引用本文
李俊键, 刘奔, 郭成, 苏航, 于馥玮, 马梦琪, 王利达, 姜汉桥. 低渗透储集层表面活性剂胶束溶液助排机理[J]. 石油勘探与开发, 2022,49(2): 348-357.
LI Junjian, LIU Ben, GUO Cheng, SU Hang, YU Fuwei, MA Mengqi, WANG Lida, JIANG Hanqiao. Mechanisms of water block removal by surfactant micellar solutions in low permeability reservoirs[J]. Petroleum Exploration & Development, 2022,49(2): 348-357.  
Doi: 10.11698/PED.2022.02.13
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低渗透储集层表面活性剂胶束溶液助排机理
李俊键1, 刘奔1, 郭成1, 苏航1, 于馥玮2, 马梦琪1, 王利达1, 姜汉桥1
1.油气资源与探测国家重点实验室（中国石油大学（北京））,北京 102249
2.中国石油勘探开发研究院,北京 100083

第一作者简介：李俊键（1983-）,男,山东青州人,博士,中国石油大学（北京）石油工程学院教授,主要从事油气渗流机理及提高采收率方面的研究。地址：北京市昌平区府学路18号,中国石油大学（北京）石油工程学院,邮政编码：102249。E-mail:junjian@cup.edu.cn

收稿日期: 2021-07-27 修回日期: 2022-02-16
基金项目: 国家科技重大专项（2017ZX05009-005-003）; 中国石油大学（北京）科研基金（2462019QNXZ04）
摘要

鉴于针对表面活性剂胶束溶液的研究仍以配方优化和岩心实验为主,且适用于低渗透储集层的助排剂类型及其助排机理尚不明确的现状,在通过岩心实验评价不同类型表面活性剂胶束溶液助排效率的基础上,研制了表征低渗透储集层孔喉结构的多级孔喉系统微观模型,分别开展了盐水及不同盐度表面活性剂胶束溶液在微观模型中的返排实验,直观呈现了表面活性剂胶束溶液作用下微米级孔隙中原油返排的过程,揭示了表面活性剂胶束溶液的助排机理。研究表明,盐水和低盐度表面活性剂胶束溶液驱替及返排过程中均会产生大量小液滴,小液滴通过孔喉时因贾敏效应产生巨大的渗流阻力,导致驱替、返排压差的升高和驱油、返排效率的降低;能够与原油混溶形成Winsor Ⅲ型微乳液的临界盐度和最佳盐度表面活性剂胶束溶液则不会产生大量阻碍流动的小液滴,能够有效降低渗流阻力,提高驱油及返排效率。

关键词: 低渗透储集层; 助排剂; 助排机理; 表面活性剂; 微观可视化实验; 原油返排
中图分类号:TE355 文献标志码:A
Mechanisms of water block removal by surfactant micellar solutions in low permeability reservoirs
LI Junjian1, LIU Ben1, GUO Cheng1, SU Hang1, YU Fuwei2, MA Mengqi1, WANG Lida1, JIANG Hanqiao1
1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China
2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China
Abstract

The existing researches on surfactant micellar solutions mainly focus on the formulation optimization and core flooding test, and the types and mechanisms of cleanup additives suitable for low permeability reservoir remain unclear. The flowback efficiencies of different types of surfactant micellar solutions were evaluated by core experiments, a multi-level pore-throat system micromodel characterizing pore-throat structures of low permeability reservoir was made, and flooding and flowback experiments of brine and surfactant micellar solutions of different salinities were conducted with the micromodel to show the oil flowback process in micron pores under the effect of surfactant micellar solution visually and reveal the mechanisms of enhancing displacement and flowback efficiency of surfactant micellar solution. During the displacement and flowback of brine and low salinity surfactant micellar solution, many small droplets were produced, when the small droplets passed through pore-throats, huge percolation resistance was created due to Jamin’s effect, leading to the rise of displacement and flowback pressure differences and the drop of flowback efficiency. The surfactant micellar solutions with critical salinity and optimal salinity that were miscible with crude oil to form Winsor Ⅲ micro-emulsion didnot produce mass small droplets, so they could effectively reduce percolation resistance and enhance oil displacement and flowback efficiency.

