三级阳离子表面活性剂在复杂碳酸盐岩中的孔隙尺度分析及可视化研究

《ACS Omega》：Pore-Scale Analysis and Visualization of Tertiary Cationic Surfactant Flooding in a Complex Carbonate

高分辨率微CT成像技术分析碳酸盐岩中DTAB三元驱油机理，揭示润湿性转变（油湿→润湿）通过离子对形成和疏水作用实现，毛细压力由负转正证实了润湿性改变。研究显示DTAB无协溶剂即可降低界面张力至6.3mN/m，有效动用中小孔隙残余油， tertiary驱油采收率达80%，较常规水驱提升显著。

　　本研究聚焦于在复杂碳酸盐岩中使用阳离子表面活性剂十二烷基三甲基氯化铵（DTAB）进行三次采油（EOR）的孔隙尺度机制。通过对碳酸盐岩样本进行高分辨率X射线微计算机断层扫描（micro-CT）技术的分析，我们揭示了DTAB对油水界面张力的降低以及对岩石润湿性的改变如何促进油藏中残余油的回收。这一技术在中东等主要含油区的碳酸盐岩储层中具有重要的应用价值，因为这些地区的碳酸盐岩储层通常具有复杂的结构和较低的初始油回收率。

碳酸盐岩储层因其地质结构的复杂性和油藏润湿性的特殊性，一直是油气开采中的一个挑战。尽管初级和次级采油方法已经广泛应用于这些储层，但它们通常只能回收总原始油量的一小部分。因此，研究三次采油技术，特别是通过表面活性剂改变岩石润湿性以提高油回收率，具有重要意义。DTAB作为一种阳离子表面活性剂，因其能够显著降低油水界面张力并改变岩石的润湿性而被广泛认为是提升油回收的有效手段。在本研究中，我们没有使用共溶剂，这使得DTAB成为一种更具经济可行性的三次采油方案。

在实验中，我们首先通过接触原油使碳酸盐岩样本达到油性润湿状态，随后依次注入盐水和DTAB溶液，以评估其对油驱替的影响并探索油回收的机制。为了实现高分辨率的孔隙尺度分析，我们采用了micro-CT图像处理技术，用于研究流体占据情况、润湿性改变、接触角、界面面积、毛细管压力和流体连通性。通过这些参数的变化，我们观察到了从油性润湿向混合润湿状态的转变，这表明DTAB的注入显著改变了岩石的润湿性。

在实验中，我们使用了高浓度的DTAB，其浓度远高于临界胶束浓度（CMC），这有助于形成稳定的胶束结构并降低油水界面张力。通过图像分析，我们发现DTAB能够有效地从微小孔隙和喉部中驱替油，而这些区域在盐水驱替中通常难以有效回收。这一结果表明，DTAB的注入不仅改善了润湿性，还通过降低界面张力促进了油的流动，从而显著提高了油的回收率。

此外，我们还对接触角、曲率和毛细管压力等参数进行了详细分析，以进一步理解DTAB对岩石润湿性的改变及其对油驱替的促进作用。通过这些分析，我们发现DTAB的注入使接触角明显降低，这表明岩石的润湿性发生了向水性方向转变的趋势。同时，曲率的分布也发生了变化，从负值转向正值，表明毛细管压力的改变与润湿性的转变密切相关。

在流体连通性方面，我们利用高斯曲率分析了不同阶段的流体分布情况。结果显示，DTAB的注入显著改善了油和水相之间的连通性，这有助于提高油的驱替效率。然而，最终的油回收率仍略低于次级DTAB注入实验，这可能与三次采油阶段的流体注入顺序有关。在次级注入实验中，DTAB能够更早地与油接触，从而实现更高效的油驱替。

通过本研究，我们得出的结论是，DTAB能够在不依赖超低界面张力的情况下，显著提升碳酸盐岩储层中的油回收率。这一发现为复杂储层中的三次采油技术提供了新的思路，即通过改变润湿性和改善流体连通性来提高油的回收效率。未来的研究将进一步探讨DTAB在接近CMC浓度下的行为，以及其对相对渗透率的影响，以更全面地评估其在碳酸盐岩储层中的应用潜力。