非常規(guī)油氣開發(fā)中潤濕性反轉(zhuǎn)技術(shù)的應(yīng)用

ALVAREZ J O，SCHECHTER D S

（Texas A & M University）

非常規(guī)油氣開發(fā)中潤濕性反轉(zhuǎn)技術(shù)的應(yīng)用

ALVAREZ J O，SCHECHTER D S

（Texas A & M University）

研究了適用于非常規(guī)油氣儲集層的巖石潤濕性測量方法，總結(jié)了非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性特征，分析了非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性反轉(zhuǎn)技術(shù)的應(yīng)用情況，并介紹了研究表面活性劑與非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性間關(guān)系的實(shí)驗(yàn)方法。研究表明：接觸角法、核磁共振法和Zeta電位測量法是評估非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性最恰當(dāng)?shù)姆椒ǎ浅Ｒ?guī)油氣儲集層呈現(xiàn)出中性潤濕到油濕的混合潤濕特性。潤濕性反轉(zhuǎn)技術(shù)在非常規(guī)油氣儲集層中的應(yīng)用目前僅限于添加表面活性劑。在壓裂液中加入表面活性劑可改變非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性從而提高原油采收率。借助穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)、潤濕性反轉(zhuǎn)評估實(shí)驗(yàn)、界面張力實(shí)驗(yàn)、自吸實(shí)驗(yàn)、壓吸實(shí)驗(yàn)和吸附實(shí)驗(yàn)等可評估表面活性劑改變潤濕性及提高采收率的效率。圖1表1參46

非常規(guī)油氣儲集層；潤濕性；潤濕性反轉(zhuǎn)；表面活性劑；自吸；提高原油采收率；頁巖油

0 引言

在美國，非常規(guī)油氣資源已成為一種重要的能源，日益增加的頁巖油產(chǎn)量已使該國成為世界上最大的產(chǎn)油國之一［1］。非常規(guī)油氣資源的烴源巖和儲集層均具有低孔和超低滲的特征［2-3］，改變儲集層的潤濕性可提高原油采收率。潤濕性定義為“存在其他非混相流體時某種流體擴(kuò)張到固體表面的趨勢”［4-5］。固體表面的潤濕性分為水濕、中性潤濕或油濕，可通過測量接觸角、Amott-Harvey指數(shù)和使用美國礦業(yè)局（USBM）方法［6］定量確定，或使用核磁共振［7］和Zeta電位測量［8-9］定性確定。在水-油-巖石系統(tǒng)中，親水巖石傾向于讓水接觸巖石表面，水還會滲入到巖石中驅(qū)替孔隙中和巖石表面的油；同樣，親油巖石傾向于接觸油，而當(dāng)油滲入巖石時會從巖石表面驅(qū)替水［5，7］。因此，潤濕性控制著儲集層中流體的流動特性和分布，是常規(guī)儲集層提高采收率［10-16］和近年來非常規(guī)儲集層提高采收率［7-8，17-21］方面的重要研究課題。

油頁巖是帶有閉合和/或張開裂縫的富含有機(jī)質(zhì)頁巖［2］，其微小孔隙與有機(jī)質(zhì)相關(guān)［17］。頁巖中無機(jī)孔（水濕）和有機(jī)孔（油濕）的存在［22-23］使得頁巖在多數(shù)情況下呈混合潤濕性，且潤濕性與有機(jī)質(zhì)和無機(jī)質(zhì)的比例有關(guān)。對于最初為中性潤濕或油濕的常規(guī)儲集層，可以通過使用表面活性劑、二價離子或改變溫度等將巖石潤濕性轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂瘢⑼ㄟ^增大毛細(xì)管力增強(qiáng)吸水性，從而使水滲入基質(zhì)中驅(qū)替原油。對于非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性的改變，僅研究了表面活性劑的應(yīng)用。

本文旨在綜述潤濕性改變對原油采收率的影響及潤濕性反轉(zhuǎn)技術(shù)在非常規(guī)油氣開發(fā)中的應(yīng)用。首先，概述潤濕性測量方法，并分析非常規(guī)儲集層潤濕性特征。其次，分析潤濕性反轉(zhuǎn)技術(shù)的基本原理及其在非常規(guī)油氣資源開發(fā)中的最新應(yīng)用情況。最后，介紹用以評估表面活性劑對非常規(guī)儲集層潤濕性和原油采收率影響的實(shí)驗(yàn)方法。

1 潤濕性測量方法

在水-油-巖石系統(tǒng)中，潤濕性表現(xiàn)為水或油擴(kuò)張到巖石表面的趨勢。在親水巖石中水往往會接觸巖石表面并占據(jù)微小孔隙，而在親油巖石中油接觸到大部分巖石并充填微小孔隙［24］。當(dāng)巖石沒有優(yōu)先粘附某種流體時，水-油-巖石系統(tǒng)稱為中性潤濕系統(tǒng)［5］。

