表面活性剂对煤岩润湿性及相对渗透率的影响

汪伟英 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北 武汉430100）

田中兰 （中国石油集团钻井工程技术研究院，北京100195）

杨林江 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北 武汉430100）

杨恒林 （中国石油集团钻井工程技术研究院，北京100195）

欧阳云丽，张承洲 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北 武汉430100）

在煤层气开采过程中，为了加强返排效果，对很多进入到煤层中的液体都加入了表面活性剂，如钻井液、压裂液、洗井液等。这些入井液进入储层后，其中的表面活性剂很可能在煤岩表面吸附，使得其表面性质发生变化，同时对相对渗透率产生影响。关于表面活性剂改变润湿性的研究，有学者认为表面活性剂的吸附使得煤岩表面亲水性增强，这些研究主要针对冲洗近井地带煤粉的洗井液，但对润湿性改变影响相对渗透率的研究目前报道较少。通过室内试验研究了不同类型活性剂对表面润湿性以及气－液相对渗透率的影响，为煤层气开采过程中的活性剂选择，以及储层伤害机理判断提供科学依据。

1 活性剂对煤岩表面润湿性的影响

采用山西沁水盆地郑庄3＃煤，研究入井液中表面活性剂对煤岩润湿性的影响，活性剂种类有阴离子表面活性剂和阳离子表面活性剂。煤岩润湿性改变通过测定煤粉接触不同活性剂水溶液后的自吸水速度来判断。

1.1 试验方法

评价煤岩润湿性的参数主要有ζ－电位、表面张力、润湿速度、润湿动力、接触角、润湿热等参数，以及将这些参数与煤含氧官能团进行关联评价煤的润湿性［1～4］。试验采用煤炭行业常用的煤粉自吸水法测定煤岩的润湿性。试验前将煤磨成煤粉过100目筛备用，然后根据研究矿区煤层水的离子含量配制盐水溶液。测量时将一定量的煤粉装入标有刻度的玻璃管（内径8mm）并振实压紧，管的底端部固定上滤纸，以防止粉末落入溶液中。测量时玻璃管保持垂直于液面，当固液相开始接触时即开始计时，记录不同时间溶液润湿煤粉的高度（或长度），相同时间内，煤粉润湿的高度（或长度）值越大，该煤粉的亲水性越强。

1.2 试验结果及讨论

对郑庄3＃煤进行了煤粉自吸速度测定试验，并与砂岩粉自吸速度进行了对比。试验结果见表1。可以看出，试验所测的所有煤粉柱中都有水自吸上升的高度。这一结果说明，煤岩具有一定的亲水性，但与砂岩的亲水性相比要弱很多。水在煤粉柱中上升的动力是毛细管压力，假设所有测定的煤粉柱具有相同的孔隙半径，在煤岩亲水的条件下毛管力的方向与水上升的方向一致。由此可见，水在煤粉柱中上升的高度越高，煤岩亲水性越强。

表1 在煤粉柱中不同种类表面活性剂溶液的自吸试验结果

加入阴离子表面活性剂的盐水溶液在煤粉柱中上升的高度比没加活性剂的盐水要高，说明入井液中加入的阴离子表面活性剂与煤岩接触使煤岩表面亲水性增强。这一结果主要是因为煤的表面分子构成以及表面活性剂在煤表面吸附造成的。煤是由许多相似结构单元构成的高分子化合物。煤分子表面上既有酸性（阴离子）基团如羧基，又有碱性（阳离子）基团如胺基。在一般中性条件下胺基不带电荷，阴离子基团使煤表面带负电荷，阴离子型表面活性剂的阴离子基团与煤表面上阴离子基团相互排斥，疏水基团趋向于吸附在煤表面上，阴离子基团朝外，使得煤岩表面呈现极性，因此亲水性增强。

加入阳离子表面活性剂的盐水溶液在煤粉柱中上升的高度比没加活性剂的盐水要略低，这是因为阳离子表面活性剂中不含与煤表面上阴离子基团相互排斥的基团，定向吸附作用比阴离子表面活性剂差。阳离子表面活性剂很难吸附到煤岩表面，当煤层水中加入阳离子表面活性剂后减小了水的界面张力。由毛细管压力的计算公式可知，界面张力减小将使毛管力减小，由此导致水上升的高度减小。因此可以认为，阳离子表面活性剂对煤的润湿性影响较小。

2 活性剂对气－液相对渗透率的影响

生产过程中使用的含有活性剂的入井液侵入煤层气储层后，可能引起煤岩表面润湿性的改变，使煤层气、水在孔隙中重新分布，从而改变煤层气和水在孔隙中的运动规律，影响煤层气的产能。试验采用山西沁水盆地郑庄3＃煤进行气－液两相相对渗透率试验，研究含有不同活性剂的入井液进入煤储层后，煤岩气相和液相渗透率的改变。

