碳酸鹽巖油藏智能水驅(qū)規(guī)律與機制

柴汝寬， 劉月田， 吳玉其， 何 旋， 顧少華， 何宇廷

(1.中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點試驗室，北京102249; 2.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島 266580; 3.中海油研究總院開發(fā)研究院,北京 100028)

1 試驗材料與過程

1.1 試驗材料

1.1.1 長巖心

利用伊拉克Missan油田Mishrif組碳酸鹽巖儲層巖心進行長巖心驅(qū)替試驗和潤濕性測定試驗(圖1)。由圖1(a)看出，巖心粒間孔發(fā)育、形態(tài)不規(guī)則，分布不均，孔徑一般為0.1～0.2 mm、孔隙連通性較差。由圖1(b)看出，方解石晶體發(fā)育規(guī)則晶型，X射線衍射儀(XRD)測得該巖樣中方解石質(zhì)量分數(shù)達到98.61%(圖1(c))。驅(qū)替用長巖心物性參數(shù)見表1，可以看出，該巖心物性差，屬于特低滲透巖心，孔隙度、滲透率低，束縛水飽和度高。

圖1 驅(qū)替用巖心特征Fig.1 Characteristics of experimental core

表1 試驗用巖心物性參數(shù)

1.1.2 原 油

試驗用油為伊拉克Missan油田Mishrif組儲層實際原油，測得相關(guān)參數(shù)見表2。其中原油黏度、密度分別利用Haake流變儀和Anton Paar密度儀測得。Metrohm自動電位滴定儀用于測定原油酸堿值。將原油按照四組分分離法分離得到飽和烴、芳香烴、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)的質(zhì)量分數(shù)。

表2 試驗用油相關(guān)性質(zhì)

原油具有一定的歷史效應(yīng)，其流變性會因受熱歷史、剪切歷史的差異而呈現(xiàn)不同的特征。為保證試驗油樣初始狀態(tài)一致，提高試驗的可比性，試驗之前將油樣進行統(tǒng)一預(yù)處理。試驗油樣先放入烘箱內(nèi)75 ℃加熱6 h，超聲震蕩12 h混勻再將均勻油樣密封于玻璃容器中置于75 ℃的水浴中恒溫2 h，隨后關(guān)閉水浴，油樣自然冷卻至室溫待用。

1.1.3 水溶液

為研究注入水礦化度和關(guān)鍵離子類型及質(zhì)量濃度對碳酸鹽巖油藏智能水驅(qū)的影響規(guī)律與機制，試驗中用到一系列不同離子組成的水溶液(表3)。稱量定量化學(xué)試劑置于蒸餾水；高速攪拌1 h確保溶質(zhì)溶解均勻；水溶液通過1 μm的過濾膜過濾，待用。其中FW為伊拉克Missan油田Mishrif組儲層地層水；FW-10是指將地層水稀釋10倍；FW-50-3Mg2+是指將稀釋50倍地層水中的Mg2+質(zhì)量濃度放大3倍，伴隨著Na+和Cl-等無效離子質(zhì)量濃度的降低。地層水配置過程中溶質(zhì)的溶解按照Na2SO4、NaHCO3、NaCl、KCl、MgCl2、CaCl2的順序，降低由于離子間優(yōu)先反應(yīng)造成有效離子的消耗。溶液即用即配，盡量避免空氣中雜質(zhì)影響。