潤濕性可采用接觸角法、Amott-Harvey指數(shù)法和USBM法［6］進(jìn)行測量。當(dāng)需要測定某個特定表面的潤濕性時，可使用接觸角法，而當(dāng)需要測定諸如巖心等固體體積范圍內(nèi)的平均潤濕性時，可使用Amott-Harvey指數(shù)法和USBM法。接觸角法用于拋光面，USBM法和Amott-Harvey指數(shù)法用于孔隙介質(zhì)。此外，可使用核磁共振法［7］和Zeta電位測量法［8-9］定性評估潤濕性。

1.1 接觸角法

接觸角定義為油水界面在巖樣交點(diǎn)處的切線角［25］。當(dāng)接觸角為零時，水將均勻潤濕在固體表面；當(dāng)接觸角增大時，將形成水滴，水將以特定的角度潤濕固體表面；當(dāng)接觸角為180°時，水將不會潤濕固體表面［25］。

接觸角測量方法包括靜滴法、捕泡法、傾斜板法和毛細(xì)上升法，而在石油工業(yè)中常使用捕泡法測量接觸角［26-27］。巖樣表面應(yīng)平滑，以避免測量時出現(xiàn)明顯誤差。接觸角法的局限性包括巖樣表面不均勻會造成接觸角滯后以及該方法測得的潤濕性不能代表整個系統(tǒng)的潤濕性［24，28-29］。

1.2 Amott-Harvey指數(shù)法

Amott-Harvey指數(shù)法的理論基礎(chǔ)是：潤濕相流體將自發(fā)地而后強(qiáng)迫性地滲入巖石，從而驅(qū)替另一種非潤濕相流體。利用該方法可得出巖心平均潤濕性和相對滲透率，且使用自吸與壓吸的比值可調(diào)整流體黏度和原始含水飽和度［6］。Amott-Harvey指數(shù)的計(jì)算公式［30］為：

（1）式中相關(guān)參數(shù)可通過測量原始含水飽和度獲得［17］：測量自吸水量Sws；水驅(qū)巖心獲得殘余油飽和度Sor；測量自吸油量Sos；油驅(qū)巖心獲得原始含水飽和度Siw。另外，Swf為水相壓吸后的含水飽和度，Sof為油相壓吸后的含油飽和度。

強(qiáng)水濕系統(tǒng)的Amott-Harvey指數(shù)為1，強(qiáng)油濕系統(tǒng)的Amott-Harvey指數(shù)為-1；水濕系統(tǒng)的Amott-Harvey指數(shù)為0.3～1.0，油濕系統(tǒng)的Amott-Harvey指數(shù)為-1.0～-0.3［30］。

Amott-Harvey指數(shù)法的主要缺點(diǎn)是不能測量中性潤濕狀態(tài)。這是因?yàn)?，?dāng)巖石為中性潤濕時，水或油都不會發(fā)生自吸，而巖石的原始含水飽和度是計(jì)算Amott-Harvey指數(shù)的主要參數(shù)［6］。

1.3 USBM法

USBM法與Amott-Harvey指數(shù)法非常相似，其優(yōu)點(diǎn)在于考慮了中性潤濕狀態(tài)。與Amott-Harvey指數(shù)法一樣，USBM法可以得出巖心平均潤濕性，用通過離心作用驅(qū)替非潤濕相流體所需要做的功來表征。當(dāng)此功大于零時巖心為水濕，小于零時巖心為油濕，趨于零時巖心為中性潤濕。

1.4 核磁共振法

核磁共振法是定性指示流體親和性的潤濕性測量方法。此法可識別基質(zhì)內(nèi)的流體，并使用氫原子熱弛豫表征。表面弛豫控制著潤濕流體的弛豫，潤濕流體弛豫比整體弛豫快得多，而非潤濕相流體弛豫和整體弛豫一樣慢，由此可以確定哪種流體是潤濕流體［23］。另外，核磁共振強(qiáng)度除了可以評價含氫指數(shù)外，還可用于估算一種流體相對另一種流體的比例。然而，由核磁共振法得出的弛豫率和潤濕性的關(guān)系是不確定的，且樣品制備過程可能會改變樣品的潤濕性［6］。ODUSINA E O等［23］使用核磁共振法替代USBM法和Amott-Harvey指數(shù)法對數(shù)個超低滲低孔非常規(guī)油氣儲集層巖心樣品進(jìn)行了潤濕性估算。