Keyword: low permeability reservoir; cleanup additive; cleanup mechanism; surfactant; microfluidic visualization experiment; crude flowback
0 引言

早在20世纪70年代, 研究人员便注意到多孔介质中水相滞留对油相相对渗透率的影响, 观察到多孔介质中束缚水的存在会导致油相绕流, 并将水锁效应的产生归因于两相流体间的毛管压力[1, 2, 3]。对于裂缝性储集层, 从基质到裂缝毛管压力会发生大幅度变化, 导致大量水相滞留在基质中, 阻碍基质内油相的排出, 引起基质内油相相对渗透率的大幅度下降[4, 5]。实际储集层中的水锁效应与岩心驱替实验中的“ 端面效应” 是相近的, 都是流动空间尺寸变化引起毛管压力急剧变化进而形成的毛细管末端效应。对于采用压裂水平井开发的低渗透储集层, 储集层中广泛存在毫米级水力裂缝、微米级天然裂缝或大孔隙、亚微米级小孔隙, 毛管压力变化大, 因此, 水锁效应也较为显著。

水平井压裂是低渗透储集层的常用开发方式[6]。对于衰竭式开发的压裂水平井, 前期压裂液中的水相将进入基质, 而进入基质的这部分水相会在原油生产时阻碍基质内原油的排出, 降低油井产能[7]。而对于吞吐开发的压裂水平井, 如果注入的化学流体在基质中造成严重的水锁伤害, 则在生产阶段基质就无法在压差作用下向裂缝中排液以补充地层能量, 同样会导致油气井产能的降低[8, 9]。因此, 国内外许多学者在筛选用于提高低渗透储集层排驱效率的流体时, 不仅关注了化学流体的渗吸置换性能, 也关注了化学流体的助排性能[10]。

目前, 最常见的用于低渗透储集层的助排剂就是表面活性剂。现有研究表明, 表面活性剂的助排作用主要是通过降低界面张力和改变储集层润湿性来实现[7]。但许多学者在表面活性剂性能选择方面存在不同的认识。He等[11]通过室内实验研究证实, 与乳化能力强（与油相形成粒径大且难破乳的乳液）的表面活性剂相比, 乳化能力弱的表面活性剂能够更有效地避免乳液卡堵孔喉, 进而可以有效地促进油相从基质中产出。同时, 乳化能力弱的表面活性剂更有利于页岩油产能的提高。而乳化能力强的表面活性剂形成的大粒径乳液在基质中会出现严重贾敏效应, 导致原油难以从基质中排出。但以Bui等[12]和Shuler等[13]为代表的学者则认为, 具有超低界面张力的表面活性剂胶束溶液能够更有效地发挥助排作用。在此背景下, Longoria等[14]和Liang等[15, 16, 17]搭建了岩心驱替同步医用CT扫描实验对表面活性剂胶束溶液和低界面张力流体的助排效果进行了对比, 进一步证实了表面活性剂胶束溶液能够更有效地恢复水湿、油湿基质中的油相相对渗透率。针对表面活性剂胶束溶液的助排机理, Liang等[18]采用高渗、水湿的微观模型进行了表面活性剂胶束溶液返排特征研究。然而, Luo等[19]、Zhang等[20]、张永超[21]及廖玉梅[22]对美国巴肯及中国大庆、长庆致密储集层岩心润湿性的研究结果表明, 经过原油老化后的致密岩心多呈偏油湿的状态。因此, 需要对油湿储集层表面活性剂胶束溶液助排机理进行研究。

本文利用所研制的模拟低渗透储集层孔喉结构的多级孔喉系统微观模型, 开展不同盐度表面活性剂胶束溶液在岩心和微观模型中的返排实验研究, 直观呈现表面活性剂胶束溶液作用下亚微米级孔隙中水相侵入及原油返排过程, 揭示表面活性剂胶束溶液提高低渗透储集层返排效率的机理。

1 实验介绍
1.1 实验装置与材料

所用的实验装置主要包括：①岩心返排实验装置, 主要由260D双ISCO柱塞泵、压力传感器、压差传感器、围压泵、岩心夹持器及连接管线等组成; ②微观模型返排实验装置, 主要由Leica M165FC荧光体视显微镜、Leica DFC450相机（每秒显示100帧, 分辨率为2 560× 1 920）、Fluigent MFCS-EZ进样系统、Harvard恒流注射泵、LabSmith uPS微通道压力计、聚醚醚酮（PEEK）管线和鲁尔接头等组成。

