表面活性劑對(duì)頁巖油儲(chǔ)層高溫高壓滲吸驅(qū)油效果的影響因素

張金風(fēng) 梁成鋼 陳依偉 徐田錄 徐中義

（1. 中國石油新疆油田公司，新疆 克拉瑪依 831700；2. 克拉瑪依禾鑫石油科技有限公司，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引 言

與常規(guī)油氣儲(chǔ)層相比，頁巖油儲(chǔ)層通常具有低孔隙度、低—特低滲透率的特點(diǎn)[1‐6］，并且發(fā)育大量的微—納米級(jí)孔隙，毛細(xì)管力對(duì)頁巖油儲(chǔ)層流體的滲流影響較明顯，國內(nèi)外大量的研究結(jié)果也證明滲吸置換作用是頁巖油儲(chǔ)層最重要的采油機(jī)理之一[7‐15］。J.W.Tu 等[16］在室溫和常壓條件下開展了頁巖油藏表面活性劑溶液滲吸實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬研究，認(rèn)為采用使儲(chǔ)層更加親水的表面活性劑溶液作為滲吸液，并保持較高的界面張力，可使頁巖油藏滲吸采收率得到充分提高。L.Yang 等[17］在常溫常壓條件下研究了鹽離子擴(kuò)散對(duì)富鹽頁巖油儲(chǔ)層滲吸作用的影響，認(rèn)為鹽離子擴(kuò)散雖然能夠誘導(dǎo)產(chǎn)生更多的孔隙和裂縫，但過多的鹽離子結(jié)晶也可能堵塞原油的滲流通道，降低原油滲吸效率。吳志宇等[18］在儲(chǔ)層溫度60 ℃和常壓條件下研究了鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7 儲(chǔ)層段頁巖油滲吸驅(qū)油現(xiàn)象，認(rèn)為油水滲吸置換作用發(fā)生的前提是頁巖油儲(chǔ)層潤(rùn)濕性為中性或親水性，并且滲吸采收率與儲(chǔ)層孔隙半徑、滲透率以及滲吸液的界面張力有關(guān)。馬明偉等[19］在儲(chǔ)層溫度80 ℃和常壓條件下開展了頁巖巖心自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)，認(rèn)為儲(chǔ)層潤(rùn)濕性是影響頁巖油儲(chǔ)層滲吸驅(qū)油效率的關(guān)鍵，親水性巖心滲吸采收率明顯高于親油性巖心。

綜合上述研究成果認(rèn)為，目前已有一些國內(nèi)外學(xué)者針對(duì)表面活性劑提高頁巖油藏滲吸驅(qū)油效果的研究和報(bào)道，但是此類研究的條件大多是在常溫常壓下或者儲(chǔ)層溫度和常壓條件下進(jìn)行的，無法真實(shí)模擬頁巖油地層條件下的滲吸驅(qū)油作用，而針對(duì)高溫高壓條件下頁巖油儲(chǔ)層滲吸實(shí)驗(yàn)的研究及報(bào)道則相對(duì)較少。

本文以鄂爾多斯盆地某頁巖油區(qū)塊儲(chǔ)層段巖心為研究對(duì)象，通過核磁共振分析技術(shù)，在高溫加壓條件下評(píng)價(jià)了不同表面活性劑對(duì)頁巖油儲(chǔ)層巖心滲吸驅(qū)油效果的影響，并評(píng)價(jià)了溫度、壓力、巖心潤(rùn)濕性和滲透率對(duì)滲吸作用的影響，以期為頁巖油藏的高效合理開發(fā)提供一定的技術(shù)支持。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料及儀器

1.1.1 實(shí)驗(yàn)材料

復(fù)合表面活性劑FST‐1（主要成分為雙子表面活性劑和陰離子表面活性劑），自制；陽離子表面活性劑CTAB、非離子表面活性劑OP‐10、陰離子表面活性劑AES、兩性離子表面活性劑BS‐12，市售工業(yè)品；模擬地層水（總礦化度為8 775 mg/L），主要組成為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）；儲(chǔ)層脫氣原油，50 ℃下黏度為15.36 mPa·s；頁巖油儲(chǔ)層天然巖心（具體物性參數(shù)見表1），取自研究區(qū)塊儲(chǔ)層段。

表1 儲(chǔ)層天然巖心物性參數(shù)、表面潤(rùn)濕性及實(shí)驗(yàn)用途Table 1 Physical property parameters, surface wettability and experimental application of natural cores of reservoirs