1.5 Zeta電位測量法

非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性可用Zeta電位法測量。此法測量頁巖表面薄水膜的穩(wěn)定性，以確定巖石對水的親和性。Zeta電位是偶層電位，其量值與巖石-流體界面處的表面電荷有關(guān)。穩(wěn)定的液膜所呈現(xiàn)出的偶層電位的增加表明存在一種斥力，即從巖石表面除去原油而把巖石潤濕性改變?yōu)樗疂竦某饬?。不穩(wěn)定的薄水膜可解釋為中性潤濕甚至油濕特性［8-9］。巖石表面和油之間水層的厚度及穩(wěn)定性取決于油、水和巖石表面的電荷［28］。Zeta電位值大于+30 mV或小于-30 mV視作穩(wěn)定，而介于-30 mV和+30 mV之間時為不穩(wěn)定。

上述潤濕性測量方法已在石油行業(yè)應(yīng)用多年，然而，這些方法是針對高滲（數(shù)量級為10-3μm2到μm2）、高孔（大于20%）巖石提出的。而非常規(guī)油氣儲集層具有完全不同的巖石物性特征，滲透率數(shù)量級為10-9μm2到10-6μm2，孔隙度小于10%，因此很難用USBM法和Amott-Harvey指數(shù)法測量潤濕性。WANG D等［7］使用改進(jìn)的Amott-Harvey指數(shù)法測量了巴肯頁巖樣品的潤濕性，但實(shí)驗(yàn)樣品的滲透率和孔隙度分別平均為7×10-3μm2和4.4%。NGUYEN D等［18，20］使用接觸角法測量了頁巖樣品的潤濕性，認(rèn)為此法可靠，但在樣品制備及隨后的測量中都須特別小心，且要多測幾次以確保結(jié)果的準(zhǔn)確性。接觸角法、核磁共振法和Zeta電位測量法似乎是估算非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性最恰當(dāng)?shù)姆椒ā?/p>

2 非常規(guī)油氣儲集層潤濕性特征

最初認(rèn)為常規(guī)儲集層是水濕性儲集層，理由是硅質(zhì)巖類具有親水性，且在原油運(yùn)移前孔隙中充滿了水，而在原油運(yùn)移并形成儲油層后，初始水仍與巖石表面保持接觸。然而，實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)許多常規(guī)儲集層為油濕儲集層［31-33］。但是這些儲集層中有些采用了水驅(qū)，儲集層的原始潤濕性可能已被注入水中的添加劑所改變。研究發(fā)現(xiàn)某些常規(guī)儲集層的潤濕性從最初的水濕變化到油濕主要是原油運(yùn)移過程中極性組分（主要是瀝青質(zhì)）吸附到巖石表面造成的［5，12，24，34-35］。另外，BUCKLEY J S等［34］發(fā)現(xiàn)，碳酸鹽巖吸引酸性油化合物，而砂巖對堿性油化合物具有較高的親和性。

非常規(guī)儲集層，特別是頁巖儲集層，具有與常規(guī)儲集層截然不同的特征，各圈閉甚至是同一儲集層中不同深度的礦物成分都不盡相同，這就使得潤濕性表征變得更加復(fù)雜。另外，諸如干酪根等有機(jī)質(zhì)的存在使得非常規(guī)儲集層既有水濕無機(jī)孔又有油濕有機(jī)孔，從而形成混合潤濕性［22-23］。表1列出了文獻(xiàn)報(bào)道中的非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性測量結(jié)果。

表1 文獻(xiàn)報(bào)道中非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性測量結(jié)果

圖1為筆者在實(shí)驗(yàn)室用接觸角法對取自Wolfcamp、Barnett和Eagle Ford不同深度的頁巖巖心進(jìn)行的潤濕性研究結(jié)果。巖心樣品包括取自Wolfcamp兩口井不同深度（2 377.4～2 529.8 m（7 800～8 300 ft））的3個樣品，Barnett兩口井不同深度（1 828.8～2 743.2 m（6 000～9 000 ft））的8個樣品，以及Eagle Ford兩口井不同深度（2 438.4～4 267.2 m（8 000～14 000 ft））的4個樣品。樣品為硅質(zhì)和炭質(zhì)黑色頁巖，TOC值為5%～14%。接觸角在儲集層溫度下用捕泡法測量。圖1中所有樣品均表現(xiàn)出中性潤濕特性，接觸角為70°～115°。

圖1 采用接觸角法測得的不同非常規(guī)儲集層不同深度巖心樣品的原始潤濕性（括號內(nèi)數(shù)字代表某特定深度）

從表1和圖1可以看出，大部分研究結(jié)果都顯示非常規(guī)油氣儲集層具有中性潤濕特性。但是，也需要進(jìn)一步研究以獲取更全面詳細(xì)的信息。另外，可以看出接觸角法是最常用的非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性測定方法。然而，測量接觸角時，重要的是要了解當(dāng)前的流體相態(tài)。即使在油-巖石-空氣系統(tǒng)中進(jìn)行的接觸角測量可以得到巖石潤濕性，為了表征儲集層條件下的潤濕性，也應(yīng)用油-水-巖石系統(tǒng)測量接觸角。

