吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)層潤(rùn)濕性特征與影響因素分析

徐東升, 李映艷, 鄧遠(yuǎn), 彭壽昌, 雷祥輝, 劉紅現(xiàn), 劉敦卿*

(1.新疆油田公司勘探開發(fā)研究院, 克拉瑪依 834000; 2.中國石油大學(xué)(北京)克拉瑪依校區(qū), 克拉瑪依 834000)

吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)量超過10億t,是中國陸相咸化湖盆地頁巖油的典型實(shí)例,具有廣闊的開發(fā)前景[1-2]。蘆草溝組頁巖儲(chǔ)層致密,孔隙普遍處于微納米尺度,壓后產(chǎn)能遞減嚴(yán)重,且后續(xù)補(bǔ)能難度較大,導(dǎo)致一次采收率普遍低于10%[3-4]。利用致密儲(chǔ)層強(qiáng)毛管力誘導(dǎo)自發(fā)滲吸,結(jié)合壓后“悶井”促進(jìn)基質(zhì)滲吸驅(qū)油是提高頁巖油等致密儲(chǔ)層采收率的有效方法[5]。吉木薩爾前期開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明,壓后“悶井”滲吸驅(qū)油效果存在較大的井間差異,需結(jié)合儲(chǔ)層物性調(diào)整滲吸策略以提高滲吸驅(qū)油效果?？紫稘?rùn)濕性是影響滲吸驅(qū)油效果的關(guān)鍵因素,明確儲(chǔ)層潤(rùn)濕特征對(duì)于吉木薩爾滲吸策略制定與壓裂液選型設(shè)計(jì)具有重要意義。儲(chǔ)層潤(rùn)濕性的評(píng)價(jià)方法多樣,目前接觸角法為常用手段[6]。針對(duì)吉木薩爾蘆草溝組儲(chǔ)層潤(rùn)濕性特征,文獻(xiàn)[7-9]借助光學(xué)角度法初步進(jìn)行了評(píng)價(jià),但測(cè)試溫、壓條件與儲(chǔ)層有較大差距,且對(duì)于儲(chǔ)層潤(rùn)濕性影響因素及礦場(chǎng)工作液對(duì)潤(rùn)濕性影響的分析尚不完善。此外,部分學(xué)者認(rèn)為接觸角法只能反映巖心外表面很小區(qū)域的潤(rùn)濕特性,不能反映孔隙內(nèi)部的整體潤(rùn)濕性,Amott法更能體現(xiàn)巖心孔隙整體的潤(rùn)濕特性。為厘清兩種測(cè)試方法的結(jié)果差異及吉木薩爾潤(rùn)濕性的主控因素,結(jié)合Amott法與接觸角法對(duì)吉木薩爾蘆草溝組儲(chǔ)層巖心開展了潤(rùn)濕性評(píng)價(jià),對(duì)比結(jié)果差異,分析礦物組分與礦場(chǎng)不同工作液對(duì)儲(chǔ)層潤(rùn)濕性的影響,結(jié)合滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)分析潤(rùn)濕性對(duì)采收率的影響,并為壓裂液選型提供數(shù)據(jù)參考。

1 實(shí)驗(yàn)樣品及流程

1.1 實(shí)驗(yàn)樣品、材料與儀器

巖心為吉木薩爾蘆草溝組上、下甜點(diǎn)不同深度的蠟封巖心,液氮鉆取后經(jīng)原油老化30 d。測(cè)試用油相為上甜點(diǎn)脫氣、脫水原油,水相為復(fù)配地層水、礦場(chǎng)壓裂液及3種表活劑[AES(脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉,陰離子,質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3‰)、EDTA(乙二胺四乙酸,陽離子,質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3‰)、AEO-9(脂肪醇聚氧乙烯醚,非離子,質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3‰)]添加后的壓裂液。Amott法用巖心驅(qū)替裝置與自發(fā)滲吸瓶在70 ℃下完成,接觸角法用DSA25S光學(xué)接觸角儀在常溫常壓下完成。巖樣礦物組分通過RoqSCAN測(cè)定。滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)采用SPEC核磁共振設(shè)備完成。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟與流程