1.1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

MacroMR-150 型高溫高壓驅(qū)替評(píng)價(jià)核磁共振分析系統(tǒng)（包括巖心夾持器、核磁共振儀、高壓滲吸倉、ISCO 驅(qū)替泵、圍壓泵、回壓泵、溫控系統(tǒng)、中間容器以及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)），上海紐邁電子科技有限公司；巖心抽真空飽和實(shí)驗(yàn)裝置，江蘇省海安縣石油科研儀器有限公司；DCAT‐9 表面界面張力儀，北京奧德利諾儀器有限公司；Theta Flow 光學(xué)接觸角測(cè)量?jī)x，大昌華嘉科學(xué)儀器部。

1.2 實(shí)驗(yàn)方案

1.2.1 滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

（1）使用重水D2O 配制模擬地層水和不同類型的表面活性劑溶液（為了消除水中氫信號(hào)的干擾，提高核磁共振實(shí)驗(yàn)結(jié)果的準(zhǔn)確度，所用溶液均使用重水配制），備用；

（2）將目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段頁巖巖心洗油、烘干、稱質(zhì)量，并測(cè)定其孔隙度和滲透率，然后使用巖心抽真空飽和實(shí)驗(yàn)裝置將其飽和模擬地層水；

（3）將飽和地層水后的巖心放入MacroMR‐150型高溫高壓驅(qū)替評(píng)價(jià)核磁共振分析系統(tǒng)中的巖心夾持器中，在一定的圍壓條件下驅(qū)替注入飽和儲(chǔ)層原油，流速為0.05 mL/min，然后將其浸泡在原油中，浸泡溫度為80 ℃，浸泡時(shí)間為24 h；

（4）然后將巖心放入高壓滲吸倉中，繼續(xù)使用MacroMR-150 型高溫高壓驅(qū)替評(píng)價(jià)核磁共振分析系統(tǒng)對(duì)飽和原油后的巖心進(jìn)行高溫高壓滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度設(shè)置為25~80 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力設(shè)置為0~15 MPa，滲吸液為模擬地層水和不同類型的表面活性劑溶液；

（5）每隔一段時(shí)間測(cè)定巖心核磁共振T2譜的變化情況，并通過反演計(jì)算得到不同實(shí)驗(yàn)時(shí)間后的滲吸驅(qū)油效率。

1.2.2 界面張力測(cè)定實(shí)驗(yàn)

按1. 2. 1 中（1）的方法，在重水配制的模擬地層水中加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表面活性劑，配制成不同類型的表面活性劑溶液，然后采用DCAT‐9 表面界面張力儀測(cè)定表面活性劑溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力。

1.2.3 潤(rùn)濕性測(cè)定實(shí)驗(yàn)

根據(jù)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5153―2017《油藏巖石潤(rùn)濕性測(cè)定方法》中接觸角法的相關(guān)規(guī)定，采用Theta Flow 光學(xué)接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)定頁巖巖心表面的接觸角。具體實(shí)驗(yàn)步驟為：

（1）將巖心切片磨平后，烘干處理，然后將其放置于光學(xué)接觸角測(cè)量?jī)x的支架上；

（2）使用注射器在巖心切片表面滴入一滴模擬地層水，然后通過光學(xué)接觸角測(cè)量?jī)x對(duì)液滴采用拍照的方式測(cè)量其接觸角，即得到巖心表面初始接觸角；

（3）將巖心切片在模擬地層水或者不同表面活性劑溶液中浸泡處理24 h 后，取出烘干，然后再次按照步驟（1）和（2）測(cè)定巖心切片的接觸角大小，以此評(píng)價(jià)表面活性劑溶液對(duì)頁巖巖心表面潤(rùn)濕性的影響。

2 滲吸驅(qū)油效果的影響因素

2.1 表面活性劑類型

按照1. 2. 1 中的實(shí)驗(yàn)步驟評(píng)價(jià)了不同類型表面活性劑溶液作為滲吸液對(duì)頁巖巖心滲吸驅(qū)油效果的影響，頁巖巖心表面初始潤(rùn)濕性均為中性潤(rùn)濕，巖心滲透率均為0.1×10?3μm2，表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.1%，實(shí)驗(yàn)溫度為80 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力為15 MPa，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 頁巖巖心在不同類型表面活性劑溶液中的滲吸驅(qū)油效率Fig. 1 Imbibition displacement efficiency of shale core in different types of surfactant solutions

