摘要：為進一步提高頁岩油儲層超臨界CO2吞吐的效果，采用視窗藍寶石全自動反應釜、布氏旋轉黏度計和高溫高壓界麵張力儀等設備評價了氣溶性表麵活性劑在超臨界CO2中的溶解度，以及降低原油黏度、油氣界麵張力和最小混相壓力的效果，並在此基礎之上，利用超臨界CO2吞吐實驗裝置，考察了氣溶性表麵活性劑對頁岩油儲層超臨界CO2吞吐效果的影響。實驗結果表明：FS-320氣溶性表麵活性劑在超臨界CO2中的溶解度最高，在80 ℃、19.6 MPa下溶解度可達1.25%；隨著FS-320質量分數的逐漸增大，原油黏度、原油和CO2之間的界麵張力以及最小混相壓力均呈現逐漸降低的趨勢；當FS-320的質量分數為0.5%時，可使原油黏度降低78.95%，最小混相壓力由21.3 MPa降低至17.2 MPa，降低幅度為19.2%；超臨界CO2中加入FS-320後，填砂管岩心不同吞吐周期的吞吐效率明顯提高，且入口端的壓力值也明顯升高，4個吞吐周期後的總采收率可達43.56%，與單獨超臨界CO2吞吐時的33.25%相比提高了10.31百分點。研究結果說明，氣溶性表麵活性劑的加入可有效提高頁岩油儲層超臨界CO2吞吐的效果，對頁岩油藏高效開發具有一定指導意義。

隨著全球能源需求的日益增加以及常規油氣資源的不斷勘探與開發，世界各國對非常規油氣資源開采的重視程度越來越高，頁岩油作為一種非常規油氣資源，具有十分廣闊的開發應用前景。頁岩儲層通常物性較差，孔隙和喉道極為細小，且頁岩油在地層中存在的形式比較複雜，采用常規的注水、注化學藥劑，以及熱力采油、微生物采油等措施，往往無法取得較好的開發效果。注CO2吞吐開發不僅能夠有效降低油氣界麵張力、降低原油黏度以及改善流度比等，進而達到提高頁岩油采收率的目的，且注入地層中的部分CO2還能實現永久封藏，減少CO2的溫室效應。CO2在超臨界狀態下的黏度較低，且擴散速率較高，對原油具有十分高效的萃取能力，因此，超臨界CO2吞吐措施在提高頁岩油藏采收率中具有較好的應用前景。然而，由於國內大多數頁岩油儲層埋藏較深，原油中膠質和瀝青質的含量較高，導致原油與CO2的最小混相壓力較高，注入地層中的CO2無法與原油達到混相狀態，影響了超臨界CO2吞吐的效果。

前人研究結果表明，部分非離子型表麵活性劑在超臨界CO2中具有一定的溶解度，氣溶性表麵活性劑的加入能夠有效降低原油和CO2之間的界麵張力，進而可以降低原油和CO2的最小混相壓力。另外，表麵活性劑注入頁岩油地層後，也能起到降低原油黏度、改善地層流體的流度比以及提高CO2的擴散效率等協助作用，進而提高超臨界CO2吞吐的效果。根據前人的研究成果，可以認為，在頁岩油儲層超臨界CO2吞吐過程中加入溶解性較好的氣溶性表麵活性劑可以達到進一步提高吞吐效率和原油采收率的目的；但目前關於氣溶性表麵活性劑在頁岩油儲層超臨界CO2吞吐中的應用研究鮮有報道。為此，本文以不同類型的氣溶性表麵活性劑為研究對象，通過實驗優選出在超臨界CO2流體中溶解性能較好的表麵活性劑，評價其對原油黏度、油氣界麵張力和最小混相壓力的影響；然後通過超臨界CO2吞吐物理模擬實驗，考察了氣溶性表麵活性劑的加入對CO2吞吐效果的影響，以期為進一步提高頁岩油藏的開發效率提供一種新思路。

1 實驗 

 1.1 材料

烷基糖苷APG-10，APG-12；脂肪醇聚氧丙烯醚SPO-5，SPO-10；十二碳炔二醇聚醚FS-320，FS-340；甲苯、石油醚和無水乙醇，均為分析純；99.999%的高純CO2；實驗用頁岩岩屑(取自鄂爾多斯盆地某頁岩油區塊X井區儲層段)；填砂管(Φ2.5 cm×25.2 cm)；X井區地麵脫氣原油(密度為0.823 g/cm3，50 ℃下黏度為52.6 mPa·s)。實驗用模擬油樣采用X井區地麵脫氣原油按照GB/T 26981‑2020《油氣藏流體物性分析方法》中的方法配製而成，油樣氣油比為55.6 m3/m3，在80 ℃、19.6 MPa地層條件下黏度為3.8 mPa·s，飽和壓力為9.052 MPa，油樣與CO2之間的最小混相壓力為21.3 MPa。

