表面活性剂对页岩油储层高温高压渗吸驱油效果的影响因素

张金风 梁成钢 陈依伟 徐田录 徐中义

（1. 中国石油新疆油田公司，新疆 克拉玛依 831700；2. 克拉玛依禾鑫石油科技有限公司，新疆 克拉玛依 834000）

0 引 言

与常规油气储层相比，页岩油储层通常具有低孔隙度、低—特低渗透率的特点[1‐6］，并且发育大量的微—纳米级孔隙，毛细管力对页岩油储层流体的渗流影响较明显，国内外大量的研究结果也证明渗吸置换作用是页岩油储层最重要的采油机理之一[7‐15］。J.W.Tu 等[16］在室温和常压条件下开展了页岩油藏表面活性剂溶液渗吸实验及数值模拟研究，认为采用使储层更加亲水的表面活性剂溶液作为渗吸液，并保持较高的界面张力，可使页岩油藏渗吸采收率得到充分提高。L.Yang 等[17］在常温常压条件下研究了盐离子扩散对富盐页岩油储层渗吸作用的影响，认为盐离子扩散虽然能够诱导产生更多的孔隙和裂缝，但过多的盐离子结晶也可能堵塞原油的渗流通道，降低原油渗吸效率。吴志宇等[18］在储层温度60 ℃和常压条件下研究了鄂尔多斯盆地长7 储层段页岩油渗吸驱油现象，认为油水渗吸置换作用发生的前提是页岩油储层润湿性为中性或亲水性，并且渗吸采收率与储层孔隙半径、渗透率以及渗吸液的界面张力有关。马明伟等[19］在储层温度80 ℃和常压条件下开展了页岩岩心自发渗吸实验，认为储层润湿性是影响页岩油储层渗吸驱油效率的关键，亲水性岩心渗吸采收率明显高于亲油性岩心。

综合上述研究成果认为，目前已有一些国内外学者针对表面活性剂提高页岩油藏渗吸驱油效果的研究和报道，但是此类研究的条件大多是在常温常压下或者储层温度和常压条件下进行的，无法真实模拟页岩油地层条件下的渗吸驱油作用，而针对高温高压条件下页岩油储层渗吸实验的研究及报道则相对较少。

本文以鄂尔多斯盆地某页岩油区块储层段岩心为研究对象，通过核磁共振分析技术，在高温加压条件下评价了不同表面活性剂对页岩油储层岩心渗吸驱油效果的影响，并评价了温度、压力、岩心润湿性和渗透率对渗吸作用的影响，以期为页岩油藏的高效合理开发提供一定的技术支持。

1 实验设计

1.1 实验材料及仪器

1.1.1 实验材料

复合表面活性剂FST‐1（主要成分为双子表面活性剂和阴离子表面活性剂），自制；阳离子表面活性剂CTAB、非离子表面活性剂OP‐10、阴离子表面活性剂AES、两性离子表面活性剂BS‐12，市售工业品；模拟地层水（总矿化度为8 775 mg/L），主要组成为Na++K+（2 880 mg/L）、Ca2+（126 mg/L）、Mg2+（18 mg/L）、Cl−（3 148 mg/L）、HCO3−（2 537 mg/L）、SO42−（66 mg/L）；储层脱气原油，50 ℃下黏度为15.36 mPa·s；页岩油储层天然岩心（具体物性参数见表1），取自研究区块储层段。

表1 储层天然岩心物性参数、表面润湿性及实验用途Table 1 Physical property parameters, surface wettability and experimental application of natural cores of reservoirs

1.1.2 实验仪器

MacroMR-150 型高温高压驱替评价核磁共振分析系统（包括岩心夹持器、核磁共振仪、高压渗吸仓、ISCO 驱替泵、围压泵、回压泵、温控系统、中间容器以及数据采集系统），上海纽迈电子科技有限公司；岩心抽真空饱和实验装置，江苏省海安县石油科研仪器有限公司；DCAT‐9 表面界面张力仪，北京奥德利诺仪器有限公司；Theta Flow 光学接触角测量仪，大昌华嘉科学仪器部。

1.2 实验方案

1.2.1 渗吸驱油实验

（1）使用重水D2O 配制模拟地层水和不同类型的表面活性剂溶液（为了消除水中氢信号的干扰，提高核磁共振实验结果的准确度，所用溶液均使用重水配制），备用；

（2）将目标区块储层段页岩岩心洗油、烘干、称质量，并测定其孔隙度和渗透率，然后使用岩心抽真空饱和实验装置将其饱和模拟地层水；

（3）将饱和地层水后的岩心放入MacroMR‐150型高温高压驱替评价核磁共振分析系统中的岩心夹持器中，在一定的围压条件下驱替注入饱和储层原油，流速为0.05 mL/min，然后将其浸泡在原油中，浸泡温度为80 ℃，浸泡时间为24 h；

