通过润湿性改变提高致密油藏采收率.docx
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通过润湿性改变提高致密油藏采收率
通过润湿性改变提高致密油藏采收率
PrateekKathel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（〜10μD）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，2009；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，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，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）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132,000ppm（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10-100μD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2.7cp，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）
2898
738
47654
250
81066
132606
2.2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
Soi
IFT
（达因/cm）
NB-1
原油采收率
（OOIP）
1
0.089
0.03
5.522
2.514
无
FB
0.51
21.8
3383.2
0.15
2
0.133
0.236
5.584
2.517
A2
FB
0.75
3.73
288.7
0.57
3
0.103
0.035
5.542
2.52
A2
FB
0.79
3.73
573.1
0.54
4
0.101
0.03
5.535
2.522
A2
FB
0.71
3.73
613.8
0.68
5
0.093
0.056
5.536
2.517
A2
FB/2
0.76
7.32
845.9
0.67
6
0.101
0.056
5.645
2.516
A2
FB/2
0.8
7.32
864.5
0.61
7
0.134
0.239
5.573
2.523
A6
FB
0.66
5.64
376.1
0.46
8
0.101
0.103
5.513
2.521
A6
FB
0.72
5.64
502.9
0.52
9
0.131
0.148
5.6
2.518
A6
FB/2
0.72
6.8
567.1
0.6
10
0.097
0.071
5.538
2.521
A5
FB/2
0.79
10.1
1052.7
0.42
图3阴离子表面活性剂水稳定性结果图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（θ<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
-
150
A1
FB/2
0.1
130
A2
FB/2
0.1
72
A5
FB/2
0.1
74
A6
FB/2
0.1
70
A2
FB
0.1
74
A6
FB
0.1
74
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