表3 智能水驅(qū)水溶液的離子組成

1.2 試驗過程

1.2.1 長巖心驅(qū)替試驗

首次驅(qū)替：利用索氏提取法對試驗用長巖心進行洗油；將試驗用長巖心置于恒溫箱中70 ℃烘干(首次烘干48 h，而后每烘干8 h后冷卻稱重，前后3次質(zhì)量差小于10 mg)，獲取潔凈巖心，稱量干重；將長巖心置于抽濾瓶中抽真空24 h并飽和地層水，稱量濕重。根據(jù)質(zhì)量差計算孔隙體積；將飽和地層水后的長巖心置于巖心夾持器中先以0.50 mL/min的速度飽和原油至巖心出口端流量、壓力穩(wěn)定，再提高流速至1.50 mL/min，累積飽和原油10VP(VP為孔隙體積)，計量產(chǎn)出水量，計算束縛水飽和度；巖心在75 ℃條件下老化90 d；制備不同離子組成的水溶液并進行驅(qū)替，驅(qū)替速度穩(wěn)定在1.00 mL/min，實時記錄產(chǎn)出油量。待巖心出口端壓力穩(wěn)定并且產(chǎn)出液含水率超過98%，更換注入水，進行后續(xù)連續(xù)驅(qū)替。

再次驅(qū)替：利用索氏提取法對首次驅(qū)替后的長巖心進行洗油，而后進行烘干—飽和地層水—飽和原油—注入水驅(qū)替等操作。為了分析油水相互作用對采收率的影響，盡可能避免潤濕性的干擾，此次巖心飽和油后不老化而直接進行驅(qū)替[42-43]。

1.2.2 水溶液前處理

圖2 不同水溶液中總有機碳質(zhì)量濃度Fig.2 Total organic carbon mass concentration in different brine

1.2.3 潤濕角測定試驗

將洗油并干燥后的潔凈巖心切割成直徑為25 mm，厚度為8 mm的薄片，拋光制成試驗用巖片；將巖片放入抽濾瓶中抽真空飽和地層水12 h，使地層水充滿巖片的孔隙；將飽和地層水后的巖片放入原油中浸泡，置于75 ℃恒溫箱中老化30 d，使巖片飽和原油。利用擄泡法測定潤濕角(圖3)，具體步驟：利用石油醚清洗試驗容器，真空干燥，而后將配置好的水溶液置于其中形成水環(huán)境；循環(huán)水浴將試驗容器內(nèi)水溶液升溫至75 ℃，壓力穩(wěn)定在25 MPa；老化的巖片置于試驗容器內(nèi)的載物架上，利用彎針頭滴定15 μL原油在巖片的表面，電荷耦合器件(CCD)相機實時拍照記錄油滴形態(tài)，測定潤濕角，連續(xù)測量30 h。每組試驗進行3次，計算潤濕角平均值。

圖3 潤濕角測定裝置示意圖Fig.3 Schematic of contact angle measurement apparatus

1.2.4 界面張力測定試驗

圖4 界面張力測試裝置示意圖Fig.4 Interface tension measurement apparatus

2 結(jié)果分析

2.1 長巖心驅(qū)替試驗

為了定性對比分析潤濕性及油水相互作用改變對智能水驅(qū)提高采收率的影響效果，將驅(qū)替巖心前處理分為老化和未老化2種情況。其中未老化是指巖心飽和原油后直接開始驅(qū)替，盡量減少原油在巖石表面的吸附、降低潤濕性對采收率的影響，油水相互作用改變引起采收率的變化。

2.1.1 低礦化度作用效果

圖5 不同礦化度水溶液驅(qū)替的采收率變化Fig.5 Recovery factor of injection brines with different salinities

2.1.2 關(guān)鍵離子作用效果

(1)Mg2+作用規(guī)律。圖6為最優(yōu)注入水礦化度下不同Mg2+質(zhì)量濃度水溶液驅(qū)替時采收率變化。由圖6可知：老化條件下，Mg2+作為關(guān)鍵離子提高采收率效果明顯。FW-50-0Mg2+、FW-50-2Mg2+、FW-50-4Mg2+和FW-50-6Mg2+對應(yīng)的采收率分別為42.01%、45.28%、47.67%和47.67%。隨著Mg2+質(zhì)量濃度的增加，采收率先增加后穩(wěn)定不變，F(xiàn)W-50-4Mg2+提高采收率效果最明顯，繼續(xù)增加Mg2+質(zhì)量濃度對采收率無影響。未老化條件下，Mg2+提高采收率效果與老化條件下相比明顯較弱，F(xiàn)W-50-0Mg2+、FW-50-2Mg2+、FW-50-4Mg2+和FW-50-6Mg2+對應(yīng)的采收率分別為50.75%、51.82%、53.03%和53.03%。分析老化和未老化條件下采收率變化情況可知：①隨著Mg2+質(zhì)量濃度增加，采收率先增加后穩(wěn)定，存在最優(yōu)Mg2+質(zhì)量濃度；②Mg2+提高采收率過程中潤濕性和油水相互作用改變共同發(fā)揮作用，其中潤濕性改變占主要作用。