儲集巖中潤濕性也可分類為均勻潤濕性和非均勻潤濕性。均勻潤濕性是指對油相或水相的親和性較平均，非均勻潤濕性描述的是同一巖石對油相和水相具有不同的親和性［40］。常規(guī)儲集層具有相當(dāng)一致的礦物成分且基質(zhì)中缺乏有機(jī)質(zhì)，因此大多呈現(xiàn)出均勻潤濕性。與此相反，由于諸如頁巖等非常規(guī)儲集層中具有不同礦物成分的層位并置，存在有機(jī)質(zhì)，且其特性和沉積環(huán)境造成巖石表面具有化學(xué)不均一性，故常呈現(xiàn)出非均勻潤濕性。

3 潤濕性與原油采收率的關(guān)系

通過改變儲集巖潤濕性可以改變控制基質(zhì)中流體流動的內(nèi)力，使其流到井筒，從而提高油氣產(chǎn)量。

潤濕性影響諸如毛管壓力和相對滲透率等巖石-流體相互作用特性。另外，它還控制孔隙介質(zhì)中的流體流動和流體相的分布［7，16，37，40］。在水濕儲集層中，由水（潤濕相）驅(qū)替油（非潤濕相）時，會發(fā)生自吸。在油濕儲集層中，由于毛細(xì)管力的捕獲作用，油將保留在基質(zhì)中，這種水驅(qū)油過程稱為排驅(qū)［41］。

實(shí)施提高采收率措施可以增強(qiáng)自吸。自吸可定義為浸泡在鹽水中的巖心在毛細(xì)管力和/或重力作用下出現(xiàn)的滲吸［15］。由于自吸是用水替代基質(zhì)中的油，故其采收水濕體系中的油。在油濕體系中，由于油在基質(zhì)中被毛管作用所捕獲，故不會發(fā)生自吸現(xiàn)象。有助于自吸以及水驅(qū)油的力包括毛細(xì)管力、重力和黏滯力。毛細(xì)管力和重力與反邦德數(shù)相關(guān)［42］。反邦德數(shù)可以量化毛細(xì)管力與重力的比值，并用于確定自吸是由重力驅(qū)動（表現(xiàn)為同流）還是由毛細(xì)管力驅(qū)動（表現(xiàn)為逆流）。反邦德數(shù)計(jì)算公式［42］為：

SCHECHTER D S等［42］研究發(fā)現(xiàn)：當(dāng)NB-1大于5時，毛細(xì)管力引起滲吸，為逆流；當(dāng)NB-1小于1時，重力造成滲吸，為同流；而當(dāng)NB-1為1～5時，造成滲吸的力既包括毛細(xì)管力也包括重力。需要注意的是，該結(jié)果是由可控系統(tǒng)得出的，具體數(shù)值范圍可能會因巖性和流體的不同而發(fā)生變化。非常規(guī)油氣儲集層的滲透率值極低，反邦德數(shù)較大，說明毛細(xì)管力大于重力，是控制非常規(guī)油氣儲集層滲吸的力。

毛細(xì)管力與接觸角、界面張力和孔隙半徑相關(guān)：

由（3）式可知，在水濕系統(tǒng)中，接觸角小于90°，毛管壓力為正值；在油濕系統(tǒng)中，接觸角大于90°，毛管壓力為負(fù)值。為使水滲吸到基質(zhì)中，從而驅(qū)替孔隙中和巖石表面的油，毛管壓力必須大于零，這使得巖石應(yīng)呈現(xiàn)出親水特性。因此，改變潤濕性，可把毛管壓力由負(fù)值變?yōu)檎?，從而促成滲吸［7，15，43］。

巖石潤濕性可通過表面活性劑和鹽/離子等以化學(xué)方法改變，也可通過溫度變化等以熱力方法改變［10-11，15-16，33，37，44］。此外，研究者發(fā)現(xiàn)壓力對潤濕性的影響很小［29］。

在常規(guī)儲集層中，采用以下方法可以提高采收率：注入加有表面活性劑或離子/鹽等添加劑的水，改變巖石的潤濕性，從而驅(qū)替因水自身無法克服毛細(xì)管力而在水驅(qū)時繞過的孔隙中的原油；注蒸汽升溫，以熱力方法誘發(fā)潤濕性反轉(zhuǎn)，從而促成蒸汽或水滲入基質(zhì)中驅(qū)替原油。而在非常規(guī)儲集層中，由于巖石物性極為復(fù)雜，提高采收率工藝仍處于早期研究階段。超低滲限制了流體在儲集層中的流動，必須綜合采用水平井和水力壓裂技術(shù)來經(jīng)濟(jì)開采非常規(guī)資源。一旦增強(qiáng)了基質(zhì)-裂縫相互作用并創(chuàng)建了油氣流向井筒的有效路徑，毛細(xì)管自吸就變成了開采油氣的重要機(jī)理。如（3）式所示，由于非常規(guī)油氣儲集層具有納米級孔徑，這會提高把原油束縛到基質(zhì)中的毛管壓力，因而限制了一次采油法的成功應(yīng)用。而通過改變潤濕性可以反轉(zhuǎn)毛管壓力以促成巖石吸水，使水滲入到孔隙內(nèi)，以逆流的方式驅(qū)替孔隙內(nèi)的油。

