注CO2驱油是特低渗油气藏提高采收率和实现CO2有效埋存的重要技术手段[1-7]。由于气体黏度低、密度小以及储层非均质性，注气过程中往往会面临气体流动性控制不佳，存在黏性指进、重力超覆以及气窜等问题，气体的高流动性会降低波及系数，对提高采收率产生不利的影响[8-10]。水气交替注入(WAG)是增强注气过程中气体流动性控制最为常用的解决方案之一, 国内外大量实验研究结果表明[11-15]，采用水气交替注入的方式既充分利用CO2驱的优势，又可以有效控制气窜并延长气体突破时间，进而实现前缘稳定驱替，提高其波及系数。
考虑到特低渗透油藏复杂的储层环境及特征，保证注入体系的渗流能力是油藏开发的前提。由低界面张力黏弹表面活性剂构筑的黏弹流体既满足低/特低渗透储层注入性，又具有类似表面活性剂/聚合物二元驱功能，在提高波及系数和洗油效率方面具有显著优势[16-18]，但针对低界面张力黏弹流体和CO2相结合用以提高特低渗砂岩油藏采收率技术鲜有研究，对其驱油机理的研究有待进一步深入。为了进一步增强气体流动性控制及改善CO2-水交替驱的开发效果，本研究在水气交替注入阶段用低界面张力黏弹流体代替水，以特低渗砂岩储层为研究对象，开展微观可视化驱油实验、岩心驱油实验以及润湿性测试等，深入探索并研究特低渗砂岩油藏CO2-低界面张力黏弹流体协同驱油过程中二者之间的协同作用及驱替方式对实际驱油效率的影响，以期为提高特低渗砂岩油藏采收率方法的研究提供新的思路和理论参考。
实验材料：储层原油(温度为47.2 ℃，黏度为3.5 mPa·s)、低界面张力黏弹流体(自制)、注入水(离子组成见表 1)、煤油、白油、苏丹红、亚甲基蓝、CO2(体积分数为99.99%)、实验用岩心为储层天然岩心。
实验仪器：Brookfield DV2T黏度计，美国Brookfield公司；QBZY型自动表面张力仪，上海方瑞仪器有限公司；TEXAS-500旋转滴界面张力仪，美国科诺工业有限公司；OCA 50全自动接触角测量仪，德国Dataphysics公司；非均质微观刻蚀模型，镇江华瑞芯片科技有限公司；多功能岩心驱替装置，海安石油科研仪器有限公司等。
(1) 模拟注入水配制：采用NaCl、Na2SO4、NaHCO3、CaCl2、MgCl2·6H2O、KCl，按地层水组分配制模拟注入水，矿化度为6 981.75 mg/L。
(2) 可视化实验用水：模拟注入水经亚甲基蓝染色并过滤。
(3) 可视化实验用油：根据实验所需黏度，将煤油与白油按一定比例复配，用苏丹红染色并过滤。
使用TX500C旋转滴界面张力仪，在转速为5 000 r/min、温度为47.2 ℃的条件下，测定不同质量分数下低界面张力黏弹流体与储层原油间的界面张力。
将储层天然岩心洗油、烘干后切割成直径、厚度一致的岩心薄片；将岩心薄片分别放置于低界面张力黏弹流体、CO2-低界面张力黏弹流体中浸泡6 h，取出岩心薄片自然风干；用OCA 50全自动接触角测量仪测定岩心薄片表面水相接触角θ，以θ值大小判断不同流体浸泡后岩心表面润湿性变化。
通过微观刻蚀仿真模型开展CO2驱、低界面张力黏弹流体驱、CO2-低界面张力黏弹流体协同驱实验，通过可视化观测不同驱替方式、驱替阶段下剩余油分布状态。
微观可视化模型驱油实验流程如图 1所示。
