通过润湿性改变提高致密油藏采收率

1、通过润湿性改变提高致密油藏采收率Prateek Kathel等摘要：在裂缝性油藏，注水效率受水自然渗吸至含油基岩块中的控制。当基岩是油湿或混合润湿型时，由于渗吸作用，几乎开采不到原油。本次研究的目的就是确定出可以添加到注入水中的化学剂，使其可以渗吸到初始的混合润湿、致密裂缝性砂岩油藏中。评价了在油藏温度和矿化度情况下水稳定性的一些表面活性剂。测试了富含粘土的砂岩接触角。在储集岩上进行的自吸测试表明，使用稀释（0.1%重量）的表面活性剂溶液可以将矿物板上的润湿性从油湿性改变为更亲水的条件。通过在致密（10D）油湿/混合润湿的砂岩储层岩心进行自吸实验，提高采收率高达68%OOIP。利用数值模拟进行

2、参数研究表明，采收率随着润湿性的改变、裂缝密度的增加和原油粘度的降低而增加。1 引言由于常规石油资源的快速衰竭，迫切需要开发诸如致密原油这样的非常规石油资源。北美致密原油24个油藏估算储量超过300亿桶，其中只有14个油藏正在开发中（Forrest等，2011）。大量的致密地层油藏仍然未开采。即使采用了长井段水平井及大型压裂（Manrique等，2010年）之后，初期的开采量仍低至原始石油地质储量的5.0%-10.0%。致密油湿裂缝性砂岩油藏的开采就是一个挑战。如果地层是油湿和裂缝性的（驱油效率较差），水驱采收率非常低，因为油没有通过自吸采出，并且岩石基质仍然被油饱和。裂缝性致密油藏的采收率主

3、要取决于岩石基质的润湿性能。这类油藏一次采油后仍有大量的剩余油，促使人们具有强大的动力去开发新的二次采油方法。对致密地层许多研究者采用压裂的方法（Miller等，2008；Buffington等，2010）提高采收率。也曾有研究聚焦于在致密油藏中注入二氧化碳（Arshad等，2009；Ren等，2011）。但地层裂缝的存在不利于CO2驱（Arshad 等，2009），会导致驱油效率差，并发生早期突破的现象。本文研究了裂缝性致密油砂岩地层基于混合润湿/油湿的润湿性改变的提高采收率技术。润湿性是影响岩石流体性质的一个重要的储层物性，如相对渗透率、毛细管压力和流体相的分布。润湿性取决于盐水、石油、矿

4、物组分以及温度（Anderson等，1986；Buckley, 2001；Gupta，2010）。Wang和Gupta（1995）研究了温度和压力对储层岩石润湿性的影响。压力对接触角并没有明显的影响；相反，温度对原油/盐水/石英系统的湿润性有明显的影响。Kumar等人（2008）利用原子力显微术表明，岩石的润湿性受吸附在矿物表面的沥青成分的控制。在裂缝性储层，如果把润湿性改变为水湿，大量的原油可以通过自渗吸作用而采出。岩石的润湿性可以使用表面活性剂、低矿化度盐水（Nasralla等，2013）的热采和化学法以及通过选择性离子的方法来改变（Zhang等，2006；RezaeiDoust等，200

5、9；Gupta等，2011）。 热采方法需要很高的温度（200）；即使是低矿化度盐水过程也需要较高的温度（RezaeiDoust等，2010）。在低和高温条件下表面活性剂可以潜在的改变润湿性，并且还可以降低油-水界面的IFT（界面张力）。过去的研究已经确定了阳离子（Austad等，2003；Standnes和Austad，2000a,b）、阴离子（Seethepalli等，2008；Adibhatla等；2008；Gupta等，2010年）和非离子表面活性剂（Xie等，2004年；Gupta等，2010；Sharma等，2011）作为润湿性改变剂。阴离子表面活性剂是砂岩油藏润湿性改变的最好选择

6、，因为它们在砂岩表面形成一个负电荷，导致吸附性降低。文献中假定润湿性变化有不同的机理。Kumar等人（2008）提出，吸附的有机组分由阴离子表面活性剂而产生了胶束增溶。Standnes和Austad (2000)指出，从来自白垩系地表的石油中可以看出，湿润性的改变使阳离子表面活性剂与吸附带负电荷的羧酸盐之间产生了离子对。这些离子溶解在油相和微粒中。他们还认为，由于毛细管力的作用，渗吸机理取决于有机质从岩石表面的解吸以及水在多孔介质中的渗吸。有机分子解吸与表面活性剂在油-水-岩石边界的扩散有关，并认为初始渗吸阶段确定了整个过程的速率。这项工作的目的是要寻找一种在油藏温度（59°C）下，