圖6 不同質(zhì)量濃度Mg2+水溶液驅(qū)替的采收率變化Fig.6 Recovery factor of injection brines with different Mg2+ concentrations

(2)Ca2+作用規(guī)律。圖7為最優(yōu)注入水礦化度下不同質(zhì)量濃度Ca2+水溶液驅(qū)替時采收率變化。由圖7可知：老化條件下，Ca2+作為關(guān)鍵離子提高采收率效果明顯。FW-50-0.0Ca2+、FW-50-0.5Ca2+、FW-50-1.0Ca2+和FW-50-1.5Ca2+對應(yīng)的采收率分別為40.55%、43.08%、45.03%和45.03%。隨著Ca2+質(zhì)量濃度的增加，采收率先增加后穩(wěn)定不變，F(xiàn)W-50-1.0Ca2+注入水提高采收率效果最明顯，繼續(xù)增加溶液中Ca2+質(zhì)量濃度對采收率無影響。未老化條件下，Ca2+提高采收率效果相對較弱。FW-50-0.0Ca2+、FW-50-0.5Ca2+、FW-50-1.0Ca2+和FW-50-1.5Ca2+對應(yīng)采收率分別為50.81%、51.53%、52.48%和52.48%。分析老化和未老化條件下采收率變化情況可知：①隨著Ca2+質(zhì)量濃度增加，采收率先增加后穩(wěn)定，存在最優(yōu)Ca2+質(zhì)量濃度；②Ca2+提高采收率過程中潤濕性和油水相互作用改變共同發(fā)揮作用，其中潤濕性改變占主要作用。

圖7 不同質(zhì)量濃度Ca2+水溶液驅(qū)替的采收率變化Fig.7 Recovery factor of injection brines with different Ca2+ mass concentrations

圖8 不同質(zhì)量濃度水溶液驅(qū)替的采收率變化Fig.8 Recovery factor of injection brines with different mass concentrations

圖9 碳酸鹽巖油藏智能水驅(qū)不同作用貢獻Fig.9 Contribution of different mechanisms in smart water-flooding of carbonate reservoir

2.2 潤濕性測定試驗

2.2.1 低礦化度作用規(guī)律

圖10為不同礦化度水溶液中碳酸鹽巖巖心表面油滴潤濕角隨時間的變化。由圖10可知,智能水驅(qū)中注入水礦化度對碳酸鹽巖表面潤濕性有較大影響。地層水中油滴在碳酸鹽巖巖心表面的潤濕角并未發(fā)生明顯改變，120.47°變化到118.12°，變化幅度微弱。FW-20水溶液中油滴在碳酸鹽巖巖心表面的潤濕角發(fā)生明顯改變，120.47°變化到106.25°，變化幅度為14.22°。FW-50水溶液中油滴潤濕角從117.45°減小到93.43°，變化量達24.02°。FW-100水溶液中油滴潤濕角從118.75°減小到100.24°，變化量為18.51°。對比可知，隨著水溶液礦化度降低，碳酸鹽巖表面油滴潤濕角先減小后增大、變化量先增加后減少，存在最優(yōu)注入水(FW-50)使得潤濕性變化達到最大。