1.2.1 Amott法

Amott法的理論基礎(chǔ)為潤(rùn)濕相在毛管力作用下自發(fā)滲吸排驅(qū)非潤(rùn)濕相,自發(fā)與受壓狀態(tài)下油水滲吸排驅(qū)液量的比值可體現(xiàn)孔隙對(duì)某一相流體的潤(rùn)濕性,體現(xiàn)的是巖心孔隙的平均潤(rùn)濕性。具體測(cè)試流程為:①巖心油驅(qū)后自吸水排油,記錄排油量Vo1(單位:mL);之后水驅(qū)排油,記錄水驅(qū)排油量Vo2(單位:mL);②自吸油排水,記錄吸油排水量Vw1(單位:mL);若Vw1值為0,則不進(jìn)行后續(xù)油驅(qū);否則進(jìn)行二次油驅(qū),油驅(qū)排水量記為Vw2(單位:mL)。Amott潤(rùn)濕指數(shù)I通過式(1)～式(3)計(jì)算。

(1)

(2)

I=Ww-Wo

(3)

式中:Ww為水潤(rùn)濕指數(shù),無因次;Wo為油潤(rùn)濕指數(shù),無因次;當(dāng)0.1≤I≤-0.1時(shí),巖心中性潤(rùn)濕,當(dāng)I≤-0.1時(shí),巖心親油,指數(shù)越小親油性越強(qiáng);當(dāng)I≥0.1,巖心親水,指數(shù)越大親水性越強(qiáng)。

1.2.2 接觸角法

接觸角法體現(xiàn)巖心某一具體位置的潤(rùn)濕特性,易受樣品表面組分特性影響。接觸角法測(cè)試樣品為厚度0.5 cm的巖心薄片,表面拋光后經(jīng)原油老化30 d,之后在地層水中測(cè)量油滴與巖心表面接觸角。各樣品測(cè)量5次取平均值為最終結(jié)果。壓裂液環(huán)境下的接觸角測(cè)量步驟與地層水相同。壓裂液采用模擬地層水加入0.1%的瓜膠配置,80℃下破膠后取清液使用,后續(xù)添加AES、EDTA、AEO-9表活劑后,持續(xù)監(jiān)測(cè)巖心表面接觸角隨時(shí)間的變化。

1.2.3 滲吸驅(qū)油

滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)在兩塊中性潤(rùn)濕和兩塊親油巖心上完成。先將巖心飽J10025井原油,之后在70 ℃下自發(fā)滲吸重水及添加表活劑AEO-9后的重水壓裂液,每隔一段時(shí)間測(cè)量巖心的核磁T2信號(hào)。通過T2信號(hào)總量變化計(jì)算滲吸驅(qū)油的采收率變化。

2 巖心潤(rùn)濕性結(jié)果與分析

2.1 Amott法潤(rùn)濕性

Amott法測(cè)量了6口井共計(jì)15塊巖心樣品,各階段排液量、潤(rùn)濕指數(shù)與潤(rùn)濕性結(jié)果如表1所示?？梢钥闯?吉木薩爾地地區(qū)儲(chǔ)層中性潤(rùn)濕占據(jù)約80%,對(duì)應(yīng)巖性包括泥質(zhì)、云質(zhì)砂巖,砂質(zhì)礫巖等,潤(rùn)濕性與巖性之間關(guān)聯(lián)性并不顯著,可能與吉木薩爾的原油組分有關(guān)。吉木薩爾原油膠質(zhì)瀝青質(zhì)占比超過50%,老化后易沉積吸附在孔隙表面,降低石英、長(zhǎng)石等礦物的親水性,使孔隙普遍呈現(xiàn)中性、甚至親油的特征,導(dǎo)致吉木薩爾地區(qū)蘆草溝組儲(chǔ)層親水占比不足20%。親水性不足會(huì)顯著降低儲(chǔ)層滲吸驅(qū)油的動(dòng)力,此外較多膠質(zhì)瀝青質(zhì)也會(huì)增加油孔隙油相的滲吸動(dòng)用難度,兩者均不利于滲吸驅(qū)油的高效應(yīng)用。