在47.2 ℃下，以恒压驱替方式，在水驱含水率达到90%后，模拟地层非均质性(3组双管岩心的渗透率分别为0.191×10-3 μm2/0.795×10-3 μm2、0.155×10-3 μm2/0.686×10-3 μm2、0.161×10-3 μm2/ 0.755×10-3 μm2)开展CO2驱、低界面张力黏弹流体驱、CO2-低界面张力黏弹流体交替协同驱实验，对比不同驱替方式下的驱油效率。
在油藏温度47.2 ℃、不同质量分数下低界面张力黏弹流体的界面活性如图 2所示。低界面张力黏弹流体质量分数由0.05%增至0.40%的过程中，界面张力值总体变化幅度不大，处于0.020 79~0.031 97 mN/m区间，始终保持在低界面张力(10-2 mN/m)范畴。低的油水界面张力，可降低毛细管阻力和岩石表面对油滴的黏附力，提高毛管数[19]。
不同质量分数的低界面张力黏弹流体处理前后天然岩心表面接触角变化如图 3所示。经不同质量分数的低界面张力黏弹流体处理后，岩石表面润湿性向强亲水性转变，水相接触角由42.2°降至10°以下，油相接触角有一定程度的增加，最大增加至24.2°。低质量分数的低界张力黏弹流体可显著增强岩石表面的亲水性，这一变化有益于剩余油的启动和剥离，进而使流动孔径尺寸相对变大，并由于水相更容易侵入亲水层，增强低界面张力黏弹流体的注入性[20-21]。
CO2驱油效果如图 4所示。从图 4可明显观测到气体注入后会沿着微观刻蚀模型连通性较好的孔道快速通过(见图 4(b))，气体波及区域面积较小(见图 4(c))，并且气体通过后微观模型孔隙中仍充斥着红色模拟油(见图 4(d))，仅凭借气体快速流动携带产出模拟油效果不佳。同时，相关研究表明[22]，在一定程度上提高CO2驱的宏观波及体积较降低最小混相压力更为重要，注CO2驱的开发必须要考虑黏性指进及重力超覆现象，避免CO2驱油过早气窜造成CO2的无效注入和气体波及体积下降所导致的最终采收率大幅下降。
低界面张力黏弹流体驱不同阶段油水分布状态如图 5所示。从图 5可知：水驱结束后基于微观刻蚀模型中孔隙的迂曲性，水驱剩余油主要分布在靠近主流线连通的小孔隙中(见图 5(b))；低界面张力黏弹流体驱结束后，低界面张力黏弹流体能够将水驱未能波及到的剩余油有效驱替，孔隙内未见明显剩余油(见图 5(c))；后续水驱结束后发现部分低界面张力黏弹流体彼此聚集形成流体柱、团滞留于孔隙中(见图 5(d))。由此可以说明，低界面张力黏弹流体既具备较好的注入性，又能对驱油剖面进行有效调整，具有增强气体流动性控制的潜力。
CO2-低界面张力黏弹流体交替驱不同阶段残余油分布状态如图 6所示。从图 6可知，第1次气水交替结束，微观模型孔隙中仅残余少许模拟油(见图 6(b))，第2次和第3次气水交替结束，微观模型孔隙中未见明显的残余油，可发现随着CO2-低界面张力黏弹流体交替驱轮次的增加，残余油含量呈现减少的趋势，说明CO2-低界面张力黏弹流体交替驱能够将水驱未能波及到的剩余油有效驱替。
考虑到仿真微观模型薄片耐压能力有限，不能完全模拟地层条件，CO2不能达到混相的同时，CO2流度也相应较高，该条件下CO2驱更容易发生重力超覆、黏性指进以及气窜。但是，CO2-低界面张力黏弹流体交替驱仍表现出较好的驱油效率，能够提供一定的参考借鉴，可以进一步通过岩心驱油实验相互印证，有效评估CO2-低界面张力黏弹流体协同驱油效果。
模拟非均质性，在水驱含水率达到90%后，分别开展CO2驱、低界面张力黏弹流体驱、CO2-低界面张力黏弹流体协同驱，3种不同驱替方式的提高采收率效果见表 2。