胃癌是消化系統(tǒng)常見的惡性腫瘤,臨床首要治療方法為手術(shù)治療,術(shù)后患者均可出現(xiàn)不同程度疼痛表現(xiàn)。臨床麻醉方式分為單純麻醉和全麻聯(lián)合硬膜外麻醉兩種,但傳統(tǒng)采用單純麻醉患者疼痛感仍可明顯感覺,而全身聯(lián)合硬膜外阻滯麻醉可有效降低或消除患者疼痛感覺[1]。本次調(diào)查主要針對全麻與全麻聯(lián)合硬膜外阻滯麻醉在臨床中對胃癌根治術(shù)的應(yīng)用效果進行對比分析,現(xiàn)將報告闡述如下:

圖10 不同礦化度溶液中碳酸鹽巖表面油滴潤濕角變化Fig.10 Contact angle of oil droplet on rock surface within different salinities solutions

2.2.2 關(guān)鍵離子作用規(guī)律

(1)Mg2+作用規(guī)律。圖11為不同Mg2+質(zhì)量濃度的水溶液中油滴在碳酸鹽巖巖心表面潤濕角變化。由圖11可知，Mg2+質(zhì)量濃度對碳酸鹽巖表面潤濕性的影響非常明顯，Mg2+質(zhì)量濃度為0倍、2倍、4倍、6倍情況下，最終穩(wěn)定潤濕角分別為100.21°、93.67°、87.88°、89.83°，潤濕角變化量為19.90°、23.33°、29.58°、27.63°。對比可知，隨著水溶液中Mg2+質(zhì)量濃度增加，碳酸鹽巖表面油滴潤濕角先變小后增大，變化量先增加后減小，F(xiàn)W-50-4Mg2+溶液中潤濕性變化最大。

圖11 不同Mg2+質(zhì)量濃度溶液中碳酸鹽巖表面油滴潤濕角Fig.11 Contact angle of oil droplet on rock surface in different Mg2+ mass concentration solutions

(2)Ca2+作用規(guī)律。圖12為不同Ca2+質(zhì)量濃度的水溶液中油滴在碳酸鹽巖巖心表面潤濕角變化。由圖12可知，Ca2+質(zhì)量濃度對碳酸鹽巖巖心表面潤濕性影響較大，Ca2+質(zhì)量濃度0倍、0.5倍、1.0倍、1.5倍情況下，最終穩(wěn)定潤濕角分別為117.10°、107.95°、93.35°、101.78°，潤濕角變化量依次為2.65°、11.80°、23.37°、18.01°。對比可知，隨著水溶液中Ca2+質(zhì)量濃度的增加，油滴在碳酸鹽巖巖心表面潤濕角先減小后增加、變化量先增加后減小，在FW-50-1.0Ca2+溶液中潤濕性變化最大。

圖12 不同Ca2+質(zhì)量濃度溶液中碳酸鹽巖表面油滴潤濕角Fig.12 Contact angle of oil droplet on rock surface in different Ca2+ mass concentration solutions

圖13 不同質(zhì)量濃度溶液中碳酸鹽巖表面油滴潤濕角Fig.13 Contact angle of oil droplet on rock surface in different concentration solutions

2.3 界面張力測定試驗

2.3.1 低礦化度作用規(guī)律

圖14為不同礦化度水溶液-原油界面張力動態(tài)變化。由圖14可知，注入水礦化度對油水界面張力有重要影響。FW、FW-20、FW-50和FW-100與原油的界面張力分別穩(wěn)定在22.08、18.96、17.07和17.81 mN/m。分析可知，隨著注入水礦化度的降低，油水界面張力先減小后增加，存在最優(yōu)礦化度水溶液(FW-50)使得油水界面張力最低。

圖14 不同礦化度水溶液與原油動態(tài)界面張力變化Fig.14 Dynamic interfacial tension between crude oil and solutions with different salinities