实验用油为长庆油田现场原油, 20 ℃下黏度为9.1 mPa· s。实验用水为去离子水。实验用表面活性剂为商用内烯烃磺酸盐O332和阴离子表面活性剂S-13B, 助溶剂为正丁醇。所有表面活性剂胶束溶液均利用KCl来调节盐度, 表面活性剂和助溶剂质量分数相同, 均为0.75%的S-13B、0.25%的O332及2%的正丁醇。

利用KCl可以对表面活性剂胶束溶液的性能进行调控[23, 24], 因此在油水体积比3∶ 7的条件下进行了盐度扫描实验。结果表明, 随着体系盐度（即KCl质量分数）的增加, 原位微乳液体系的溶油能力逐渐升高, 溶水能力逐渐下降。在KCl质量分数达到4%时, 所形成的微乳液恰好由WinsorⅠ 型向Winsor Ⅲ 型过渡, 因此将此盐度称为该体系的“ 临界盐度” 。而在KCl质量分数达到5.25%时, 表面活性剂溶油、溶水能力相同, 此时对应的微乳液-油和微乳液-水的界面张力相同且达到超低水平（约为0.003 mN/m）, 此盐度即为该体系的“ 最佳盐度” 。在以上前期研究的基础上, 选择3种表面活性剂胶束溶液进行渗吸实验研究：①界面张力较高（溶油能力较低）的低盐度（KCl质量分数为3%）表面活性剂胶束溶液; ②界面张力较低（溶油能力较高）的临界盐度（KCl质量分数为4%）表面活性剂胶束溶液; ③界面张力最低（溶油能力最高）的最佳盐度（KCl质量分数为5.25%）表面活性剂胶束溶液。

1.2 岩心返排实验

本文所用岩心为长庆油田低渗透储集层岩心, 共开展4组返排实验, 实验方案见表1。

表1 岩心返排实验方案设计

本文以岩心端面作为裂缝、基质的交界面, 参考Liang等[15]的实验方法建立了低渗透岩心返排实验装置。具体实验流程如下：①饱和油, 20 ℃条件下, 对烘干后的岩心抽真空24 h后加压至35 MPa饱和油, 保持35 MPa压力老化7 d; ②驱替, 以0.05 mL/min的注入速度, 自下而上正向注入盐水或表面活性剂胶束溶液, 驱替5 PV（注入孔隙体积倍数）后停止注入, 实时监测驱替压力; ③返排, 以0.05 mL/min的注入速度自上而下反向注入原油, 注入5 PV后停止, 实时采集压力数据。

1.3 多级孔喉系统微观模型

目前用于化学驱流体提高采收率机理研究的微观模型以二维模型为主, 该种模型中孔喉通道的深度是均一的, 与真实岩心中尺寸连续变化的孔喉通道有着极大的差异[25]。孔喉通道深度的均一导致二维微观模型的毛管压力大幅度降低, 流体在三维孔喉结构中特有的毛管渗吸、海恩斯阶跃和毛细管卡断等作用都被弱化。由于本文重点是研究表面活性剂胶束溶液在低渗透储集层中消除水锁方面的作用, 毛管压力在这一过程中有重要影响。因此, 必须设计能够较为真实地反应储集层毛管压力特征的微观模型来开展本文的研究工作[26, 27, 28]。本文设计制作了表征低渗透储集层多级孔喉系统的微观模型。首先, 利用FIB-SEM（聚焦离子束显微镜-扫描电镜）扫描图像提取微米级孔隙基础图案, 并利用Image J软件的分水岭算法在孔隙间随机添加喉道使孔隙呈连通状态, 并最终得到基础孔隙、喉道单元图像, 如图1a— 图1d所示。然后, 根据显微镜可视化区域面积, 采用图像重复拼接的方法构建模型的整体图案, 最终得到孔隙掩膜和喉道掩膜, 如图1e— 图1f所示。