由表 2可知，水驱后分别开展连续CO2驱、低界面张力黏弹流体驱、CO2-低界面张力黏弹流体驱，可进一步改善水驱开发效果，最终综合采收率在水驱的基础上分别提高0.91%、10.66%、16.25%。其中，低渗通道采收率在水驱基础上分别提高0.41%、24.82%、28.62%，高渗通道采收率在水驱基础上分别提高1.21%、3.72%、8.88%。连续CO2驱提高采收率效果不明显，低界面张力黏弹流体的注入可以使采收率有效提高，从低/高渗通道采收率对综合采收率的贡献程度来看，仅有连续CO2驱高渗通道采收率对综合采收率贡献程度大于低渗通道，表明气驱受储层非均质性影响较强，CO2主要沿着高渗透层突进，很大程度上限制了气体的波及范围，进入低渗通道的CO2较少，低渗通道原油的动用程度低；低界面张力黏弹流体驱、CO2-低界面张力黏弹流体协同驱低渗通道采收率对综合采收率贡献程度远大于高渗通道，表明低界面张力黏弹流体在地层运移时会选择性地进入高渗通道，降低高渗通道的渗透率，具有较强的调驱作用；CO2-低界面张力黏弹流体驱在一定程度上可解决非均质特低渗油藏CO2驱气窜问题。此外，有研究表明[23]，地层中存在的天然裂缝不会威胁CO2埋存的稳定性，CO2扩散系数对埋存几乎无影响，能够实现CO2有效埋存。因此，CO2-低界面张力黏弹流体协同驱既可实现特低渗砂岩油气藏提高采收率，又可以实现CO2的有效埋存。
为了更好地探究CO2-低界面张力黏弹流体协同驱油机理，首先对低界面张力黏弹流体驱替过程中剩余油的形变和运移进行了观察。剩余油启动过程如图 7所示。从图 7可知，低界面张力黏弹流体驱替剩余油时，剩余油会顺着驱替方向流动，主要是因为黏弹流体与油的剪切应力大于水与油的剪切应力，黏弹流体可以启动或剥离水驱后剩余油。低界面张力黏弹流体与剩余油接触时，体系表面能会降低，导致残余油内聚力下降，油滴更容易发生变形，黏弹流体通过多孔介质渗流的剪切作用，剩余油前缘会发生拉伸变形(见图 7(b))，逐渐变长变细，直至断脱成小油滴被水夹带渗流(见图 7(c))，使微观模型剩余油饱和度降低。
乳化分散剩余油运移过程如图 8所示。在实验过程中也观察到部分孔隙内有很多分散的小油滴，被低界面张力黏弹流体夹带渗流运移(见图 8(a))，并发现低界面张力黏弹流体彼此聚集形成流体柱、团，展示出了很好的流动变形能力(见图 8(b))，可随孔隙尺度变化而变形(见图 8(c))，在运移通道中变形充满孔隙呈“段塞式”彻底全面驱替所遇剩余油(见图 8(d))，在运移过程中低界面张力黏弹流体聚集体会一直发生封堵、变形通过(见图 8(e))，展现出较好的运移能力。之所以孔隙内会存在这些分散的小油滴，是由于低界面张力黏弹流体具备一定的乳化能力，与多孔介质通道中剩余油接触后，可以通过降低油水界面张力，促使剩余油发生形变，自发乳化分散成小油滴，从而产生流动阻力比较小的乳状液继续向后运移。且在低界面张力黏弹流体存在时，这种不断乳化-携带的过程会一直缓慢地进行着，使驱替液更容易将剩余油携带出来，减少残余油饱和度，使其展现出良好的乳化洗油能力。鉴于低界面张力黏弹流体聚集体变形通过小孔隙时，将增加其在小孔隙中的流动阻力(或对小孔隙产生封堵作用)，需达到一定的驱替压力才可变形通过，可迫使驱替流体进入相对低渗的通道中，扩大波及体积，并由于其自身较好的运移变形能力，在运移过程中会不断地发生封堵、变形通过，进而对驱油剖面进行有效调整。
