智能水驱是指根据油藏储层、原油实际情况通过有针对性地调整注入水的离子组成来有效改变油-水-岩之间的相互作用，进而实现提高采收率的一种新型技术^[1-2]。由于其特有的经济性、环境友好性以及高效性^[3]，近年来引起中外广泛的关注，并逐步开展了大量的室内实验和矿场试验^[4-5]。截至目前，智能水驱机理研究多围绕润湿性改变^[6-8]，提出了多离子交换^[9]、双电子层膨胀^[10]、矿物溶解^[11]、PH 效应^[12] 等一系列机理。随着研究深入，TETTEH 等通过实验发现智能水驱可以在不考虑润湿性改变的条件下有效提高油藏采收率，即油水相互作用在智能水驱中同样发挥重要作用^[13-16]。

针对智能水驱中油水相互作用的相关研究较少并且多数已有的研究直接通过界面张力测定结果分析作用机理^[17-19]，所得结论并不能很好的反映工程实际情况。此外，由于已有界面张力测定实验的对象、方法以及时间的不同导致得出的实验结论存在较大差异，主要表现为：①水溶液中离子浓度对油水界面张力的影响存在争议。YOUSEF等界面张力测定实验发现增加水溶液中离子浓度会引起界面张力的上升^[20-21]。而 XU 等实验发现增加水溶液中离子浓度造成油水界面张力降低^[22-23]。此外， MOEINI 等研究发现随着溶液中离子浓度的增大，油水界面张力先减小后增加，即存在能够使得界面张力达到最低的最优离子浓度^[24-26]。很明显，水溶液中离子浓度对油水界面张力的影响规律尚未统一，一定程度上影响智能水驱研究与应用的发展。 ②水溶液中离子类型对油水界面张力的影响研究相对较少。目前研究多只局限于单独分析Na⁺，Mg²⁺ 与 Ca²⁺ 等某一类离子的作用效果^[27-29]，但是实际地层水中除了上述阳离子，还存在 SO₄ ^2-，PO₄ ^3- 等多种关键阴离子，阴阳离子之间的相互影响不可忽略。因此，针对上述问题，笔者将岩心驱替实验和界面张力测定实验相结合，系统地探究智能水驱中油水相互作用规律与机理，主要分析2个问题：①智能水驱中油水相互作用对采收率的影响规律。②阳离子 （Na⁺，Mg²⁺ 与 Ca²⁺）类型及浓度对油水界面张力的影响以及阳离子与 SO₄ ^2- 相互作用对油水界面张力的影响规律，以期为智能水驱配方设计提供理论支撑。

1 实验样品与方法

1.1 实验样品

实验用试剂  实验中用到 MgCl₂，CaCl₂，NaCl， KCl，NaHCO₃，Na₂SO₄，CaSO₄，MgSO₄和 CaCO₃等试剂均为上海阿拉丁生化科技股份有限公司生产的分析纯，实验用水为超纯水，（25.0±0.1）℃时表面张力为71.70 mN/m，电阻率为18.2 MΩ·cm。

实验用岩心  实验研究主要分析油水相互作用对采收率的影响，不考虑润湿性的作用，因此选用高度均质的人工碳酸盐岩岩心。X射线衍射结果显示，岩心矿物中方解石含量为 97.41%，白云石含量为 2.39%，石英含量为 0.2%，其岩心物性参数（表1）测试结果表明，实验用岩心属于低渗透范围，物性较差，孔隙度与气测渗透率低，束缚水饱和度高。

实验用原油  实验用油为某油田地面原油。原油经 7 500 r/min 离心 5 h 后过滤去除包含的地层水和固体颗粒，测得20℃条件下相关参数，其中，原油黏度、密度分别利用 Haake 流变仪和 Anton Paar 密度仪测得。原油酸值则由Metrohm自动电位滴定仪测定。将原油按照四组分分离法分离得到饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质的相对含量分别为 40.59%，30.30%，20.25%，4.26%，损失量为 4.60%。其中，原油黏度为 305.0 mPa·s，密度为 0.87 g/cm³，酸值为0.46 mgKOH/g。

原油具有一定的历史效应，流变性会因受热历史、剪切历史的差异而呈现不同的特征。为了保证实验油样初始状态一致，提高实验的可比性，实验之前将油样进行统一的预处理。实验油样先放入烘箱内 65℃加热 6 h，超声震荡 12 h 混匀再将均匀油样密封于玻璃容器中置于 65℃的水浴中恒温 2 h，随后关闭水浴，自然冷却至室温待用。

实验用水溶液  为研究水溶液中离子类型及浓度对油水相互作用的影响，实验中用到一系列不同离子组成的水溶液（表2）。此外，研究中还用到一系列不同浓度的 NaCl，MgCl₂，Na₂SO₄，CaSO₄ 和 MgSO₄等溶液。上述溶液制备过程为：首先，称量定量化学试剂置于超纯水中；其次，以5 000 r/min速度搅拌 1 h 确保溶质溶解均匀并与 CO₂达到平衡；最后，水溶液通过 1 μm 的过滤膜过滤、待用。溶液即用即配，尽量避免空气中杂质影响。