图1 孔喉单元提取及多级孔喉系统微观模型设计

根据上述掩膜, 采用多次套刻的方法[29]制作了多级孔喉系统微观模型（见图2）。微观模型长约9 mm, 宽约7 mm。在显微镜体视成像效果下, 可以直观看出, 各处孔隙、喉道存在显著的尺寸差异, 该模型能够较为真实地体现低渗透储集层多级孔喉结构的特征。利用台阶仪对微观模型的孔隙通道和喉道的深度进行了测量。结合显微镜的测量结果, 确定微观模型中各通道的参数：孔隙通道平均宽度为50 μ m, 平均深度为20 μ m; 喉道平均宽度为3 μ m, 平均深度为500 nm。根据微观模型通道截面的半圆形形状, 可计算出该模型孔隙通道等效半径约为18 μ m, 喉道等效半径约为691 nm。该模型水测渗透率约为3.5× 10-3 μ m2。

图2 多级孔喉系统微观模型

1.4 微观模型返排实验

在进行微观模型返排实验之前, 使用含1%三甲基氯硅烷的乙醇溶液浸泡微观模型, 将模型润湿性由水湿转变为油湿。

参考岩心实验方案, 设计4组平行的微观模型返排实验, 编号依次为FA-1、FA-2、FA-3、FA-4, 驱替流体依次为盐水、低盐度表面活性剂胶束溶液、临界盐度表面活性剂胶束溶液和最佳盐度表面活性剂胶束溶液。微观模型返排实验流程如下：①饱和油, 以0.1 MPa压力从出口向烘干后的模型内注入原油, 原油从模型入口流出后, 将注入压力升高至0.7 MPa使模型内气泡全部排出; ②驱替, 以0.1 μ L/min的注入速度, 从入口注入盐水或表面活性剂胶束溶液, 驱替5 PV后停止注入, 期间定期采集图像与视频, 并实时监测驱替压力; ③返排, 以0.1 μ L/min的注入速度从出口注入原油, 注入5 PV后停止, 期间实时采集图像、视频与返排压力数据; ④模型清洗, 每次实验结束后依次用5%的盐酸溶液、2%的NaOH溶液、乙醇和去离子水反复冲洗模型内通道, 并在120 ℃下烘干模型。

2 岩心返排实验结果及讨论
2.1 盐水

首先进行了饱和油后岩心的盐水驱替及原油返排实验（方案CF-1）, 作为岩心返排实验研究的基准, 实验结果如图3所示。水驱压差（下方入口端到上方出口端的压差）峰值为1.79 MPa, 出口见水后水驱压差逐渐趋于平稳, 约为1.03 MPa。而在返排过程中, 由于前期水驱在岩心中形成了油水两相共存的环境且原油黏度较大, 原油返排压差（上方出口端到下方入口端的压差）较大, 峰值达到22.57 MPa, 原油在岩心中形成了连续的流通通道后, 返排压差逐渐趋于平稳, 约为9.57 MPa。可以看出, 原油的返排阻力较高, 大部分盐水滞留在岩心中, 形成了极强的水锁效应。

图3 方案CF-1实验结果

2.2 低盐度表面活性剂胶束溶液

图4展示了低盐度体系驱替及原油返排实验结果（方案CF-2）。低盐度体系溶油能力较低, 界面张力较高, 润湿反转能力较强, 其实验结果能够代表相似性能的常规表面活性剂的驱替、返排效果。从图4中可以看出, 与盐水驱替相比, 低盐度体系注入压差有所降低, 峰值为0.99 MPa, 驱替后原油采出程度为59.14%, 在驱替0.73 PV后注入压差趋于平稳, 约为0.66 MPa。期间也有部分原油随着体系冲刷逐渐被采出, 导致注入压差的波动。同时原油返排压差也大幅度下降, 峰值约为11.60 MPa, 达到峰值后呈波动下降趋势, 说明部分残余的水相仍会随着原油返排的过程被采出, 含水率呈波动状态。最终, 在原油返排5 PV后返排压差基本稳定在5.57 MPa左右。

