薄的力)，并通过实验得出含水岩石内孔隙越大，水膜厚度就越大。Rosen[4]和Han等[5]指出表面活性剂与油藏原油形成的低界面张力是影响降压增注的因素,表面活性剂增注技术的成功应用是通过降低油水两相界面张力，改善油水渗流特性的机制实现的。盛浩[6]针对辽河油田孔喉细小、渗透率低、渗流阻力大等特征，研究了低渗油藏表面活性剂驱降压增注机理及方法,对有效开发油藏、缓解开发中存在的问题具有重要的意义。刘京等[7]针对冀东高尚堡油田开展降压增注剂的性能评价与应用，改善了冀东高尚堡低渗透油藏注水难题。英伊石油公司筛选出用于低温试验的聚链烷碳酸盐与烷基酚烷氧基甲醇和C4、C5脂肪族甲醇混合物和用于高温试验的烷基芳香族烷环基硫酸盐两种表面活性剂体系。该表面活性剂体系可将油水界面张力从25 mN/m左右降低至 10-3mN/m。进行现场增注试验显示注水井注入表面活性剂后注入能力得到明显改善[8]。前苏联研究应用羟乙基化程度不同的烷基酚非离子表面活性剂处理低渗透储集层中注水井近井地带的可能性，现场注水井指示曲线表明，注水井吸水能力提高，注入压力在注入非离子型表面活性剂后明显下降。研究表明，在注入表面活性剂后注水井的注水层段厚度得到提高[9-10]。但目前中外表面活性剂降压增注矿场实例多停留在矿产宏观阶段，对于微观层面表面活性剂修饰岩石微观形貌，反转岩石润湿性机理的研究尚鲜有报道。基于此，在室内通过降压增注剂修饰岩石固液界面的实验，研究注入降压增注剂前后，亲水性岩石在微观层面润湿性变化、岩石修饰前后形貌变化及地层渗流规律。

文33块沙三上油藏岩性为长石石英粉砂岩，以粒间孔隙、泥质胶结为主，黏土矿物主要为伊利石，占总含量的58.8%，具有水敏、速敏、酸敏等多敏感性。现场曾采取了相应的酸化解堵措施，但由于文33块沙三上油藏酸敏矿物含量高，常规酸化易产生二次沉淀；同时，近井地带水敏地层中黏土矿物水化膨胀运移以及岩石强亲水性致使渗流阻力增大，二者综合作用导致油藏开发中存在高压欠注问题。室内优选出低浓度(有效浓度0.05%)降压增注剂XH207B，进行岩心薄片微观形貌修饰实验，观察固液界面润湿接触角变化规律，当岩心中注入降压增注剂XH207B，观察固液界面润湿性反转前后岩心相对渗透率变化规律，最终总结降压增注剂修饰固液界面后的亲水储层(近井地带)渗流规律，为现场施工提供指导，以达到降压增注目的。

1 实验材料和仪器

1.1 实验材料

降压增注剂XH207B，有效物含量35%，成都华阳兴华化工厂；实验用水为模拟地层水，矿化度为160 g/L，主要离子浓度分别为Ca2+7.2 g/L、Na+55.2 g/L、Cl-91.3 g/L；气体为空气，成都天源气体制造有限公司生产；岩心为研究区块的文140井和文33-105井岩心。

1.2 实验仪器

岩石微观形貌测试实验严格按照《油气储层砂岩样品扫描电子显微镜分析方法》(SY/T 18295—2001)进行，测试仪器为场发射环境扫描电镜(美国康塔公司，图1)；油水两相渗流测试实验严格按照《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》(SY/T 5345—2007)中的稳态法进行，油水两相渗流驱替装置：平流泵、手摇泵、压力表、中间容器、六通阀、管线等(江苏海安石油科研仪器有限公司)。

图1 场发射环境扫描电镜

2 实验方法

2.1 降压增注剂溶液注入前后岩心润湿接触角测定

降压增注剂溶液注入前后岩心润湿接触角测定步骤如下：①将现场钻取的标准岩样进行洗油处理，得到不含油的岩样；②对不含油岩样进行切割，得到厚1 cm、直径2.5 cm的岩心片，并对岩心片表面进行打磨处理；③用地层水分别配制浓度为0.01%、0.05%、0.1%、0.2%的表面活性剂实验液体，进行密封处理；④分别注入地层水/不同浓度降压增注剂溶液，观察岩石/溶液润湿接触角变化规律，得到实验结果。

2.2 降压增注剂溶液注入前后岩石微观形貌特征

降压增注剂溶液注入前后岩石微观形貌特征研究步骤如下：①准备工作：岩心样品洗油、岩心上桩(用乳胶或导电胶将样品黏在样品桩上)、岩心干燥、岩心除尘、岩心镶膜(在真空镶膜机中镶碳或溅射仪中镀金)；②扫描电子显微镜开机，分析样品；③观察降压增注剂处理前后岩心微观形貌，吸附情况并拍摄照片。

2.3 降压增注剂溶液注入前后岩石油水两相渗流规律

降压增注剂溶液注入前后岩石油水两相渗流规律研究步骤如下：①用油驱水法建立岩心束缚水饱和度，模拟近井亲水储层；②将岩样装入岩心夹持器中，用实验油驱替达10倍孔隙体积后，测定油相有效渗透率；③将油、水按设定的比例(1∶10、2∶9、3∶8、4∶7、5∶6、6∶5、7∶4、8∶3、9∶2、10∶1)注入岩样，待流动稳定时，记录岩样进口、出口压力和油、水流量，称量岩样质量(用称重法时)或计量油水分离器中的油、水量变化(用物质平衡法时)。改变油水注入比例，重复上述实验的测量步骤直至最后一个油水注入比结束实验；④用称重法求含水饱和度，计算模型如式(1)所示；⑤将油、降压增注剂溶液重复步骤③、步骤④，最终得出油水两相相对渗透率曲线。