由圖1 可以看出，頁巖巖心在模擬地層水和不同類型表面活性劑溶液中滲吸規(guī)律基本相同，隨著滲吸時(shí)間的不斷延長(zhǎng)，滲吸驅(qū)油效率均呈現(xiàn)出“先快速升高，然后逐漸趨于平穩(wěn)”的趨勢(shì)，不同類型表面活性劑的加入均能夠有效提高頁巖巖心的滲吸驅(qū)油效率，其中復(fù)合表面活性劑FST‐1 的滲吸驅(qū)油效果最好，最終的滲吸驅(qū)油效率可以達(dá)到19.36%，明顯高于模擬地層水和其他幾種表面活性劑。

這是由于復(fù)合表面活性劑FST‐1 能夠通過降低滲吸液與原油之間的界面張力以及改變頁巖巖心表面的潤(rùn)濕性等作用來提高滲吸驅(qū)油效率，在相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)條件下，復(fù)合表面活性劑FST‐1 溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力可以達(dá)到0.105 mN/m，明顯低于模擬地層水和其他幾種表面活性劑溶液（表2）。而經(jīng)過復(fù)合表面活性劑FST‐1 溶液浸泡處理過的頁巖巖心表面的接觸角也可以降低至42.6°，可使頁巖巖心表面由中性潤(rùn)濕轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂?rùn)濕，潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)效果也明顯優(yōu)于其他幾種表面活性劑溶液（表2）。因此，選擇復(fù)合表面活性劑FST‐1 溶液作為滲吸液，繼續(xù)進(jìn)行不同表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)頁巖巖心滲吸驅(qū)油效果的影響實(shí)驗(yàn)。

表2 不同類型表面活性劑溶液的界面張力和潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)效果Table 2 Interfacial tension and wettability alteration effect of different types of surfactant solutions

圖2 和圖3 分別為頁巖巖心在模擬地層水和質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%FST‐1 溶液中滲吸不同時(shí)間后的T2譜，可以看出，巖心在不同滲吸液中的滲吸規(guī)律大體相同，均隨著滲吸時(shí)間的不斷延長(zhǎng)，T2譜包絡(luò)的面積逐漸縮小。

圖2 巖心在模擬地層水中滲吸不同時(shí)間后的T2譜Fig. 2 T2 spectrum of core in simulated formation water after different time of imbibition

圖3 巖心在質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%FST‐1溶液中滲吸不同時(shí)間后的T2譜Fig. 3 T2 spectrum of core inhibited in FST‐1 solution with mass fraction of 0.1% after different time length

直觀來看（圖1），巖心在質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%FST‐1表面活性劑溶液中的滲吸驅(qū)油效率明顯高于模擬地層水，模擬地層水對(duì)巖心的滲吸驅(qū)油效率在50 h左右后基本達(dá)到穩(wěn)定，而質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1% FST‐1 表面活性劑溶液對(duì)巖心的滲吸驅(qū)油效率達(dá)到穩(wěn)定的時(shí)間可以延長(zhǎng)至100 h 左右，這說明表面活性劑的加入能夠延長(zhǎng)頁巖巖心滲吸驅(qū)油的穩(wěn)定時(shí)間；頁巖巖心在質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%FST‐1 表面活性劑溶液中滲吸不同時(shí)間后，T2譜圖的峰值明顯向左下方偏移（圖3），這說明表面活性劑FST‐1 的加入能夠有效提高頁巖巖心中、小孔隙中原油的動(dòng)用程度，達(dá)到良好的滲吸驅(qū)油效果。

2.2 表面活性劑FST‐1質(zhì)量分?jǐn)?shù)

使用模擬地層水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的復(fù)合表面活性劑FST‐1 溶液，繼續(xù)按照1. 2. 1 中的實(shí)驗(yàn)步驟評(píng)價(jià)了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)表面活性劑FST‐1 對(duì)頁巖巖心滲吸驅(qū)油效果的影響，頁巖巖心表面潤(rùn)濕性均為中性潤(rùn)濕，巖心滲透率均為0.1×10?3μm2，實(shí)驗(yàn)溫度為80 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力為15 MPa，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

圖4 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)表面活性劑FST‐1溶液的滲吸驅(qū)油效果Fig. 4 Imbibition displacement effect of surfactant FST‐1 with different mass fraction

由圖4 可以看出，與2.1 中的實(shí)驗(yàn)結(jié)果趨勢(shì)相似，隨著滲吸實(shí)驗(yàn)時(shí)間的延長(zhǎng)，不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)表面活性劑FST‐1 溶液的滲吸驅(qū)油效率均呈現(xiàn)出“先快速升高，然后逐漸趨于平穩(wěn)”的趨勢(shì)；另外，隨著滲吸液中表面活性劑FST‐1 質(zhì)量分?jǐn)?shù)的逐漸增大，頁巖巖心的滲吸驅(qū)油效率則呈現(xiàn)出“先增大后減小”的趨勢(shì)，當(dāng)表面活性劑FST‐1 的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%時(shí)，頁巖巖心的滲吸驅(qū)油效率最高，最終可以達(dá)到30.94%，再繼續(xù)增大表面活性劑FST‐1 的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，滲吸驅(qū)油效率反而有所降低。