图4 方案CF-2实验结果

2.3 临界盐度表面活性剂胶束溶液

图5展示了临界盐度体系驱替及原油返排实验结果（方案CF-3）。与低盐度体系相比, 临界盐度体系溶油能力较高, 界面张力较低, 更倾向于与原油作用形成黏度较低的下相微乳液。从图5中可以看出, 与盐水和低盐度体系驱替相比, 临界盐度体系注入压差进一步降低, 峰值为0.77 MPa, 在驱替1.71 PV后注入压差趋于平稳, 约为0.33 MPa。同时原油返排压差也进一步下降, 峰值约为8.80 MPa, 在原油返排1.11 PV后返排压差趋于平稳, 最终约为4.10 MPa。

图5 方案CF-3实验结果

2.4 最佳盐度表面活性剂胶束溶液

图6展示了最佳盐度体系驱替及原油返排实验结果（方案CF-4）。与低盐度和临界盐度体系相比, 最佳盐度体系溶油能力最高, 界面张力超低, 能够与原油形成Winsor Ⅲ 型微乳液, 并且所形成的Winsor Ⅲ 型微乳液不易被最佳盐度体系稀释、混溶。从图6中可以看出, 最佳盐度体系注入压差峰值约为0.86 MPa, 在驱替1.53 PV后注入压差趋于平稳, 约为0.41 MPa。最佳盐度体系侵入岩心后原油返排压差略高于临界盐度体系, 峰值约为10.11 MPa, 在原油返排1.01 PV后返排压差趋于平稳, 最终约为3.93 MPa。

图6 方案CF-4实验结果

综合以上实验结果, 可以得出以下认识：①低渗透储集层孔喉细小, 非均质性较强, 盐水侵入后, 会产生极强的水锁效应, 大幅度提高了返排阻力, 原油返排生产困难, 这与Liang等[9]研究结果一致; 在表面活性剂胶束溶液降低界面张力的作用下, 水相可注入性较强, 并且其侵入岩心后原油的返排阻力也大幅度降低, 但不同类型表面活性剂胶束溶液性能差异较大。②本文进一步明确了在不同油水比下始终与原油形成Winsor Ⅰ 型微乳液的低盐度体系溶油能力较弱, 界面张力较高, 润湿反转能力较强, 但其侵入与返排过程与常规表面活性剂体系作用效果相近, 返排阻力较高; 溶油能力较强的临界盐度与最佳盐度体系的注入压差及返排压差相近。

通过开展上述岩心实验, 不同类型化学流体的助排效果已经明确。为了进一步揭示表面活性剂胶束溶液提高低渗透储集层返排效率的内在机理, 并进一步明确不同类型化学流体作用效果不同的原因, 需要开展更为直观的微观可视化实验。

3 微观模型返排实验结果及讨论
3.1 水相侵入过程

首先, 利用油湿微观模型开展了4组不同类型化学流体侵入实验, 水侵前后模型整体及局部图像如图7所示。可以看出, 3种表面活性剂胶束溶液的侵入程度均较高。

图7 方案FA-1、FA-2、FA-3和FA-4水侵前后图像

为了进一步揭示不同类型化学流体作用下油湿基质中的水侵机制, 对各组实验中的微观水侵动态进行了分析。图8展示了方案FA-1盐水侵入前缘的微观动态, 可以看出, 在油湿微观模型中, 盐水作为非润湿相, 在通过孔喉的过程中, 亚微米级喉道对盐水的卡断效应显著, 盐水基本都是以单液滴的形式（即海恩斯阶跃的形式[24]）进入到未波及的孔隙中。这种液滴流动会引起极强的贾敏效应, 形成极大的毛管阻力, 导致仅有部分孔隙在水侵过程中被动用。从图9所展示的微观剩余油赋存状态图像也可以看出, 侵入的盐水主要占据大孔隙。这与Yu等[29]提出的油湿多孔介质中水驱后微观剩余油赋存状态一致。