（4）然后将岩心放入高压渗吸仓中，继续使用MacroMR-150 型高温高压驱替评价核磁共振分析系统对饱和原油后的岩心进行高温高压渗吸驱油实验，实验温度设置为25~80 ℃，实验压力设置为0~15 MPa，渗吸液为模拟地层水和不同类型的表面活性剂溶液；

（5）每隔一段时间测定岩心核磁共振T2谱的变化情况，并通过反演计算得到不同实验时间后的渗吸驱油效率。

1.2.2 界面张力测定实验

按1. 2. 1 中（1）的方法，在重水配制的模拟地层水中加入不同质量分数的表面活性剂，配制成不同类型的表面活性剂溶液，然后采用DCAT‐9 表面界面张力仪测定表面活性剂溶液与储层原油之间的界面张力。

1.2.3 润湿性测定实验

根据石油与天然气行业标准SY/T 5153―2017《油藏岩石润湿性测定方法》中接触角法的相关规定，采用Theta Flow 光学接触角测量仪测定页岩岩心表面的接触角。具体实验步骤为：

（1）将岩心切片磨平后，烘干处理，然后将其放置于光学接触角测量仪的支架上；

（2）使用注射器在岩心切片表面滴入一滴模拟地层水，然后通过光学接触角测量仪对液滴采用拍照的方式测量其接触角，即得到岩心表面初始接触角；

（3）将岩心切片在模拟地层水或者不同表面活性剂溶液中浸泡处理24 h 后，取出烘干，然后再次按照步骤（1）和（2）测定岩心切片的接触角大小，以此评价表面活性剂溶液对页岩岩心表面润湿性的影响。

2 渗吸驱油效果的影响因素

2.1 表面活性剂类型

按照1. 2. 1 中的实验步骤评价了不同类型表面活性剂溶液作为渗吸液对页岩岩心渗吸驱油效果的影响，页岩岩心表面初始润湿性均为中性润湿，岩心渗透率均为0.1×10−3μm2，表面活性剂的质量分数均为0.1%，实验温度为80 ℃，实验压力为15 MPa，实验结果见图1。

图1 页岩岩心在不同类型表面活性剂溶液中的渗吸驱油效率Fig. 1 Imbibition displacement efficiency of shale core in different types of surfactant solutions

由图1 可以看出，页岩岩心在模拟地层水和不同类型表面活性剂溶液中渗吸规律基本相同，随着渗吸时间的不断延长，渗吸驱油效率均呈现出“先快速升高，然后逐渐趋于平稳”的趋势，不同类型表面活性剂的加入均能够有效提高页岩岩心的渗吸驱油效率，其中复合表面活性剂FST‐1 的渗吸驱油效果最好，最终的渗吸驱油效率可以达到19.36%，明显高于模拟地层水和其他几种表面活性剂。

这是由于复合表面活性剂FST‐1 能够通过降低渗吸液与原油之间的界面张力以及改变页岩岩心表面的润湿性等作用来提高渗吸驱油效率，在相同质量分数条件下，复合表面活性剂FST‐1 溶液与储层原油之间的界面张力可以达到0.105 mN/m，明显低于模拟地层水和其他几种表面活性剂溶液（表2）。而经过复合表面活性剂FST‐1 溶液浸泡处理过的页岩岩心表面的接触角也可以降低至42.6°，可使页岩岩心表面由中性润湿转变为水润湿，润湿反转效果也明显优于其他几种表面活性剂溶液（表2）。因此，选择复合表面活性剂FST‐1 溶液作为渗吸液，继续进行不同表面活性剂质量分数对页岩岩心渗吸驱油效果的影响实验。

表2 不同类型表面活性剂溶液的界面张力和润湿反转效果Table 2 Interfacial tension and wettability alteration effect of different types of surfactant solutions

图2 和图3 分别为页岩岩心在模拟地层水和质量分数0.1%FST‐1 溶液中渗吸不同时间后的T2谱，可以看出，岩心在不同渗吸液中的渗吸规律大体相同，均随着渗吸时间的不断延长，T2谱包络的面积逐渐缩小。

图2 岩心在模拟地层水中渗吸不同时间后的T2谱Fig. 2 T2 spectrum of core in simulated formation water after different time of imbibition

图3 岩心在质量分数0.1%FST‐1溶液中渗吸不同时间后的T2谱Fig. 3 T2 spectrum of core inhibited in FST‐1 solution with mass fraction of 0.1% after different time length