(1)

式(1)中：Sw为岩样含水饱和度，%；mi为第i点含油水岩样的质量，g；m0为干岩样质量，g；ρw为模拟地层水密度，g/cm3；ρo为在测定温度下模拟油密度，g/cm3；Vp为岩样有效孔隙体积，cm3。

3 结果与讨论

为优选降压增注剂XH207B有效浓度，进行降压增注剂处理前后岩心润湿角测定实验，实验结果如表1所示。由表1可知，岩样初始接触角为5.7°，表现为强亲水特征[图2(a)]，当XH207B(非离子型)降压增注剂浓度由0.01%增加至0.20%时，岩石平均平均接触角由初始接触角(5.7°)增加至78.6°～90.7°，表明表明降压增注剂浓度增加对岩石界面润湿性改变影响较大，主要表现为当降压增注剂浓度有0.01%增加至0.10%时，岩石接触角呈逐渐增大的趋势，如图2(b)～图2(e)所示，最大接触角为90.7°[图2(c)]，但当降压增注剂浓度进一步增加至0.20%时，岩石表面接触角出现下降至趋势，接触角仅为78.6°[图2(e)]，所以降压增注剂最佳超低浓度为0.05%。

综合4种不同浓度降压增注剂对岩石表面润湿性改变特征可知，降压增注剂XH207B(非离子型)起到了明显减弱岩石亲水性的目的，并使得岩石达到或接近中间润湿状态(接触角接近90°)。

表1 不同浓度降压增注剂XH207B处理前后岩样接触角变化特征

图2 地层水及不同浓度XH207B降压增注剂对岩石接触角的影响

图3 降压增注剂处理前岩石表面微观形貌特征

为进一步揭示降压增注剂XH207B工作机理，室内进行降压增注剂修饰岩石微观形貌实验，亲水岩心样本吸附降压增注剂前扫描电镜图像可以观察到发育的粒间孔隙及伊/蒙间层矿物，同时还可看到孔隙中充填黏土矿物高岭石。如图3所示，降压增注剂吸附后岩心微观形貌扫描电镜分析结果表明：降压增注剂XH207B主要吸附在岩石矿物和孔喉壁面，并呈连片状分布，但吸附层表面呈现微弱的盐结晶现象(图4)。吸附降压增注剂对比前后表明超低浓度降压增注剂溶液作用机理主要有两点：一是以水膜形式附着在孔喉壁面，隔绝注入水与岩石表面，降低黏土矿物膨胀、运移机率；二是以微小水珠形式包裹在油相中，促进了油水乳化作用，增强亲水岩石中油水两相流动能力，减弱了水相贾敏效应。

图4 XH207B处理后岩石表面微观形貌特征

室内选取文1、文2、文3、文4四块岩心进行油水两相驱替实验，总结降压增注剂界面修饰前后，油水两相渗流规律，实验结果如图5所示。由图5可知，降压增注剂修饰前岩心束缚水饱和度为21.31%～34.65%，平均为28.59%，随着含水饱和度逐渐增大，油相渗透率快速降低，水相渗透率逐渐增大，残余油饱和度为5.12%～25.35%，平均为11.78%；残余油饱和度条件下，水相相对渗透率分布为0.254～0.347，平均为0.310。降压增注剂修饰后岩心束缚水饱和度呈现明显降低趋势，变化为10.38%～16.53%，平均为13.74%，随着含水饱和度逐渐增大，油、水两相渗透率变化趋势和修饰前相同，但油相相对渗透率明显变缓慢，水相相对渗透率呈增大趋势。表面活性剂修饰后残余油饱和度为3.66%～13.06%，平均为6.51%；残余油饱和度条件下，水相相对渗透率分布为0.384～0.483，平均为0.423。

Krw为水相渗透率，μm2;Kro为油相渗透率，μm2

降压增注剂修饰后油、水两相渗透率均呈现增大趋势，等渗点呈现右移趋势，表明降压增注剂在油水界面产生了乳化作用，减弱了油相贾敏效应，使得油水两相在孔喉中的流动能力增强。其次，对比表2中残余油条件下的驱替压力可知，降压增注剂修饰后较修饰前驱替压差发生了一定幅度的下降，下降幅度为1.22%～6.18%，降压增注剂的修饰作用可以明显减小束缚水饱和度和残余油饱和度，增大油、水两相相对渗透率。最终使注入井亲水储层恢复至初始注水时的状态。

表2 降压增注剂修饰前后残余油饱和度条件下的驱替差变化特征

4 结论

降压增注剂XH207B浓度为0.05%时即可达到中间润湿相，明显改善近井地带亲水岩石的润湿性，且降压增注剂在低浓度时降压增注剂吸附呈点状单层吸附，可以有效防止黏土矿物遇水膨胀、运移，降低孔隙喉道堵塞几率。其次，降压增注剂注相渗透率，虽然压力和渗透率改变幅度较小，但是注入降压增注剂后，降压增注剂的修饰作用可以明显减小束缚水饱和度和残余油饱和度，增大油、水两相相对渗透率。最终使注入井亲水储层恢复至初始注水时的状态，以达到亲水储层降压增注的目的。