图8 方案FA-1盐水侵入前缘微观动态

图9 方案FA-1局部放大的微观剩余油赋存状态图像

图10展示了方案FA-2低盐度体系侵入前缘的微观动态。可以看出, 侵入初期, 在微米孔隙-亚微米喉道的充分剪切和化学流体降低界面张力的作用下, 侵入前缘出现了大量小液滴聚集形成的黑色条带, 与盐水侵入过程相比, 这些液滴尺寸更小, 流动能力更强, 能够较为顺利地通过亚微米级喉道, 较为有效地动用微米级孔隙与亚微米级喉道中的原油。这一过程与Yu等[25, 29]提到的典型表面活性剂溶液驱油过程相似。而在侵入后期, 水相优势通道已经形成, 但在低界面张力条件下, 通过流体剪切作用, 仍有部分剩余油会被剥离形成乳液液滴, 并且部分极小的乳液液滴会迅速沿水窜通道产出。但由于此时大部分化学流体沿优势通道流动, 原油与化学流体间的相互剪切作用弱, 部分位置会形成较大的乳液液滴, 而大粒径的乳液液滴无法通过亚微米级喉道, 被滞留在孔隙中, 如图11所示。从水侵结束后的局部放大图像（见图12）来看, 低盐度体系由于其润湿反转能力强, 仅有少部分亚微米级喉道中还滞留少量剩余油, 微米级孔隙中主要滞留与孔隙壁面贴附较为紧密的油膜和因贾敏效应无法顺利通过亚微米级喉道的油滴。

图10 方案FA-2低盐度体系侵入前缘微观动态

图11 方案FA-2低盐度体系侵入后缘微观动态

图12 方案FA-2局部放大的微观剩余油赋存状态图像

图13展示了方案FA-3临界盐度体系侵入前缘微观动态。与低盐度体系相比, 该体系混溶扩散作用更强, 侵入前缘出现了由于水相液滴进入油相中并与油相混溶而形成的颜色较深的区域, 这与Tagavifar等[30]在研究微乳液局部平衡理论中所观察到的现象相同。在经过充分混溶后, 在前缘形成了少量Winsor Ⅲ 型微乳液。但该体系在过量的条件下更倾向于形成Winsor Ⅰ 型微乳液, 因此前缘形成的Winsor Ⅲ 型微乳液不稳定, 在流动中很容易被过量的水相混溶、稀释。而在侵入后缘（见图14）, 后续被驱动的原油在与体系充分混合后, 会形成颜色较浅的（溶油率较低）Winsor Ⅲ 型微乳液条带, 这部分Winsor Ⅲ 型微乳液在流动过程中呈现出与水相“ 同道流动” 的特征, 在渗流过程中, 不会产生卡堵, 能够随水相的流动而被采出。这与Xu等[26]在2.5D微观模型中所观察到的现象一致。图15展示了水侵结束后局部放大图像, 可以看出, 除少部分水侵未波及区域外, 经过长期混溶作用, 已波及孔隙中的原油基本全部被采出。

图13 方案FA-3临界盐度体系侵入前缘微观动态

图14 方案FA-3临界盐度体系侵入后缘微观动态

图15 方案FA-3局部放大的微观剩余油赋存状态图像

图16展示了方案FA-4最佳盐度体系侵入前缘微观动态。与图13对比, 可以看出, 与临界盐度体系相比, 该体系侵入效果与前者相近, 但其与原油的界面张力进一步降低, 侵入前缘几乎不存在由于孔喉卡断作用而导致的液滴流动的现象, 并且出现了颜色较深的（溶油率较高）的Winsor Ⅲ 型微乳液, 该微乳液与原油“ 同道流动” 。从图17也可以看出, 在最佳盐度体系的作用下, 仅有部分孔喉边缘有残余油滴的分布。

图16 方案FA-4最佳盐度体系侵入前缘微观动态

图17 方案FA-4局部放大的微观剩余油赋存状态图像

通过开展上述微观可视化实验, 盐水及低盐度、临界盐度和最佳盐度体系的驱油效果尤其是对亚微米级喉道的驱油效果得到了明确。临界盐度和最佳盐度体系由于扩散混溶能力较强, 能够与亚微米级喉道中的原油形成微乳液, 有效减弱水相在微米级孔隙和亚微米级喉道间流动过程中的毛管压力卡断作用（Snap off）, 提高了原油的采出程度。这一结论证实了Liang等[9]在岩心实验研究中提出的表面活性剂胶束溶液通过与原油混溶提高采收率的假设, 并进一步直观呈现了表面活性剂胶束溶液在多孔介质中与油相相互作用形成微乳液的动态相行为。油湿模型中亚微米级喉道产生的巨大毛管阻力导致盐水侵入过程中出现了由于海恩斯阶跃[24]导致的液滴流动现象, 波及范围较小; 而低盐度体系与常规表面活性剂体系相近, 虽然通过润湿反转和降低界面张力, 波及范围较大, 但低界面张力条件下形成的乳液液滴仍难以通过亚微米级喉道, 在孔隙中大量滞留, 降低了驱油效率。