2.1 试验方法

采用稳态法测定气－水相对渗透率［5～7］，该方法主要是基于稳定流动时的达西公式。饱和度测定采用体积法。试验过程中，首先将抽空饱和水的煤岩心放入岩心夹持器内，测定单一水相渗透率。然后用微量泵和氮气源以恒定的排量和一定比例分别将水和气同时注入煤岩心。当岩心出口水、气流量分别等于注入的水、气流量时，此时岩心两端压差不再改变，岩心中水、气两相达到稳定，记录岩心两端压差、岩心累积注入水量、累积出口水量、水和气的流量，计算岩心当前含水饱和度，根据达西公式计算该饱和度对应的有效渗透率。改变注入岩心水、气的比例，即相应地改变岩心中的水、气饱和度，重复上述测试过程，便可获得一系列水、气流量和压差，最终可分别算出水和气各相的相对渗透率，绘制出气液相对渗透率曲线。相对渗透率曲线测定中采用煤粉填充压实岩心进行试验。选取郑庄3＃煤磨成煤粉，过100目筛后压制成填充模型。

2.1.1 表面活性剂吸附改变润湿性对相对渗透率的影响

1）按照稳态法，用煤层水和加湿氮气测定岩心的气－水两相相对渗透率。

2）将已完成气－水两相渗透率测定试验的岩心重新抽空饱和质量浓度为2g／L的石油磺酸盐（阴离子表面活性剂）溶液，抽空饱和后静止48h，让表面活性剂充分地吸附在整个岩心中。

3）按照稳态法，用煤层水和加湿氮气测定吸附表面活性剂以后的岩心的气－水两相相对渗透率。在测定相对渗透率时首先用气驱水，测定束缚水饱和度及其在此饱和度时的气相渗透率，接着再测定其他饱和度时的相对渗透率，这样可避免测定过程中活性剂降低界面张力对相对渗透率的影响。

2.1.2 表面活性剂降低界面张力对相对渗透率的影响

1）按照稳态法，用煤层水和加湿氮气测定岩心的气－水两相相对渗透率。

2）将已完成气－水两相渗透率测定试验的岩心重新抽空饱和煤层水。

3）用煤层水配制质量浓度为3g／L的十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）（阳离子表面活性剂）溶液，按照稳态法，用加有CTAB的溶液和加湿氮气测定岩心的气－水两相相对渗透率。根据行业标准用QBZY系列全自动表面张力仪测定25℃时加入活性剂前后水的界面张力，分别为70.3mN／m和26.8mN／m。

2.2 试验结果及讨论

表面活性剂在S1、S2、S3号煤岩表面吸附前后相对渗透率测定结果见图1～3。从图中的相对渗透率曲线可以看出，阴离子型表面活性剂——石油磺酸盐在煤岩表面吸附后，气相相对渗透率（Krg）下降，水相相对渗透率（Krw）提高。对比前面所做的活性剂吸附对润湿性影响试验结果，可以认为，阴离子活性剂在煤岩表面吸附后使煤岩亲水性增强，润湿性的改变使得气、水在煤孔隙中的分布以及毛细管力都发生变化，气相渗透率下降。这一结果说明，在煤层气开发过程中最好不要使用阴离子型表面活性剂，以防润湿性变化引起的储层伤害发生。

图1 S1号煤岩吸附表面活性剂前后相渗曲线

图2 S2号煤岩吸附表面活性剂前后相渗曲线

入井液中表面活性剂降低界面张力对相对渗透率影响试验结果见图4、5。试验在S4、S5这2块岩心中通入阳离子活性剂CTAB的水溶液和氮气，测定相对渗透率。由于在水溶液中加入表面活性剂，气水界面张力有所下降。对比图4、5中的相对渗透率曲线可以看出，加入活性剂后，气相相对渗透率有所提高，液相相对渗透率稍有下降。由于使用的是阳离子表面活性剂，活性剂吸附作用较小，因此相对渗透率的改变主要是界面张力下降所致［8，9］。

图3 S3号煤岩吸附表面活性剂前后相渗曲线

3 结论及认识

1）在煤层气开采过程中使用的入井液中加入阴离子表面活性剂后，活性剂的疏水基吸附在煤岩的表面，使煤岩亲水性增强。阳离子表面活性剂在煤表面上的定向吸附作用比阴离子表面活性剂差，对润湿性改变不大。

2）煤岩表面润湿性向亲水性转化不利于入井液的返排，同时对气相相对渗透率的影响也较大，因此对煤层气储层尽量不用阴离子表面活性剂，以防润湿性转变引起的储层伤害。

图4 S4号煤岩在溶液界面张力改变前后相渗曲线

3）入井液中加入表面活性剂可降低气液界面张力，有利于入井液返排，也有利于气相渗透率的提高，但活性剂尽量要选择吸附性小的类型。

图5 S5号煤岩在溶液界面张力改变前后相渗曲线

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