4 表面活性劑改變潤濕性的機(jī)理

基于文獻(xiàn)報(bào)道中研究結(jié)果及本文測量結(jié)果，推斷非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性主要為中性潤濕到油濕，而把潤濕性改變?yōu)樗疂?，就可以讓水滲入到基質(zhì)中驅(qū)替原油，從而提高原油采收率。

由于表面活性劑是目前非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性反轉(zhuǎn)相關(guān)研究中唯一使用的藥劑，本文重點(diǎn)分析表面活性劑對潤濕性的影響。表面活性劑是兼具疏水基和親水基的兩親型化合物。通過讓表面活性劑流入和/或擴(kuò)散進(jìn)入基質(zhì)，已成功地改變了儲集巖的潤濕性，同時由于降低界面張力又減小了毛管壓力。研究者已在常規(guī)砂巖和碳酸鹽巖儲集層中對陽離子、陰離子和非離子型表面活性劑改變潤濕性的效能進(jìn)行過廣泛研究，并提出了其改變潤濕性的3個主要機(jī)理：離子對形成［16］、表面活性劑吸附［14，16］和膠束增溶作用［13］。

4.1 離子對形成

STANDNES D C等［16］研究發(fā)現(xiàn)，原油通過首基中靜電力和尾基中疏水力附著于巖石表面，而陽離子表面活性劑和油相中帶負(fù)電荷物質(zhì)（大多是羰酸鹽）間形成離子對。離子對形成膠束，由于膠束具有疏水性而遷移到油相中，巖石表面的油層解除吸附，此后巖石表面變?yōu)樗疂?。STANDNES D C等［16］還認(rèn)為，臨界膠束濃度和膠束疏水性對于潤濕性改變至關(guān)重要。臨界膠束濃度較低時，陽離子表面活性劑改變潤濕性的效率降低。另外，更高的疏水性可以增強(qiáng)表面活性劑與油界面的接觸。

4.2 表面活性劑吸附

AUSTAD T等［14］和STANDNES D C等［16］發(fā)現(xiàn)：陰離子表面活性劑滲入油濕碳酸鹽巖巖心后其效能很差，于是提出了表面活性劑吸附機(jī)理。帶負(fù)電荷的陰離子表面活性劑和巖心表面同樣帶負(fù)電荷的原油化合物間產(chǎn)生靜電斥力，無法形成離子對。由于表面活性劑與吸附在巖心表面的油層間具有疏水作用，產(chǎn)生了偶層。此時，表面活性劑疏水尾基被吸附在疏水油濕表面上，而其親水首基面對溶液，巖心表面潤濕性改變?yōu)樗疂瘛Ｔ黾雨庪x子表面活性劑分子中乙氧基數(shù)目后，其效率會有所提高，且GUPTA R等［11］也驗(yàn)證了這一點(diǎn)。另外，由于原油并未從巖石表面解除吸附，故表面活性劑吸附機(jī)理是可逆的，且僅當(dāng)不存在良好的靜電相互作用時才產(chǎn)生。

SALEHI M等［12］通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究驗(yàn)證了離子對形成和表面活性劑吸附機(jī)理。

4.3 膠束增溶作用

KUMAR K等［13］認(rèn)為存在膠束增溶作用機(jī)理，且陰離子表面活性劑和陽離子表面活性劑均能通過這一機(jī)理改變最初為油濕的巖石表面的潤濕性，但陰離子表面活性劑比陽離子表面活性劑效能更好，效率更高。膠束增溶作用機(jī)理為：表面活性劑降低了油水界面張力，故毛管壓力減小，水相滲入進(jìn)平行板，而僅留下薄油層附著于平行板表面；然后，表面活性劑進(jìn)入附著于平行板表面的陰離子原油物質(zhì)，對油膜形成膠束增溶作用，把潤濕性改變?yōu)樗疂?。陽離子表面活性劑降低界面張力的效果不如陰離子表面活性劑，因此效能較差。

上述3種機(jī)理中哪種起作用很大程度上取決于表面活性劑特性和巖石的礦物成分。

5 非常規(guī)油氣儲集層潤濕性反轉(zhuǎn)技術(shù)應(yīng)用情況

使用陰離子、陽離子和非離子型表面活性劑改變常規(guī)儲集層（主要是裂縫性碳酸鹽巖和砂巖）潤濕性，進(jìn)而提高原油采收率的相關(guān)研究［10-15，33］較多。而由于非常規(guī)油氣儲集層具有諸如低孔隙度和超低滲透率等巖石物性特征，應(yīng)用這些方法改變潤濕性時具有局限性，且相關(guān)文獻(xiàn)報(bào)道較少。