AC-DS100視窗藍寶石全自動反應釜(體積為100 mL，最高溫度為150 ℃，最高壓力為30 MPa)；芬蘭Kibron dIFT雙通道動態界麵張力儀；FA1004B型電子分析天平；高溫高壓Hakeem流變儀；HH-S係列恒溫水浴鍋；DHG-9140A電熱鼓風幹燥箱；CF-2L小型高溫高壓反應釜；超臨界CO2吞吐實驗裝置(見圖1)。

圖1 超臨界CO2吞吐實驗裝置示意

1.3 方法

1.3.1 測定表麵活性劑在超臨界CO2中的溶解度

根據文獻資料調研結果，本文使用AC-DS100視窗藍寶石全自動反應釜，采用溶解壓力法測定氣溶性表麵活性劑在超臨界CO2中的溶解度。具體實驗步驟為：1) 使用電子分析天平準確稱取一定質量的表麵活性劑於反應釜中，擰緊釜蓋，通入少量CO2氣體以排出釜內的空氣；2) 開啟攪拌裝置，並升高溫度至80 ℃，再繼續緩慢通入CO2；3) 控製CO2的注入量，當壓力每升高0.5 MPa時，停止注入，然後注意觀察表麵活性劑的溶解狀態，直至表麵活性劑完全溶解，記錄此時的壓力值，此值即為表麵活性劑的溶解壓力。4) 根據一定實驗溫度和壓力條件下超臨界CO2的密度和體積數據(源自NIST化學數據庫)，即可計算出表麵活性劑在超臨界CO2中的溶解度。

1.3.2 考察表麵活性劑對原油黏度的影響 

首先采用高溫高壓反應釜配製不同質量分數表麵活性劑的超臨界CO2溶液，然後將其加入到模擬油樣中，使用高溫高壓Hakeem流變儀測定其對原油黏度的影響。

1.3.3 測定油氣界麵張力和最小混相壓力 

采用芬蘭Kibron dIFT雙通道動態界麵張力儀測定原油與CO2(或CO2-表麵活性劑)之間不同壓力條件下的界麵張力，界麵張力降低為0時的壓力值即最小混相壓力。具體實驗步驟為：1) 使用石油醚和無水乙醇對界麵張力儀進行清洗，幹燥後使用CO2氣體進行衝洗，然後抽真空。2) 將一定質量分數的表麵活性劑加入高溫高壓反應釜中，並注入一定量的CO2排出空氣，設定溫度為80 ℃，開始加熱，並繼續通入CO2至一定壓力值，攪拌，使表麵活性劑完全溶解。3) 將溶解有表麵活性劑的CO2緩慢通入懸滴室中，調節壓力至設定值，待溫度和壓力趨於穩定後，再將實驗用油樣緩慢注入到懸滴室中；待探針處形成的油滴狀態穩定一段時間後，拍攝油滴的圖像，並通過軟件計算出界麵張力值。每個樣品測定3次，取平均值。4) 改變實驗壓力，繼續重複以上步驟，當界麵張力降低至0時，即得到最小混相壓力。

1.3.4 評價表麵活性劑對頁岩儲層吞吐效果的影響

采用超臨界CO2吞吐實驗裝置評價表麵活性劑的加入對頁岩儲層吞吐效果的影響。具體實驗步驟為：1) 使用甲苯、石油醚和無水乙醇反複清洗頁岩油儲層岩屑，然後在105 ℃下烘幹8 h。2) 將烘幹後的頁岩岩屑裝入填砂管中，在一定的壓力條件下壓實，而後裝入超臨界CO2吞吐實驗裝置中；升高溫度至80 ℃，加回壓至19.6 MPa；以0.03 mL/min的流速注入模擬油樣，記錄填砂管岩心的總飽和油量；然後關閉閥門，在此溫度和壓力條件下繼續老化3 d。3) 在高壓容器中加入質量分數為0.5%的表麵活性劑，然後通入CO2，在一定溫度和壓力條件下製備出超臨界CO2-表麵活性劑混合液。4) 以0.03 mL/min的流速注入不同PV數的超臨界CO2或超臨界CO2-表麵活性劑混合液，然後關閉閥門，燜井2 h，並記錄入口端壓力的變化情況。5) 打開出口閥門，開始吞吐實驗，直至壓力降低至19.6 MPa時停止，記錄此過程中的采出油量，並計算出吞吐采收率，此時即完成1個周期的吞吐實驗。6) 重複上述實驗步驟，繼續完成多個周期的吞吐實驗。