這是由于隨著表面活性劑FST‐1 質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大，滲吸液與原油之間的界面張力逐漸降低，頁巖巖心表面的接觸角也逐漸減?。ū?），較低的界面張力一方面可以降低原油在巖心孔隙表面的黏附功，使油滴更易變形脫落，有助于滲吸驅(qū)油效率的提高；另一方面，在滲吸驅(qū)油過程中，作為滲吸驅(qū)油主要?jiǎng)恿Φ拿?xì)管力會(huì)隨著界面張力的降低而逐漸減小，過低的界面張力又會(huì)不利于滲吸過程中進(jìn)行。前人研究結(jié)果[20‐21］也證明并不是界面張力越低，滲吸驅(qū)油效率就越高，而是存在一個(gè)最佳的界面張力范圍，能夠使?jié)B吸驅(qū)油效率達(dá)到最佳。因此，對(duì)于頁巖油儲(chǔ)層天然巖心而言同樣存在一個(gè)最佳的界面張力，可使?jié)B吸驅(qū)油效率達(dá)到最大。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明（圖4、表3），當(dāng)復(fù)合表面活性劑FST‐1的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2% 時(shí)，界面張力可以達(dá)到0.018 0 mN/m，此時(shí)頁巖巖心的滲吸驅(qū)油效率最大。

表3 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)表面活性劑FST‐1的界面張力和潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)效果Table 3 Interfacial tension and wettability alteration effect of surfactant FST‐1 with different mass faction

2.3 溫度

考察了實(shí)驗(yàn)溫度對(duì)頁巖巖心滲吸驅(qū)油效果的影響，頁巖巖心表面潤(rùn)濕性均為中性潤(rùn)濕，滲吸液均為質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.2%的FST‐1 溶液，巖心滲透率均為0.1×10?3μm2，實(shí) 驗(yàn) 壓 力 均 為15 MPa，實(shí) 驗(yàn) 結(jié) 果見圖5。

圖5 溫度對(duì)滲吸驅(qū)油效果的影響Fig. 5 Influence of temperature on imbibition displacement effect

由圖5 可以看出，溫度越高，表面活性劑溶液對(duì)頁巖巖心的滲吸驅(qū)油效率就越高。當(dāng)溫度由25 ℃升高至80 ℃時(shí)，最終滲吸效率可以由18.72%升高至30.94%，提升幅度較大。這是由于實(shí)驗(yàn)溫度越高，原油的黏度相應(yīng)就越低，流動(dòng)性增強(qiáng)；并且原油在高溫條件下容易產(chǎn)生體積膨脹，增大了原油與地層巖石和地層水之間的體積差，使原油更容易剝離出巖石表面，進(jìn)而增大了滲吸驅(qū)油效率。

2.4 壓力

考察了實(shí)驗(yàn)壓力對(duì)頁巖巖心滲吸驅(qū)油效果的影響，頁巖巖心表面潤(rùn)濕性均為中性潤(rùn)濕，滲吸液均為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的FST‐1 溶液，巖心滲透率均為0.1×10?3μm2，實(shí)驗(yàn)溫度均為80 ℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖6。

圖6 壓力對(duì)滲吸驅(qū)油效果的影響Fig. 6 Influence of pressure on imbibition displacement effect

由圖6 可以看出，在0~15 MPa 范圍內(nèi)，壓力越高，表面活性劑溶液對(duì)頁巖巖心的滲吸驅(qū)油效率就越高。當(dāng)壓力由0 MPa 升高至15 MPa 時(shí)，最終滲吸效率可以由19.89%升高至30.94%。這是由于實(shí)驗(yàn)壓力越高，表面活性劑滲吸液就越容易向巖心內(nèi)部孔隙中流動(dòng)，從而置換出巖心孔隙中更多的原油，有利于滲吸采收率的提高；另外，在一定的壓力作用下，巖心孔隙體積壓縮會(huì)使孔隙內(nèi)的原油被擠壓出，一定程度上也可提高滲吸驅(qū)油效率。

2.5 巖心潤(rùn)濕性

分別使用初始潤(rùn)濕性為親水、中性和親油的頁巖巖心開展了表面活性劑FST‐1 滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，滲吸液均為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的FST‐1 溶液，巖心滲透率均為0.1×10?3μm2，實(shí)驗(yàn)溫度為80 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力為15 MPa，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖7。