表1 Amott法潤(rùn)濕性測(cè)試結(jié)果Table 1 Result of the Amott wettability tests

2.2 接觸角法潤(rùn)濕性

接觸角法測(cè)量了4口井共計(jì)13塊巖心的潤(rùn)濕性,具體結(jié)果如圖1所示。接觸角測(cè)試結(jié)果與Amott法接近,總體親油巖心占比更多,但整體親油程度不高,更多呈現(xiàn)出中性偏油濕的特征。Amott法中流體主要與巖心孔隙表面接觸,潤(rùn)濕特性受巖心飽油及老化程度影響,可能存在部分孔隙未被原油充填或老化程度不高的情況。而接觸角法中流體直接與巖心外表面接觸,巖心外表面具有更好的老化效果,因此接觸角法更能體現(xiàn)原油環(huán)境下不同礦物組分對(duì)潤(rùn)濕性的影響。此外,Amott法測(cè)試流程復(fù)雜,測(cè)試周期長(zhǎng),測(cè)試條件、環(huán)境易引入更多誤差因素。就測(cè)試結(jié)果而言,如果巖心老化程度良好,接觸角法能夠較為準(zhǔn)確地反映儲(chǔ)層整體的潤(rùn)濕特性。

圖1 接觸角法潤(rùn)濕性測(cè)量結(jié)果Fig.1 Result of the contact angle wettability tests

2.3 潤(rùn)濕性影響因素分析

2.3.1 礦物組分影響

RoqScan技術(shù)可在微米尺度準(zhǔn)確識(shí)別巖心表面礦物類型、含量與位置分布。接觸角測(cè)試的12塊樣品表面的礦物組分種類與含量結(jié)果如圖2所示。

圖2 不同潤(rùn)濕性巖心的表面礦物組分 Fig.2 Mineral contents of samples with different wettability

如圖2(a)所示,親水樣品石英含量較高,平均含量超過70%,而云石類礦物平均含量則低于20%;此外,黏土總量含量低,小于4.0%。如圖2(b)所示,中性潤(rùn)濕樣品表面石英含量有所降低,含量在28.4%～72.2%,平均含量約為48%;而長(zhǎng)石含量平均約為12%,云質(zhì)礦物平均含量則超過30%;此外,黃鐵礦含量不足1%,黏土總量平均占比約8.6%。如圖2(c)所示,親油樣品表面石英含量普遍低于親水與中性潤(rùn)濕樣品,均值小于40%,而長(zhǎng)石含量約為11%,云質(zhì)礦物含量較高,均值超過35%;同時(shí)黃鐵礦含量也相對(duì)最高,約為3.0%。黏土含量約為8.4%,與中性潤(rùn)濕樣品較為接近。

為進(jìn)一步分析礦物組分與潤(rùn)濕性關(guān)系,繪制圖3所示的礦物含量與接觸角之間的關(guān)系圖。

圖3 巖心各類礦物含量與接觸角交會(huì)關(guān)系圖Fig.3 The cross plot of mineral contents and contact angle

從圖3可以看出,石英含量與接觸角具有負(fù)相關(guān)關(guān)系,巖心表面接觸角隨著石英含量的增加逐漸從120°減小到約70°。石英、綠泥石及伊利石總量與接觸角也具有負(fù)相關(guān)關(guān)系,這與石英、綠泥石和伊利石的化學(xué)組分與晶體結(jié)構(gòu)有關(guān)。石英由Si-O四面體相互連接構(gòu)成,共價(jià)電子偏向硅原子,表面存在硅氧烷官能團(tuán)(Si-O-Si),與水作用后產(chǎn)生表面羥基化,而羥基是一種親水基團(tuán),因此能增強(qiáng)石英表面的親水性[10]。而伊利石為2∶1型結(jié)構(gòu)硅酸鹽,由兩片(Si,Al)-O四面體片中間夾一片Al(Mg, Fe)-(O,OH)八面體組成,相鄰兩個(gè)結(jié)構(gòu)單位之間夾有層間陽離子,可補(bǔ)償Si4+被Al3+置換后的正電荷虧損,離子交換后晶體會(huì)吸引負(fù)電荷,使其富含水,因而也具有一定的親水性[11]。綠泥石則為1∶1 型結(jié)構(gòu)硅酸鹽,層間存在Mg-(O,OH)八面體層,具有一定的陽離子交換特性,可以吸附負(fù)電荷,因而也具有一定的親水性[12]。因此,石英、泥石與伊利石含量更高的巖心具備更強(qiáng)的親水性。

