表面活性剂改变油藏润湿性提高采收率的机理

我国现阶段采用常规一次、二次采油工艺后,采收率仍然相对较低,大量原油残留于油层孔隙中,表面活性剂在后续三次采油中起到重要作用。分别采用油湿性岩心和水湿性岩心,对比分析了水驱过程中表面活性剂改变润湿性从而对采收率的影响。采用非稳态法测定油水相渗曲线,确定了油水两相在岩石孔道中的分布规律。通过表面张力、接触角、毛细管力及附着功的测定研究了岩心驱替实验过程中表面活性剂改变固体表面润湿性提高水驱采收率的机理。结果表明:在不同润湿性的储层中,弱水湿性储层具有最高的水驱采收率。经体系(0.06%DTAB)驱替后,岩心表面润湿性转变为中性润湿性,相渗曲线上两相共渗区面积增大,Sor降低,同一含水饱和度下对应的油流动性更强。对于亲水岩石,水滴通常位于孔隙和岩石内壁,对油相的流动不产生显著影响。而在亲油岩石中,水呈珠滴状分布于岩石孔道中央,对油流影响显著。对不同体系下附着功的测定发现,随着水湿性的增强,体系的附着功不断减小,经体系(0.15%TX-100)驱替后的岩心表面水湿性最强,其对应的附着功最小。对不同体系下毛管力的测定发现,体系AES-1的水湿性最强,其对应的毛管力最大,此时毛管内油面位于毛管外水面之上,毛管力为驱油动力。