CO2的溶解会相应改变低界面张力黏弹流体的润湿性能力，测试了不同处理方式前后天然岩心表面润湿角大小，结果见图 9。经CO2-低界面张力黏弹流体浸泡处理后，岩心表面润湿性变化更为明显，水相润湿角下降至6.7°，油相润湿角增大至26.2°。说明低界面张力黏弹流体可以使岩石孔隙介质表面润湿性向强亲水性转变。CO2-低界面张力黏弹流体协同注入油藏，有利于岩石孔隙介质表面的水润湿性增强，这种变化一方面会导致原油相对岩石表面的黏附力减小，使得孔隙中的原油处于不平衡状态中，在驱替液的作用下更容易脱离岩石表面；另一方面会促使地层毛细管中的弯液面发生变形，减小原油在孔隙中流动时为克服毛细管阻力所消耗的能量，从而更有利于提高特低渗油藏水驱油时的采收率[24]。
CO2驱时，CO2在储层中会对原油进行溶解萃取，主要萃取其中的轻质组分，会导致重质组分沉积(如沥青)，一方面会导致渗透率伤害增加；另一方面还会引起岩石润湿性向亲油性转变[25-27]。低界面张力黏弹流体具备一定的乳化能力，既能够将原油乳化分散成微小油滴被夹带渗流产出，不容易造成乳堵伤害，也能通过乳化的包裹作用将重质组分携带出来，降低重质组分沉积对渗透率的影响，有利于提高洗油效率，又可增强岩石孔隙表面的亲水性，减弱沥青质沉积对润湿性的影响，尽可能保证岩石润湿性在驱替过程中处于一个较好的环境。CO2-低界面张力黏弹流体协同驱，既可以有效增强非均质特低渗砂岩油藏注CO2过程中气体流动性控制, 又能够降低CO2萃取轻烃导致重质组分沉积的影响，具有协同增效作用。
综合上述研究可知，储层的非均质性会导致注入流体沿着高渗通道/裂缝等低流动阻力路径优先运移，气驱受储层非均质性影响较强，气体的高流动性会致使提高采收率效果不明显；低界面张力黏弹流体具有流度控制和洗油的双重作用，显著提高低渗通道采收率的同时，进一步提高高渗通道采收率；CO2-低界面张力黏弹流体协同驱兼具CO2驱油机制和低界面张力黏弹流体驱油机制，主要通过降低界面张力、改善流度比、岩石表面润湿性改变及乳化作用的协同效应，从而有效提高波及系数及洗油效率，具有较好的应用前景。
(1) 低界面张力黏弹流体具备良好的界面活性和改变岩石表面润湿性能力，在质量分数为0.05%~0.40%时，油水界面张力值处于0.020 79~0.031 97 mN/m，始终保持在低界面张力(10-2 mN/m)的范畴，可显著增强岩石表面的亲水性。
(2) 水驱后开展CO2驱、低界面张力黏弹流体驱、CO2-低界面张力黏弹流体交替协同驱，采收率可在水驱的基础上分别提高0.91%、10.66%、16.25%，低界面张力黏弹流体的注入可以显著提高水驱后特低渗砂岩油藏的采收率。
(3) CO2-低界面张力黏弹流体协同驱兼具CO2驱油机制和低界面张力黏弹流体驱油机制，既可以有效增强非均质特低渗砂岩油藏注CO2过程中气体流动性控制, 又能够降低CO2萃取轻烃导致重质组分沉积的影响，较单一注入方式，采收率有一定程度的提高，具有协同增效作用，可见采用CO2-低界面张力黏弹流体协同驱是合理可行的。
(4) CO2-低界面张力黏弹流体协同驱既可实现特低渗砂岩油气藏提高采收率，又可实现CO2有效埋存，具有较好的应用前景。
2022, Vol. 51 Issue (6): 77-83 2022, Vol. 51 Issue (6): 77-83