2011年，SHULER P J等［36］通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究認(rèn)為，進(jìn)行水力壓裂時往壓裂液中添加陰離子和非離子型表面活性劑能提高Bakken頁巖的原油采收率。

2012年，XU L等［45］使用Eagle Ford頁巖樣品研究發(fā)現(xiàn)，在壓裂液中添加弱乳化表面活性劑比添加非乳化表面活性劑改變潤濕性從而提高原油采收率的效果更好。WANG D等［7］使用取自中Bakken和上Bakken的頁巖樣品研究發(fā)現(xiàn)，使用表面活性劑可以改變巖樣潤濕性并顯著提高原油采收率，且陰離子表面活性劑比兩性離子表面活性劑和非離子型表面活性劑的效果更好。

2013年，KATHEL P等［7］評估了在致密砂巖儲集層（滲透率（0.01～0.10）×10-3μm2，孔隙度8%～14%）中使用表面活性劑改變潤濕性并提高原油采收率的效果，發(fā)現(xiàn)陰離子表面活性劑能把潤濕性從油濕變成水濕，而非離子型表面活性劑不能改變潤濕性。

2014年，筆者［38］使用接觸角法研究了使用表面活性劑后某非常規(guī)油氣儲集層巖心的潤濕性改變，發(fā)現(xiàn)樣品潤濕性由最初的中性潤濕到油濕改變?yōu)樗疂?，且陰離子表面活性劑比非離子型表面活性劑更有效、可驅(qū)替更多原油。NGUYEN D等［18］用Eagle Ford露頭（孔隙度8%～14%）和Bakken巖心（孔隙度5.0%～6.5%，滲透率（0.002～0.090）×10-3μm2）進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)，采用了陽離子表面活性劑、非離子表面活性劑、兩性離子表面活性劑和陰離子表面活性劑。結(jié)果表明：對于Bakken巖心，所有表面活性劑均提高了原油采收率，其中非離子表面活性劑最有效，其次是陰離子表面活性劑，而陽離子表面活性劑驅(qū)油量最少；對于Eagle Ford露頭，陰離子表面活性劑最有效。MIRCHI V等［17，39］研究了某非常規(guī)油氣儲集層（孔隙度1.3%～1.6%）使用陰離子表面活性劑［17］和非離子型表面活性劑［39］的驅(qū)油效果，發(fā)現(xiàn)陰離子表面活性劑在最初為弱水濕的系統(tǒng)中可增大接觸角，而非離子型表面活性劑在最初為強(qiáng)水濕的系統(tǒng)中不改變接觸角。

2015年，F(xiàn)ENG L［19］使用取自美國不同頁巖油藏的原油進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)使用陽離子表面活性劑可從飽和油的具有較高總酸值的碳酸鹽巖中獲得較高的原油采收率，而使用陰離子表面活性劑可從飽和油的具有較高總堿值的碳酸鹽巖中獲得較高的原油采收率。此外，離子對形成機(jī)理在由靜電相互作用所推動的潤濕性改變中起主要作用。WANG D等［21］使用Bakken巖心（孔隙度4%～8%，滲透率（0.009～0.096）×10－3μm2）進(jìn)行了自吸實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)使用表面活性劑可以提高原油采收率。筆者［20］研究了表面活性劑對取自二疊盆地的非常規(guī)油氣儲集層硅質(zhì)巖心的潤濕性改變。結(jié)果表明：巖心最初為油濕到中性潤濕，使用較低濃度的陰離子表面活性劑就可以將其潤濕性改變?yōu)樗疂?；使用添加表面活性添加劑的壓裂液原油采收率更高；陰離子表面活性劑比非離子型表面活性劑效果更好。

2016年，筆者［8］研究了把表面活性劑添加到完井液中時其提高原油采收率的潛力，使用了Bakken頁巖巖心（滲透率（0.4～23.0）×10－6μm2，孔隙度6.5%～10.8%）。結(jié)果表明：與單獨(dú)用水相比，使用表面活性劑可以采出更多原油，在自吸實(shí)驗(yàn)中更多流體滲透到巖心中；陰離子表面活性劑用于硅質(zhì)巖心時表現(xiàn)良好。

6 評估表面活性劑對潤濕性改變效果的實(shí)驗(yàn)方法

推薦采用下述相關(guān)實(shí)驗(yàn)來評估表面活性劑對潤濕性的影響及其改變潤濕性和從頁巖巖心采收原油的效率。進(jìn)行這些實(shí)驗(yàn)有助于選擇特定非常規(guī)油氣儲集層適用的表面活性劑類型，并認(rèn)識非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性改變與界面張力、流體滲吸和原油采收率間的關(guān)系。實(shí)驗(yàn)結(jié)果取決于儲集層礦物成分、表面活性劑和原油特性以及巖石物性等。