7、使致密砂岩润湿性改变的表面活性剂。研究了在油藏温度条件下几种盐度的含水稳定的表面活性剂。使用旋转液滴张力计测定了在不同盐度的油-水界面张力以及粘土矿物上油-表面活性剂溶液的接触角。经两个不同盐度的多次自吸实验测试了表面活性剂的功效。还对文献中提出的渗吸的标定数据组（Mattax等，1962；Ma等，1997）用我们的实验数据进行了测试。用以前开发的室内数值模拟器进行数值模拟（Adibhatla等，2005）。基于实验数据验证了模拟结果，并且分析了自吸过程中对采收率影响的不同参数。其方法和结果描述如下。2 方法2.1 材料本次研究测试了八种阴离子表面活性剂（A1至A8：烷基醚硫酸盐和内烯烃磺酸盐

8、）和三种非离子表面活性剂（N1，N2和N3）。本研究中，由于是阴极表面电荷的砂岩，所以没有使用阳离子表面活性剂。这些表面活性剂是室内研发的表面活性剂和可商购的表面活性剂的组合。该地层盐水含可溶解盐的132,000 ppm（毫克/升）。盐水的详细组成列于表1中。所有实验采用的都是脱气原油。接触角测试是在方石英矿物板上进行的（含有石英和高岭石的矿物，它与现场岩性的矿物组成类似）。自然渗吸试验是在渗透率10-100D范围内的储层岩心中进行的。研究中使用的是实际未稀释的现场油罐中的原油。油藏温度下的原油粘度为2.7 cp，比重是0.78。并通过测量地层盐水的IFT（大约为21.8达因/厘米），检查原油

9、的污染情况。（Hirasaki和Zhang，2004年）。表1 地层盐水组分离子Ca2+Mg2+Na+SO42-Cl总计质量（mg/L)289873847654250810661326062.2 水稳定性试验表面活性剂溶液是用地层盐水及地层盐水中盐度一半的水来制备的，并且在油藏温度条件下至少贮存两周。观察其水溶液的沉淀和悬浮液的形成。清澈的溶液意味着水溶液稳定。2.3 界面张力测试（IFT）使用旋转液滴张力计测量盐水和油相之间的界面张力。表面活性剂（0.1%重量）与所需盐度的盐水混合，然后与油平衡。 在水相和油相平衡期间进行IFT测量2.4 接触角测量在油藏温度下，水溶液稳定后测试使润湿性改变

10、的表面活性剂。把方石英板在600目钻石抛光机上抛光（图1）。首先将方石英板在地层盐水中放置一天，再在80的油中放置7天左右，然后将它们浸泡在表面活性剂溶液中，至少2天后观察其接触角的变化。图1a 矿物板表面 图1b 充满表面活性剂的可视试管中放置的带油滴的矿物板图2 由表面活性剂浸泡的岩心渗吸试管2.5 自吸测试将方石英板上改变润湿性的表面活性剂应用于现场岩心的渗吸实验。这可作为检验表面活性剂功效的最后检查。首先将岩心在地层水中浸泡，再注入原油。然后在80的原油中浸泡约一个月。再把岩心放置在装有不同盐水和表面活性剂溶液的一个渗吸试管中（图2）。盐水渗吸到岩心后，原油排出，然后浮至可以监测其体积

11、量的试管颈部。渗吸实验进行了10次，不同实验中的岩心性质和使用的流体都列于表2中。3 结果与讨论3.1 水稳定性阴离子表面活性剂。图3显示了在油藏温度下阴离子表面活性剂的水稳定性结果。醚硫酸盐（A1，A2，A5，A6）与内烯烃磺酸盐（A7，A8）相比，显示出较好的水稳定性。高盐度降低了阴离子表面活性剂水溶液的稳定性。八种表面活性剂中只有两个测试了在地层盐水条件下的水稳定性。表面活性剂中乙氧基团的数量在较高盐度下起着水溶液稳定性的主要作用。据观察，表面活性剂的乙氧基团数量越多，水的稳定性就越高。非离子表面活性剂。本研究中所用的非离子表面活性剂的形式是R-EOX，其中R是碳氢化合物，它隶属于包含x

12、个乙氧基团的一个链接。三次表面活性剂测试R都是相同的，但乙氧基团数（x）不同。三次测试的表面活性剂，其浊点都高于油藏温度，从而导致即使是高盐度也具有稳定的水溶液。如图4所示。表2 不同实验的岩性特性和自渗吸结果实验号孔隙度K（mD）长度（cm）直径（cm）表面活性剂盐水SoiIFT(达因/cm)NB-1原油采收率（OOIP）10.0890.035.5222.514无FB0.5121.83383.20.1520.1330.2365.5842.517A2FB0.753.73288.70.5730.1030.0355.5422.52A2FB0.793.73573.10.5440.1010.035.5