2.3.2 關(guān)鍵離子作用規(guī)律

(1)Mg2+作用規(guī)律。圖15為不同Mg2+質(zhì)量濃度的水溶液與原油間動態(tài)界面張力變化。由圖15可知，Mg2+作為關(guān)鍵離子對油水界面張力影響非常明顯。FW-50-0Mg2+、FW-50-2Mg2+、FW-50-4Mg2+和FW-50-6Mg2+和原油間界面張力分別穩(wěn)定在17.64、16.37、15.64和16.18 mN/m。隨著水溶液中Mg2+質(zhì)量濃度的增加，油水界面張力先減小后增大，F(xiàn)W-50-5Mg2+與原油界面張力達到最低15.64 mN/m，持續(xù)增加Mg2+質(zhì)量濃度會進一步增大油水界面張力。

圖15 不同質(zhì)量濃度Mg2+水溶液與原油動態(tài)界面張力Fig.15 Dynamic interfacial tension between crude oil and solutions with different Mg2+ mass concentrations

(2)Ca2+作用規(guī)律。圖16為不同Ca2+質(zhì)量濃度的水溶液與原油間動態(tài)界面張力。由圖16可知，Ca2+作為關(guān)鍵離子對油水界面張力有重要影響。FW-50-0.0Ca2+、FW-50-0.5Ca2+、FW-50-1.0Ca2+和FW-50-1.5Ca2+與原油界面張力分別穩(wěn)定在19.94、17.91、17.07和17.28 mN/m。隨著水溶液中Ca2+質(zhì)量濃度增加，油水界面張力先減小后增大，F(xiàn)W-50-1.0Ca2+與原油界面張力達到最低17.07 mN/m，持續(xù)增加Ca2+質(zhì)量濃度進一步增大油水界面張力。

圖16 不同質(zhì)量濃度Ca2+水溶液與原油動態(tài)界面張力Fig.16 Dynamic interfacial tension between crude oil and solutions with different Ca2+ mass concentration

圖17 不同質(zhì)量濃度水溶液與原油動態(tài)界面張力Fig.17 Dynamic interfacial tension between crude oil and solutions with different mass concentration

3 機制分析

智能水驅(qū)能夠顯著提高碳酸鹽巖油藏采收率，體現(xiàn)在潤濕性和油水相互作用的改變。研究發(fā)現(xiàn)：不同關(guān)鍵離子作用不同，同種離子不同質(zhì)量濃度作用也不同?；谠囼灲Y(jié)果，分析碳酸鹽巖油藏智能水驅(qū)作用機制。

3.1 油水相互作用改變機制

注入水首先與孔隙中的原油接觸，水中關(guān)鍵離子調(diào)控油水之間相互作用，直接影響油水界面特征， 其中Mg2+和Ca2+發(fā)揮重要作用。如圖18所示，去離子水-原油體系界面處原油極性分子與水分子之間存在氫鍵相互作用，極性分子松散排布于界面處(圖18(a))。關(guān)鍵離子含量較低時，Mg2+和Ca2+與分布于油水界面的原油極性分子發(fā)生締合，油水相互作用增強，鹽溶效應(yīng)明顯，促使原油極性分子規(guī)則排布，油水之間界面張力下降(圖18(b))。關(guān)鍵離子含量較高時，除了與極性分子締合的部分Mg2+和Ca2+，剩余絕大部分Mg2+和Ca2+位于水溶液體相中。上述Mg2+和Ca2+水化過程與極性分子-Mg2+/Ca2+締合體系水化層競爭水分子，導(dǎo)致極性分子-Mg2+/Ca2+締合體系失穩(wěn)，油水相互作用減弱，鹽析效果加劇，油水界面張力上升(圖18(c))。

圖18 碳酸鹽巖油藏智能水驅(qū)作用機制Fig.18 Schematic of smart water-flooding mechanism in carbonate reservoir

3.2 潤濕性改變機制

表4 碳酸鹽巖智能水驅(qū)中方解石表面潤濕性反應(yīng)機制Table 4 Wettability alteration mechanism on calcite surface in smart water-flooding

4 結(jié) 論

(1)碳酸鹽巖油藏智能水驅(qū)中巖石表面潤濕性與油水相互作用改變協(xié)同作用提高碳酸鹽巖油藏采收率，其中潤濕性改變的影響相對較大。