圖7 巖心潤(rùn)濕性對(duì)滲吸驅(qū)油效果的影響Fig. 7 Influence of core wettability on imbibition displacement effect

由圖7 可以看出，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的復(fù)合表面活性劑FST‐1 溶液對(duì)親水巖心、中性巖心以及親油巖心均能起到良好的滲吸驅(qū)油效果，但其對(duì)親水巖心和中性巖心的滲吸驅(qū)油效率明顯高于親油巖心，其中親油巖心的最終滲吸效率為22.19%，而親水巖心和中性巖心的最終滲吸效率則分別可以達(dá)到35.61%和30.94%，說明頁巖巖心孔隙表面越親水，其滲吸驅(qū)油效果越好。這是由于在其他滲吸實(shí)驗(yàn)條件均相同的情況下，巖心表面越親水，作為滲吸驅(qū)油動(dòng)力的毛細(xì)管力就越大，從而更有利于滲吸驅(qū)油效率的提高。因此，在親油頁巖儲(chǔ)層采取滲吸驅(qū)油施工措施時(shí)，應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注滲吸液對(duì)儲(chǔ)層巖石表面潤(rùn)濕性的改善效果，優(yōu)先選擇能夠提高巖石表面水潤(rùn)濕程度的表面活性劑作為滲吸液。

2.6 巖心滲透率

分別使用不同滲透率的頁巖巖心開展了表面活性劑FST‐1 滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，滲吸液均為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的FST‐1 溶液，頁巖巖心表面潤(rùn)濕性均為中性潤(rùn)濕，實(shí)驗(yàn)溫度為80 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力為15 MPa，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖8。

圖8 巖心滲透率對(duì)滲吸驅(qū)油效果的影響Fig. 8 Influence of core permeability on imbibition displacement effect

由圖8 可以看出，隨著實(shí)驗(yàn)用頁巖巖心滲透率的不斷增大，表面活性劑FST‐1 的滲吸驅(qū)油效率逐漸升高，這是由于巖心滲透率越大，其內(nèi)部的孔隙連通性就越好，表面活性劑溶液也更容易滲流至巖心內(nèi)部的小孔隙中，進(jìn)而將其中的原油滲吸置換出來，增大滲吸驅(qū)油效率；當(dāng)巖心滲透率增大至0.615×10?3μm2時(shí)，最 終 滲 吸 驅(qū) 油 效 率 可 以 達(dá) 到32.67%，而當(dāng)巖心滲透率為0.008×10?3μm2時(shí)，最終滲吸驅(qū)油效率也可以達(dá)到25%以上，這說明質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的復(fù)合表面活性劑FST‐1 作為滲吸液時(shí)，對(duì)滲透率為0.008×10?3~0.615×10?3μm2的頁巖巖心均能達(dá)到良好的滲吸驅(qū)油效果。

3 結(jié) 論

（1）復(fù)合表面活性劑FST‐1 能夠有效提高頁巖巖心的滲吸驅(qū)油效率，當(dāng)其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí)，可使中性潤(rùn)濕的頁巖巖心表面轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水性，并能使溶液的界面張力達(dá)到0.018 0 mN/m。

（2）隨著實(shí)驗(yàn)溫度和壓力的逐漸升高，復(fù)合表面活性劑FST‐1 溶液對(duì)頁巖巖心的滲吸驅(qū)油效率逐漸增大，在儲(chǔ)層溫度80 ℃和壓力15 MPa 條件下的最終滲吸驅(qū)油效率可以達(dá)到30.94%，取得了良好的滲吸驅(qū)油效果。

（3）巖心潤(rùn)濕性對(duì)頁巖儲(chǔ)層滲吸驅(qū)油效率的影響較大，巖心表面親水性越強(qiáng)，滲吸驅(qū)油效率越高。在頁巖油藏滲吸驅(qū)油現(xiàn)場(chǎng)施工過程中，應(yīng)選擇能使巖心潤(rùn)濕性轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水性的表面活性劑作為滲吸液，以最大程度的提高頁巖油藏滲吸驅(qū)油的采收率。

（4）在一定滲透率范圍內(nèi)，隨著滲透率的增大滲吸驅(qū)油效率逐漸升高，對(duì)滲透率為0.008×10?3~0.615×10?3μm2的頁巖巖心，復(fù)合表面活性劑FST‐1均能使?jié)B吸驅(qū)油效率達(dá)到25%以上，滲吸驅(qū)油效果較好。