13、352.522A2FB0.713.73613.80.6850.0930.0565.5362.517A2FB/20.767.32845.90.6760.1010.0565.6452.516A2FB/20.87.32864.50.6170.1340.2395.5732.523A6FB0.665.64376.10.4680.1010.1035.5132.521A6FB0.725.64502.90.5290.1310.1485.62.518A6FB/20.726.8567.10.6100.0970.0715.5382.521A5FB/20.7910.11052.70.42图3 阴离子表面活性剂水稳定性

14、结果 图4 非离子表面活性剂水稳定性结果3.2 界面张力图5 随着含盐量的变化表面活性剂A2和A6的IFT值图5显示了原油-盐水-表面活性剂系统中，随着盐度的变化，水相和油相之间的界面张力（IFT）。这两种阴离子表面活性剂的界面张力随盐度的增大而降低。盐度的增加使得水中表面活性剂和盐之间的增溶性更具挑战性，因此更多的表面活性剂单体趋于移至界面，而界面更多的单体导致随着盐度的增加界面张力降低的现象。3.3 接触角图6显示的是在可视试管的表面活性剂/盐水溶液中浸泡的方石英板上的油滴图片。表3给出的是接触角值。非离子表面活性剂N1、N2和N3能改变接触角，但不是针对所有范围。据观察，乙氧基团的数量越

15、多（大多数在N3，至少在N1），接触角变化越大。但是没有一种非离子表面活性剂使方石英板为水湿型（<80°）。六种组合的阴离子表面活性剂含水稳定；5种可从油湿改变为水湿。两种表面活性剂（A2和A6）改变了我们测试的（地层盐水和一半的地层盐水）两种盐度的润湿性。观察到两种盐度的平均接触角几乎相同。针对界面张力随盐度的变化以及反复的自吸实验，又对这些表面活性剂进行了详细的研究图6 浸泡在表面活性剂/盐水溶液中的方石英板上的油滴表3 接触角结果表面活性剂盐水Wt%平均接触角（°）-FB-150A1FB/20.1130A2FB/20.172A5FB/20.174A6FB/20.

16、170A2FB0.174A6FB0.174N1FB0.1145N2FB0.1110N3FB0.1903.4 自吸 用可改变方石英板润湿性的表面活性剂进行渗吸实验。图7 展出的是亲油储层岩心。置于陈化岩心顶部的水滴不渗吸，说明岩心是亲油的。表2列出了渗吸试验结果。该表列出了含油岩心段塞用不同盐水浸泡后每次渗吸实验获得的原油采收率。实验1使用的是地层盐水。原油采收率为15%，这表明，该基岩主要是以亲油组分为主的混合润湿。三次渗吸实验（实验2-4）都是在地层盐水（FB）中用表面活性剂A2进行的。实验2和3最终采收率值类似，实验4则明显较高。然而，用表面活性剂A2的三次实验采收率都很高（54%-68%

17、），这意味着表面活性剂A2作为润湿性改变剂是有效的。最终采收率的差异可以归因于岩心的非均质性。因为这些实验采用的是相同油藏的不同岩心段。同样，实验5和6应用的是在地层盐水一半盐度（FB/ 2）中的表面活性剂A2，自吸实验的采收率也很高（61%-67%）。实验7和8使用的是地层盐水条件下的表面活性剂A6，原油采收率为46%-52%OOIP。在一半地层盐水盐度中的表面活性剂A 5（实验10）获得的采收率最低（42%）。表面活性剂A2、A5和A6的自吸实验石油采收率明显提高（42%-68%OOIP）。宏观的逆邦德数被定义为毛细管力与重力之比，即图7 显示原油润湿性的陈化岩心顶部的水滴（1）图8 在表

18、面活性剂溶液进行自渗吸实验中柱形岩心段塞外表面的油滴其中是界面张力，是孔隙率，k是渗透率，是密度差，H是岩心高度。此渗吸实验数据列于表2中。实验获得的较高的逆邦德数值是因为岩心渗透率较低，这意味着毛细管力大于重力。图8展示的是在表面活性剂溶液中放置的岩心之一。经盐水渗吸后，岩心各个方向渗出油滴。这表明，由于润湿性变化引起的毛细管压力梯度，其主要的渗吸机理为逆流渗吸。高逆邦德数值意味着与浮力相比，毛细管力较高。如果润湿性得以改变，毛细管力则有助于盐水渗吸在柱形岩心中（Gupta等，2008）。图9显示了10次自吸实验随时间变化的原油采收率。实验中不使用表面活性剂时采收率最低（15%）。渗吸试管中