3.2 原油返排过程

在完成驱替实验后, 继续进行在油湿多级孔喉系统微观模型中的原油返排实验。图18展示了4组原油返排实验的实验结果。可以看出, 4组微观模型实验的结果与岩心实验结果一致, 盐水侵入后, 仅有部分孔隙能够成为后续原油返排的流动通道, 而在3种表面活性剂胶束溶液作用下, 大部分孔隙都能成为原油返排通道。

图18 方案FA-1、FA-2、FA-3和FA-4返排过程图像

为了进一步揭示在不同类型流体作用下油湿基质中的返排效率差异较大的原因, 对各组实验中原油返排的微观动态进行了进一步分析。

图19展示了方案FA-1盐水侵入后原油返排的微观动态。可以看出, 原油返排主要包括两个过程。①排水：这一过程是原油驱动盐水侵入区域的水相向出口运移的过程, 与梁天博等[7]返排实验中油相相对渗透率随着盐水的排出而升高的过程相对应。在油湿介质中侵入基质的盐水大部分赋存在微米级孔隙中央, 而孔隙边缘和亚微米级喉道大多被油相所占据。这就导致在排水过程中, 盐水作为非润湿相再次受到极严重的孔喉卡断作用, 形成了大量小液滴, 而小液滴在流动过程中的贾敏效应导致返排压差的急剧升高。②排油：这一过程是原油形成连续流通通道后被持续采出的过程, 与梁天博等[7]返排实验中的油相相对渗透率进入“ 平台” 期的阶段相对应。由于水侵和排水过程中大量水滴占据了孔隙中央, 作为润湿相的原油在返排过程中仅能沿孔隙边缘流动。在这一过程中, 油相返排的优势渗流通道已经形成, 而在整个模型中, 这种油相返排的优势渗流通道极少, 这就造成排油压差较高。从图20中也可以看出, 大量水滴以分散的形式滞留在孔隙中。

图19 方案FA-1盐水侵入后原油返排微观动态

图20 方案FA-1原油返排结束后微观剩余油赋存状态

图21展示了方案FA-2低盐度体系侵入后原油返排的微观动态。可以看出, 由于低盐度体系的润湿反转作用, 微观模型油水流动呈现出与Yu等[29]描述一致的特征, 即原本油湿的微观模型偏水湿。在返排前缘, 部分原油受卡断作用, 出现了油滴流动的现象。部分尺寸远小于孔喉尺寸的油滴可以顺利排出, 而尺寸较大的油滴则在喉道处卡堵造成了返排压差的升高。这一现象进一步证实了He等[11]提出的乳化作用弱的表面活性剂溶液比乳化作用强的表面活性剂溶液更有助于原油返排的结论。随着排油过程的持续进行, 微米级孔隙中滞留的水分不断减少, 最终在原油的携带、挤压作用下, 部分残留的表面活性剂胶束溶液包裹着大量小油滴, 以O/W/O（油包水包油）乳液形式在孔隙中央滞留, 如图22所示。

图21 方案FA-2低盐度体系侵入后原油返排微观动态

图22 方案FA-2原油返排结束后微观剩余油赋存状态

图23展示了方案FA-3临界盐度体系侵入后原油返排的微观动态。可以看出, 在该体系作用下, 返排前缘的油相更倾向于与体系发生混溶, 亚微米级喉道的卡断作用不会导致前缘出现明显的水相和油相液滴。在返排初期, 亚微米级喉道基本都被油相占据。并且如图24中黄色框线内所示, 滞留在孔隙中的少部分水滴也会随着原油返排的流场扰动作用而逐渐被采出。这说明, 临界盐度表面活性剂溶液侵入后的油相返排过程与常规表面活性剂溶液不同, 返排前期是一个微乳液的形成及其在流动条件下动态相变[23]的过程。返排结束后滞留在微观模型中的水相多以小水滴的形式分布在孔隙边缘, 如图25所示。