在親油的巖心樣品中白云石、鐵白云石的含量相對(duì)較高。白云石、鐵白云石和黃鐵礦均屬于離子化合物,具有較強(qiáng)的極性,其中鐵白云石和黃鐵礦中的鐵離子對(duì)極性物質(zhì)具有很強(qiáng)親和性[13],因此白云石、鐵白云石和黃鐵礦具備更好的親油性。如圖3(b)所示,白云石+鐵白云石含量與巖心表面接觸角具有正相關(guān)性,雖然巖心黃鐵礦含量較低,但也與接觸角具有正相關(guān)性[圖3(c)]。在黏土礦物中,高嶺石由Si-O四面體片及Al-(O,OH)八面體片按1∶1組成層狀結(jié)構(gòu)。這種片狀結(jié)構(gòu)的OH層具有很強(qiáng)的極性,片與片之間的氫鍵作用力很強(qiáng),離子交換能力弱,水分子不易進(jìn)入,但能吸附原油中的部分活性物質(zhì),因此具有一定的親油性[14]。而伊蒙混層是伊利石和蒙脫石之間的過渡礦物,伊蒙混層比表面較大,能吸附部分原油中的極性物質(zhì),因而具有一定的親油特性[15]。因此,伊蒙混層與高嶺石含量與接觸角表現(xiàn)為弱正相關(guān)性,如圖3(d)、圖3(e)所示。以上親油特性導(dǎo)致白云石、鐵白云石、黃鐵礦、伊蒙混層和高嶺石含量越高,巖心表面的親油性越強(qiáng)。

方解石和長(zhǎng)石是由不同基團(tuán)電子完全得失形成的離子鍵鍵合而形成晶體,具有很強(qiáng)的極性,但是方解石和長(zhǎng)石屬于不等軸晶系,不同結(jié)晶方位的接觸角差別較大。如長(zhǎng)石晶體601面的接觸角為59.0°,而010面的接觸角則為129.0°,方解石晶體也有此類特性,其1011晶面的接觸角為77.2°,而完全解理面的接觸角則為141.0°[16]。這種差異導(dǎo)致方解石、長(zhǎng)石含量與接觸角沒有顯著相關(guān)性,具體如圖3(f)所示。

2.3.2 原油組分影響

除了礦物組分外,原油組分也是潤(rùn)濕性的重要影響因素,尤其是膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等具有一定極性的組分[17],對(duì)潤(rùn)濕性有顯著影響。此外,礦場(chǎng)使用的工作液組分也各有差異,可能含有不同類型的表活劑組分,因此不同工作液下巖心的潤(rùn)濕性存在一定差異,且潤(rùn)濕性可能隨工作液的接觸時(shí)間發(fā)生變化。地層水環(huán)境下巖心與吉木薩爾兩組原油與26號(hào)白油的接觸角如表2所示。

表2 不同原油組分下吉木薩爾巖心的接觸角Table 2 Contact angle of different oil on Jimusar core samples

從表2可以看出,地層水條件下巖心對(duì)膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量更高的原油具有更強(qiáng)的親和性。而對(duì)飽和烴為主的白油的親水性則相對(duì)較弱,呈現(xiàn)出弱中性潤(rùn)濕的特性。就礦物含量而言,根據(jù)2.3.1節(jié)分析可知,吉木薩爾儲(chǔ)層親水性礦物占比較高,理論上具有一定的親水性,但在老化作用下原油內(nèi)部的膠質(zhì)瀝青質(zhì)等極性組分的吸附作用弱化了礦物類型與含量的影響,對(duì)儲(chǔ)層的潤(rùn)濕性起到主導(dǎo)作用,因此總體呈現(xiàn)出中性偏油濕的特性。