6.1 穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)

選擇最穩(wěn)定的表面活性劑在儲集層溫度下作進(jìn)一步的接觸角、Zeta電位和界面張力測量等實(shí)驗(yàn)的過程，就是穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)。具體步驟為：首先制備表面活性劑溶液，并在儲集層溫度下保留數(shù)天。然后測試這些表面活性劑的乳化趨勢。把它們與相同體積的原油相混合，并將其置于儲集層溫度環(huán)境中。選擇儲集層溫度下穩(wěn)定的表面活性劑溶液進(jìn)行下一步實(shí)驗(yàn)。通過穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)篩選穩(wěn)定的表面活性劑，尤其是在其與鹽水溶液一起使用時，因?yàn)辂}水溶液在添加表面活性劑后可能不穩(wěn)定。

6.2 潤濕性反轉(zhuǎn)評估實(shí)驗(yàn)

在儲集層條件下使用捕泡法進(jìn)行原油與浸入水溶液的頁巖間的接觸角實(shí)驗(yàn)，從而可以判斷原始潤濕性和改變后的潤濕性。另外，當(dāng)出于模擬目的而測定毛管壓力時，準(zhǔn)確的接觸角值會很有幫助。進(jìn)行接觸角實(shí)驗(yàn)時須特別小心，樣品必須按需要磨光以最大限度減小由于表面粗糙而造成的測量誤差，且應(yīng)多進(jìn)行幾次實(shí)驗(yàn)以獲得最可靠的值。具體內(nèi)容參見文獻(xiàn)［38］。通過測量接觸角可以確定非常規(guī)油氣儲集層的原始潤濕性，并找到合適的表面活性劑類型和濃度。

還可以進(jìn)行Zeta電位實(shí)驗(yàn)，以進(jìn)一步定性評估潤濕性的改變，并確定巖石表面電荷和表面活性劑電荷。此外，可以把水溶液與取自所研究的非常規(guī)油氣儲集層的壓得很碎的巖樣相混合，以測量巖石表面薄液膜的穩(wěn)定性，可表征樣品的親水性。具體內(nèi)容參見文獻(xiàn)［8］。

6.3 界面張力實(shí)驗(yàn)

使用懸滴法或旋轉(zhuǎn)滴法測量儲集層條件下原油與壓裂液溶液之間的界面張力。界面張力值大于2 mN/m時懸滴法非常可靠，小于2 mN/m時建議使用旋轉(zhuǎn)滴法。具體內(nèi)容參見文獻(xiàn)［38］。

該實(shí)驗(yàn)也有助于選擇合適的表面活性劑類型和濃度。借助接觸角實(shí)驗(yàn)和界面張力實(shí)驗(yàn)對幾種表面活性劑進(jìn)行篩選時，應(yīng)按照表面活性劑把巖石的潤濕性從原始狀態(tài)改變成水濕并且不把界面張力降低到超低值的標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行。對于常規(guī)儲集層，為了進(jìn)一步促進(jìn)基質(zhì)滲吸并提高原油采收率，應(yīng)把界面張力降低到超低值；而在非常規(guī)儲集層中，應(yīng)把界面張力降低到足以讓水吸入孔隙并以逆流方式排出原油，而不用降低到超低值，因?yàn)槌徒缑鎻埩赡軙乖驮趲r石表面再次沉積并因超低毛管壓力而使基質(zhì)內(nèi)的水向基質(zhì)外運(yùn)動［38，45］。此外，如（3）式所示，必須考慮平均孔喉尺寸、接觸角和界面張力間的平衡。

6.4 自吸實(shí)驗(yàn)

自吸實(shí)驗(yàn)就是在儲集層溫度下研究表面活性劑吸入超低滲頁巖巖心并隨著時間推移而采出原油的能力。另外，應(yīng)使用計(jì)算機(jī)層析掃描方法追蹤密度變化、流體運(yùn)動和滲吸，并測量壓裂液的實(shí)時滲入量。具體內(nèi)容參見文獻(xiàn)［20］。

該實(shí)驗(yàn)將給出1個隨時間變化的生產(chǎn)剖面，以對有表面活性劑和無表面活性劑的壓裂液的效能進(jìn)行對比。另外，還將給出隨著時間推移流體吸入巖石的變化，以把產(chǎn)油量與流體飽和度聯(lián)系起來。

6.5 壓吸實(shí)驗(yàn)

壓吸實(shí)驗(yàn)使用巖心驅(qū)替系統(tǒng)表征壓裂作業(yè)期間表面活性劑滲入非常規(guī)油氣儲集層裂縫中的情形。為了更好地認(rèn)識流體運(yùn)動并將流體的實(shí)時滲入動態(tài)可視化，應(yīng)采用計(jì)算機(jī)層析掃描儀進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。具體內(nèi)容參見文獻(xiàn)［20］。該實(shí)驗(yàn)可以測量原油采收率隨時間的變化，以評估表面活性劑吸入到巖石中并從巖石中排油的效能。