图23 方案FA-3临界盐度体系侵入后原油返排微观动态

图24 方案FA-3原油返排后缘水相被逐渐排出的动态

图25 方案FA-3原油返排结束后微观剩余油赋存状态

图26展示了方案FA-4最佳盐度体系侵入后原油返排的微观动态。可以看出, 在界面张力进一步降低的条件下, 原油更易进入亚微米级喉道中, 将其中水相排出, 并重新建立油相的流动通道, 这与临界盐度体系侵入后原油返排的微观动态相似。返排结束后, 滞留在微观模型中的水相也均以小水滴的形式分布在孔隙边缘, 如图27所示。

图26 方案FA-4最佳盐度体系侵入后原油返排微观动态

图27 方案FA-4原油返排结束后微观剩余油赋存状态

对于不同类型表面活性剂胶束溶液促进原油返排这一问题, 前人研究[2, 4, 16, 17, 18]多以Winsor Ⅰ 型表面活性剂胶束溶液和最佳盐度Winsor Ⅲ 型表面活性剂胶束溶液为主。但也有研究表明, 盐度略低于最佳盐度的表面活性剂胶束溶液更有助于提高采收率。在此背景下, 本文选取3种不同盐度的表面活性剂胶束溶液进行了研究, 并通过微观可视化实验进一步对比了不同类型表面活性剂胶束溶液的助排效果并明确了其助排机理。此外, 本文通过对微观模型尺寸的合理设计, 对模型整体和局部进行了较为完整的图像采集, 对原油的返排过程和作用机理有了更为完整的描述。与岩心实验结果一致, 由于盐水侵入过程中对亚微米级喉道动用程度较低, 因此在盐水侵入后的原油返排过程中, 大部分亚微米级喉道中没有盐水的滞留, 但仅有少部分孔隙能够成为原油返排的流通通道, 水锁效应严重, 返排阻力大。表面活性剂胶束溶液的注入能够有效地降低原油返排压差, 并能实现大部分侵入水相的排出。但低盐度体系与原油混溶能力较差, 在其侵入后原油首先以油滴的形式返排, 由于贾敏效应的影响, 也形成了较大的返排阻力, 且大部分亚微米级喉道中的水相无法排出。而最佳盐度与临界盐度体系与原油混溶能力较强, 在油相与水相界面通过混溶作用形成微乳液, 避免了卡堵孔喉的大油滴的形成, 实现了侵入水相的高效返排。这一结果也进一步将表面活性剂胶束溶液的返排效果与其静态相行为实验结果相关联：①表面活性剂胶束溶液作用下原油的返排过程就是微乳液的相变过程; ②盐度通过影响表面活性剂胶束溶液的溶油率进而影响返排过程中微乳液的形成及相变过程, 最终影响返排效果。

4 结论

表面活性剂胶束溶液可注入性较强, 能够提高驱油效率, 并且其侵入岩心后原油的返排效率也远高于盐水, 但不同类型表面活性剂胶束溶液性能差异较大。

岩心实验结果表明, 最佳盐度表面活性剂胶束溶液驱油效率最高, 可被用作化学驱提高采收率的驱油体系; 临界盐度表面活性剂胶束溶液驱油效率和返排效率均较高, 可被选用为低渗透储集层的助排剂。

微观模型实验结果与岩心实验结果一致, 证明本文所用的多级孔喉系统微观模型可以较为有效地表征特低渗透储集层的孔喉结构。微观模型实验结果进一步证明, 盐水和低盐度表面活性剂胶束溶液在微米级孔隙和亚微米级喉道间驱替及返排过程中均会产生大量小液滴, 小液滴通过孔喉时因贾敏效应产生巨大的渗流阻力, 导致驱替、返排压差的升高和驱油、返排效率的降低。而能够与原油混溶形成Winsor Ⅲ 型微乳液的临界盐度和最佳盐度表面活性剂胶束溶液则不会产生大量阻碍流动的小液滴, 能够有效降低渗流阻力, 提高驱油及返排效率。

（编辑 胡苇玮）

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