2.3.3 工作液影響

不同工作液環(huán)境下巖心接觸角隨時(shí)間的變化結(jié)果如圖4所示。

圖4 不同工作液環(huán)境下巖心表面的接觸角變化Fig.4 Contact angle variation of different work fluids on Jimusar samples

從圖4可以看出,滑溜水破膠液與地層水環(huán)境下吉木薩爾巖心中性偏油濕。添加AES、EDTA、AEO-9 3種表活劑后巖心親水性有一定增強(qiáng),但不同類型表活劑對(duì)吉木薩爾儲(chǔ)層巖心潤(rùn)濕性的改善程度有所差異。其中AES能將接觸角從130°降低到約82°,而EDTA添加后巖心表面接觸角先降低到63°,之后逐步反彈到89°,這可能與巖心或原油電性有關(guān)。AEO-9則先降到約61°后反彈至約63°。對(duì)采用的3種表活劑而言,非離子類表活劑AEO-9對(duì)吉木薩爾儲(chǔ)層具有穩(wěn)定的改善潤(rùn)濕性的效果。

2.4 滲吸驅(qū)油效果評(píng)價(jià)

中性與親油巖心在純壓裂液與質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3‰ AEO-9添加的壓裂液滲吸驅(qū)油過程中的采收率變化如圖5所示。

圖5 中性與親油巖心在重水壓裂液與AEO-9壓裂液下的滲吸采收率Fig.5 Imbibition recovery rate of intermediate and oil wet samples under deuteroxide and AEO-9 fracturing fluids

從圖5可以看出,中性潤(rùn)濕巖心在重水和表活劑壓裂液中的滲吸驅(qū)油效率均能超過30%,其中重水壓裂液的滲吸采收率為33.6%,而表活劑壓裂液為40.6%。而親油巖心在重水壓裂液中的滲吸采收率僅為9.9%,添加質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3‰的AEO-9后滲吸采收率提高到28.9%。滲吸驅(qū)油結(jié)果表明,AEO-9對(duì)于提高吉木薩爾中性及親油儲(chǔ)層的滲吸驅(qū)油效率均有顯著效果,且在親油層段提采效果更優(yōu)。現(xiàn)有研究表明在儲(chǔ)層親水的條件下,保持一定的界面張力有利于提要滲吸驅(qū)油效果[18]。因此,對(duì)于吉木薩爾儲(chǔ)層普遍中性偏油濕的現(xiàn)狀,調(diào)節(jié)壓裂液添加組分,進(jìn)一步提高儲(chǔ)層親水性,結(jié)合適當(dāng)油水界面張力,將能更有效地發(fā)揮滲吸驅(qū)油作用,提高儲(chǔ)層的綜合采收率。

3 結(jié)論

(1)接觸角與Amott測(cè)試表明吉木薩爾頁巖油儲(chǔ)層自然條件下中性偏油濕,原油組分對(duì)儲(chǔ)層潤(rùn)濕性起主導(dǎo)作用。接觸角法能有效反應(yīng)吉木薩爾儲(chǔ)層的潤(rùn)濕性。

(2)吉木薩爾蘆草溝組石英、綠泥石、伊利石含量高的層段親水性更強(qiáng),白云石、黃鐵礦、伊蒙混層及高嶺石含量更高層段親油性更強(qiáng),長(zhǎng)石含量對(duì)潤(rùn)濕性的影響不大,原油膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量更高層段親油性更強(qiáng)。

(3)吉木薩爾儲(chǔ)層在地層水與壓裂液條件下偏油濕,AEO-9能穩(wěn)定的增強(qiáng)儲(chǔ)層的親水性,在適宜的油水界張力下能進(jìn)一步提高吉木薩爾滲吸驅(qū)油效率。