直观来看（图1），岩心在质量分数0.1%FST‐1表面活性剂溶液中的渗吸驱油效率明显高于模拟地层水，模拟地层水对岩心的渗吸驱油效率在50 h左右后基本达到稳定，而质量分数0.1% FST‐1 表面活性剂溶液对岩心的渗吸驱油效率达到稳定的时间可以延长至100 h 左右，这说明表面活性剂的加入能够延长页岩岩心渗吸驱油的稳定时间；页岩岩心在质量分数0.1%FST‐1 表面活性剂溶液中渗吸不同时间后，T2谱图的峰值明显向左下方偏移（图3），这说明表面活性剂FST‐1 的加入能够有效提高页岩岩心中、小孔隙中原油的动用程度，达到良好的渗吸驱油效果。

2.2 表面活性剂FST‐1质量分数

使用模拟地层水配制不同质量分数的复合表面活性剂FST‐1 溶液，继续按照1. 2. 1 中的实验步骤评价了不同质量分数表面活性剂FST‐1 对页岩岩心渗吸驱油效果的影响，页岩岩心表面润湿性均为中性润湿，岩心渗透率均为0.1×10−3μm2，实验温度为80 ℃，实验压力为15 MPa，实验结果见图4。

图4 不同质量分数表面活性剂FST‐1溶液的渗吸驱油效果Fig. 4 Imbibition displacement effect of surfactant FST‐1 with different mass fraction

由图4 可以看出，与2.1 中的实验结果趋势相似，随着渗吸实验时间的延长，不同质量分数表面活性剂FST‐1 溶液的渗吸驱油效率均呈现出“先快速升高，然后逐渐趋于平稳”的趋势；另外，随着渗吸液中表面活性剂FST‐1 质量分数的逐渐增大，页岩岩心的渗吸驱油效率则呈现出“先增大后减小”的趋势，当表面活性剂FST‐1 的质量分数为0.20%时，页岩岩心的渗吸驱油效率最高，最终可以达到30.94%，再继续增大表面活性剂FST‐1 的质量分数，渗吸驱油效率反而有所降低。

这是由于随着表面活性剂FST‐1 质量分数的不断增大，渗吸液与原油之间的界面张力逐渐降低，页岩岩心表面的接触角也逐渐减小（表3），较低的界面张力一方面可以降低原油在岩心孔隙表面的黏附功，使油滴更易变形脱落，有助于渗吸驱油效率的提高；另一方面，在渗吸驱油过程中，作为渗吸驱油主要动力的毛细管力会随着界面张力的降低而逐渐减小，过低的界面张力又会不利于渗吸过程中进行。前人研究结果[20‐21］也证明并不是界面张力越低，渗吸驱油效率就越高，而是存在一个最佳的界面张力范围，能够使渗吸驱油效率达到最佳。因此，对于页岩油储层天然岩心而言同样存在一个最佳的界面张力，可使渗吸驱油效率达到最大。实验结果表明（图4、表3），当复合表面活性剂FST‐1的质量分数为0.2% 时，界面张力可以达到0.018 0 mN/m，此时页岩岩心的渗吸驱油效率最大。

表3 不同质量分数表面活性剂FST‐1的界面张力和润湿反转效果Table 3 Interfacial tension and wettability alteration effect of surfactant FST‐1 with different mass faction

2.3 温度

考察了实验温度对页岩岩心渗吸驱油效果的影响，页岩岩心表面润湿性均为中性润湿，渗吸液均为质量分数0.2%的FST‐1 溶液，岩心渗透率均为0.1×10−3μm2，实 验 压 力 均 为15 MPa，实 验 结 果见图5。

图5 温度对渗吸驱油效果的影响Fig. 5 Influence of temperature on imbibition displacement effect

由图5 可以看出，温度越高，表面活性剂溶液对页岩岩心的渗吸驱油效率就越高。当温度由25 ℃升高至80 ℃时，最终渗吸效率可以由18.72%升高至30.94%，提升幅度较大。这是由于实验温度越高，原油的黏度相应就越低，流动性增强；并且原油在高温条件下容易产生体积膨胀，增大了原油与地层岩石和地层水之间的体积差，使原油更容易剥离出岩石表面，进而增大了渗吸驱油效率。

2.4 压力

考察了实验压力对页岩岩心渗吸驱油效果的影响，页岩岩心表面润湿性均为中性润湿，渗吸液均为质量分数为0.2%的FST‐1 溶液，岩心渗透率均为0.1×10−3μm2，实验温度均为80 ℃，实验结果见图6。