可用兩種不同的方式進(jìn)行巖心驅(qū)替：一種是在把樣品裝入巖心夾持器之前人工劈開巖心，以模擬1條或是1組裂縫，但鋸開或是切開巖心時會改變巖心的原始狀態(tài)；另一種是用玻璃珠或支撐劑等高滲介質(zhì)環(huán)繞巖心，并將其壓緊到巖心夾持器中，以便讓壓裂液沿巖心表面流動，此法可以減輕對巖心的損壞［46］。

6.6 吸附實(shí)驗(yàn)

為了確定表面活性劑保持有效的濃度，自吸實(shí)驗(yàn)期間測量表面活性劑在非常規(guī)油氣儲集層中的吸附。使用已知濃度下的表面活性劑界面張力和電導(dǎo)率參數(shù)對自吸實(shí)驗(yàn)期間隨時間變化的表面活性劑樣品濃度進(jìn)行擬合。繪制不同表面活性劑樣品濃度與時間的關(guān)系曲線，以分析不同非常規(guī)油氣儲集層中表面活性劑的吸附量。該實(shí)驗(yàn)還有助于確定巖性和原油類型對表面活性劑吸附的影響。

7 結(jié)論

接觸角法是定量確定非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性最適當(dāng)?shù)姆椒?。還可使用核磁共振法和Zeta電位測量法定性評估非常規(guī)油氣儲集層巖石潤濕性。

文獻(xiàn)報(bào)道及本文研究結(jié)果均顯示所分析的非常規(guī)油氣儲集層大部分呈現(xiàn)出混合潤濕性。

運(yùn)用潤濕性反轉(zhuǎn)技術(shù)可以改變非常規(guī)油氣儲集層巖石的潤濕性，并提高原油采收率。對于非常規(guī)油氣儲集層，目前只有通過添加表面活性劑進(jìn)行潤濕性反轉(zhuǎn)的相關(guān)研究。把表面活性劑添加到鹽水或壓裂液中改變了頁巖樣品的潤濕性，增強(qiáng)了巖樣吸水性從而提高原油采收率。

符號注釋：

C——與孔隙幾何形狀相關(guān)的常數(shù)，f；g——重力加速度，m/s2；h——所研究巖心的長度，m；IA-H——Amott-Harvey指數(shù)；K——滲透率，10-3μm2；NB-1——反邦德數(shù)，f；pc——毛細(xì)管力，Pa；r——孔隙半徑，m；Siw——原始含水飽和度，%；Sof——油相壓吸后的含油飽和度，%；Sor——?dú)堄嘤惋柡投龋?；Sos——自吸油量，%；Swf——水相壓吸后的含水飽和度，%；Sws——自吸水量，%；Δρ——非混相流體的密度差，kg/m3；θ——接觸角，（°）；σ——界面張力，N/m；?——孔隙度，%。

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（編輯 胡葦瑋）

Application of wettability alteration in the exploitation of unconventional liquid resources

ALVAREZ J O，SCHECHTER D S
（Texas A&M University，TX 77843-3116，USA）

This study investigates the wettability measurement methods suitable for unconventional reservoirs，summarizes the wettability characteristics of unconventional reservoir rocks，overviews the current state-of-the-art applications of wettability alteration in unconventional liquid resources，and recommends experimental procedures for evaluating effects of surfactants on wettability in unconventional liquid resources. Contact angle determination，NMR （Nuclear Magnetic Resonance） method and Zeta potential measurement are the most appropriate means to estimate wettability in unconventional reservoirs. Unconventional reservoirs exhibit mixed wettability from intermediate-wet to oil-wet. To this date，surfactants are the only ones experimentally reported on applications of wettability alteration in unconventional liquid resources. Altering wettability in unconventional liquid resources as an improved oil recovery method can be reached by adding surfactants to fracturing fluids. Stability test，wettability alteration experiment，interfacial tension experiment，spontaneous imbibition experiment，forced imbibition experiment and adsorption experiment can be used when evaluating the efficiency of surfactants in altering wettability and recovering hydrocarbons from unconventional reservoirs.

unconventional liquid reservoir； wettability； wettability alteration； surfactant； spontaneous imbibition； enhanced oil recovery； shale oil

TE357

A

1000-0747（2016）05-0764-08

10.11698/PED.2016.05.12

ALVAREZ J O（1977-），男，委內(nèi)瑞拉人，德州農(nóng)工大學(xué)石油工程系在讀博士研究生，主要從事油頁巖儲集層潤濕性反轉(zhuǎn)、提高采收率等方面的研究工作。地址：3116 TAMU，College Station，TX 77843-3116，USA。E-mail：johalvarez@tamu.edu

2015-10-02

2016-05-05