19、的原油待9天后，收集试管颈中的原油。在此期间，油滴出现在岩心的外围，但并没有分离，而是集中在试管颈部。用表面活性剂溶液，第20天最终采收率为80%。随着岩心中水相饱和度的增加，采收率逐渐降低。实验期间初始石油采收率显著变化。某些岩心使用相同的表面活性剂但含盐量不同情况下进行渗吸实验时，初始含油饱和度几乎相同。因为盐度的变化，油/水间的界面张力也发生了变化。图10和图11展示的是不同盐度、相同的表面活性剂进行渗吸实验的采收率曲线。据观察，IFT越大，采收率就越高。同样，相同条件下，IFT越大，最终采收率也会越高。3.5 标度数据组标度数据组就是用来分析自吸数据及预测现场采收率和采油速度的一种方法

20、。一些研究者（Mattax和Kyte，1962；Ma等，1997）已经确定了不同类型的多孔介质的相似准则。Schmidt等人（2012）试图寻找一种通用的、与所有条件具有良好相关性的水湿系统的标度数据。Mattax和Kyte图9 自渗吸实验的原油采收率图10 应用表面活性剂A2的采收率对比 图11 应用表面活性剂A6的采收率对比（1962）的标度方程由下式给出：（2）Ma等1997给出的标度方程如下：（3）式中tD是无量纲时间，t是实际渗吸时间，o是原油粘度，w是水的粘度，Lc是特征长度。使用Mattax和Kyte的标定方程（公式2）以及Ma等人（公式3）提出的标定数据组，我们绘制了实验数据曲

21、线图。图12和图13表明，所有的数据都不在同一条曲线上，但Ma等人的标定数据组的相关性稍好于Mattax 和 Kyte (1962)的数据。用于强水湿多孔介质的两个标定方程，不足以解释从油湿向水湿改变的动态变化。3.6 模拟使用以往研究开发的机械模拟器（Adibhatla等，2005）对实验室成功标定验证的参数进行分析。模拟器使用三维有限体积、两相、四组分隐式数值方案。系统在进行油/盐水/表面活性剂相态特性实验中，没有观察到三相态的形成。因此该系统基本上是两相的。数值模型考虑了表面活性剂对流/扩散，以及随后IFT和接触角的变化。注入的表面活性剂移至基岩中，是由于润湿性的改变和界面张图12 渗吸

22、数据与Mattax 和 Kyte无量纲时间的关系曲线 图13 渗吸数据与Ma等人（1997）给出的无量纲时间的 关系曲线力降低而产生的流动。主要的输入参数包括毛细管压力（PC）、相对渗透率曲线（KRJ）以及随表面活性剂浓度而变化的变量。假定毛细管压力取决于一个幂律模型的饱和度。（4）在方程4中，PCA和PCB确定毛细管压力曲线的端点。nc是指数参数，SDW是由下式确定的无量纲含水饱和度。（5）根据下式，毛细管压力取决于界面张力（）和接触角（）：（6）毛细管压力、界面张力和接触角的下标'0'表示为初始油湿系统值。相对渗透率曲线由改进的Brooks-Corey模型来描述，即：（7）

23、式中k0rj是相态j的端点相对渗透率，nj是相态j的指数参数。端点渗透率和指数随下式接触角而变化。（8）（9）j是通过相态j测定的接触角；kor,wet是对应于润湿相端点的相对渗透率；kor,nw对应于非润湿相端点的相对渗透率。当IFT降至超低值时，假定残余饱和度都为常数。随表面活性剂浓度而变化的IFT和接触角分别用多项式和线性函数来模拟。端点参数则由实验数据获得。表4列出了在模拟中使用的不同参数值。模拟器的可靠性是通过将岩心比例的模拟结果与实验室渗吸实验2的结果（图14）对比确立的。通过模拟，我们分析了三个参数的影响：润湿性改变的程度、裂缝间距和原油采收率。表4 模拟中使用的不同参数值参数数值Sor0.25kOr,wet0.2k0r,nw0.9nwet4.5nnw2.25o(rad)0PCA (Pa)0.342PCB(Pa)30000000nc1.3图14 实验和模拟结果对比图14显示了数值模拟和实验2之间的比较。模拟的原油采收率和实验数据匹配很好。早期由于测出的开采量有误差，使得数据吻合稍有偏差。当油湿岩心放置在渗吸试管中，并用盐水/表面活性剂溶液浸泡时，入口的毛细管压力与来自底部水流的重力相反，并超过了其压力。因此盐水不会立即吸收。当表面活性剂扩散到岩心时，IFT和岩心的润湿性发生变化。在我们的系统中，IFT不会降到特低的值，因此，即使毛细管压力从负值转为正值，润湿性