图6 压力对渗吸驱油效果的影响Fig. 6 Influence of pressure on imbibition displacement effect

由图6 可以看出，在0~15 MPa 范围内，压力越高，表面活性剂溶液对页岩岩心的渗吸驱油效率就越高。当压力由0 MPa 升高至15 MPa 时，最终渗吸效率可以由19.89%升高至30.94%。这是由于实验压力越高，表面活性剂渗吸液就越容易向岩心内部孔隙中流动，从而置换出岩心孔隙中更多的原油，有利于渗吸采收率的提高；另外，在一定的压力作用下，岩心孔隙体积压缩会使孔隙内的原油被挤压出，一定程度上也可提高渗吸驱油效率。

2.5 岩心润湿性

分别使用初始润湿性为亲水、中性和亲油的页岩岩心开展了表面活性剂FST‐1 渗吸驱油实验，渗吸液均为质量分数为0.2%的FST‐1 溶液，岩心渗透率均为0.1×10−3μm2，实验温度为80 ℃，实验压力为15 MPa，实验结果见图7。

图7 岩心润湿性对渗吸驱油效果的影响Fig. 7 Influence of core wettability on imbibition displacement effect

由图7 可以看出，质量分数为0.2%的复合表面活性剂FST‐1 溶液对亲水岩心、中性岩心以及亲油岩心均能起到良好的渗吸驱油效果，但其对亲水岩心和中性岩心的渗吸驱油效率明显高于亲油岩心，其中亲油岩心的最终渗吸效率为22.19%，而亲水岩心和中性岩心的最终渗吸效率则分别可以达到35.61%和30.94%，说明页岩岩心孔隙表面越亲水，其渗吸驱油效果越好。这是由于在其他渗吸实验条件均相同的情况下，岩心表面越亲水，作为渗吸驱油动力的毛细管力就越大，从而更有利于渗吸驱油效率的提高。因此，在亲油页岩储层采取渗吸驱油施工措施时，应重点关注渗吸液对储层岩石表面润湿性的改善效果，优先选择能够提高岩石表面水润湿程度的表面活性剂作为渗吸液。

2.6 岩心渗透率

分别使用不同渗透率的页岩岩心开展了表面活性剂FST‐1 渗吸驱油实验，渗吸液均为质量分数为0.2%的FST‐1 溶液，页岩岩心表面润湿性均为中性润湿，实验温度为80 ℃，实验压力为15 MPa，实验结果见图8。

图8 岩心渗透率对渗吸驱油效果的影响Fig. 8 Influence of core permeability on imbibition displacement effect

由图8 可以看出，随着实验用页岩岩心渗透率的不断增大，表面活性剂FST‐1 的渗吸驱油效率逐渐升高，这是由于岩心渗透率越大，其内部的孔隙连通性就越好，表面活性剂溶液也更容易渗流至岩心内部的小孔隙中，进而将其中的原油渗吸置换出来，增大渗吸驱油效率；当岩心渗透率增大至0.615×10−3μm2时，最 终 渗 吸 驱 油 效 率 可 以 达 到32.67%，而当岩心渗透率为0.008×10−3μm2时，最终渗吸驱油效率也可以达到25%以上，这说明质量分数为0.2%的复合表面活性剂FST‐1 作为渗吸液时，对渗透率为0.008×10−3~0.615×10−3μm2的页岩岩心均能达到良好的渗吸驱油效果。

3 结 论

（1）复合表面活性剂FST‐1 能够有效提高页岩岩心的渗吸驱油效率，当其质量分数为0.2%时，可使中性润湿的页岩岩心表面转变为亲水性，并能使溶液的界面张力达到0.018 0 mN/m。

（2）随着实验温度和压力的逐渐升高，复合表面活性剂FST‐1 溶液对页岩岩心的渗吸驱油效率逐渐增大，在储层温度80 ℃和压力15 MPa 条件下的最终渗吸驱油效率可以达到30.94%，取得了良好的渗吸驱油效果。

（3）岩心润湿性对页岩储层渗吸驱油效率的影响较大，岩心表面亲水性越强，渗吸驱油效率越高。在页岩油藏渗吸驱油现场施工过程中，应选择能使岩心润湿性转变为亲水性的表面活性剂作为渗吸液，以最大程度的提高页岩油藏渗吸驱油的采收率。

（4）在一定渗透率范围内，随着渗透率的增大渗吸驱油效率逐渐升高，对渗透率为0.008×10−3~0.615×10−3μm2的页岩岩心，复合表面活性剂FST‐1均能使渗吸驱油效率达到25%以上，渗吸驱油效果较好。