1.2 实验方法

1.2.1 岩心驱替实验

实验装置如图1所示，首先，将实验用岩心置于恒温箱中 70℃烘干，首次烘干 48 h，而后每烘干 8 h 后冷却称重，前后3次重量差在10 mg以内即可获取洁净岩心；然后，在岩心中通入空气将内部松散颗粒排出，称量干重；将岩心置于抽滤瓶中抽真空24 h 并饱和地层水，称量湿重，根据质量差计算孔隙体积；将饱和地层水后的岩心置于岩心夹持器中以 2.00 mL/min 速度饱和原油 10 PV，计量产出水量及束缚水饱和度；岩心不经过老化，直接利用水溶液进行驱替，驱替速度稳定在 1.50 mL/min，实时记录产油量。待岩心出口端压力稳定并且含水率高达 98% 后，更换不同离子组成水溶液并继续进行驱替，驱替速度稳定在 1.5 mL/min，实时记录产油量。上述所有岩心驱替实验温度稳定在30℃。

1.2.2 界面张力测定实验

利用悬滴法测定油水界面张力的实验步骤（图2）：首先，利用石油醚清洗实验容器，真空干燥，而后将配制好的水溶液置于其中形成水环境；循环水浴将实验容器内水溶液恒温在30℃；注射器探针没于水溶液中，15 μL原油悬挂于探针前端，CCD相机实时捕捉油滴形态并计算界面张力，测量时间为70 min。每组实验进行 3 次，计算油水界面张力平均值。悬滴法计算界面张力公式^[30-31] 为：

悬滴形态系数计算公式为：

其中：

2 实验结果与分析

2.1 岩心驱替实验结果

低矿化度驱替  由地层水和不同稀释倍数地层水连续驱替的采收率变化（图3a）可知：油水相互作用对采收率有影响，体现在调整注入水矿化度可以实现采收率的提高。3组岩心地层水驱替采收率分别为 43.01%，42.68% 和 42.80%，平均值约为 42.83%，转注不同稀释倍数的地层水（FW-10，FW-20 和 FW-30），采收率最终分别稳定在 44.35%， 44.70%和44.46%，即FW-10，FW-20和FW-30提高采收率分别为 1.34%，2.02% 和 1.66%。随着注入水矿化度的不断降低，采收率增加量先增加后减少， FW-20提高采收率效果最明显，继续稀释注入水对采收率提高有负面作用。

不同Mg²⁺ 浓度水溶液驱替  基于最优注入水矿化度，调整其中 Mg²⁺ 浓度分别为 2 倍、3 倍和 4 倍。由不同 Mg²⁺ 浓度水溶液连续驱替的采收率变化（图3b）可知：注入水中离子组成对采收率有重要影响，改变注入水中 Mg²⁺ 浓度可以较大程度的影响采收率。地层水驱替条件下采收率分别为 44.17%， 44.09% 和 44.00%，转注不同 Mg²⁺ 浓度的水溶液 （FW-20-2Mg²⁺，FW-20-3Mg²⁺ 和 FW-20-4Mg²⁺）后，采收率分别稳定在 46.53%，46.81% 和 46.43%，即 FW-20-2Mg²⁺，FW-20-3Mg²⁺ 和 FW-20-4Mg²⁺ 提高采收率分别为 2.36%，2.72% 和 2.43%。随着注入水中 Mg²⁺ 浓度的不断增加，采收率增加量先增加后减小，FW-20-2Mg²⁺ 提高采收率效果最明显，继续增加或者减少注入水中Mg²⁺ 浓度对采收率提高有负面作用。

不同Ca²⁺ 浓度水溶液驱替  基于最优注入水矿化度，调整其中Ca²⁺ 浓度分别为2倍、3倍和4倍。由不同Ca²⁺ 浓度水溶液连续驱替的采收率变化（图3c） 可知：改变注入水中 Ca²⁺ 浓度可以较大程度的影响采收率。地层水驱替条件下采收率分别为44.08%， 44.12% 和 44.15%，转注不同 Ca²⁺ 浓度的水溶液 （FW-20-2Ca²⁺、FW-20-3Ca²⁺ 和 FW-20-4Ca²⁺）采收率分别为 46.25%，46.63% 和 46.40%，即 FW-20-2Ca²⁺，FW-20-3Ca²⁺ 和 FW-20-4Ca²⁺ 提高采收率分别为 2.17%，2.51% 和 2.25%。随着注入水中 Ca²⁺ 浓度的不断增加，采收率增加量先增加后减小，FW-20-3Ca²⁺ 提高采收率效果最明显，继续增加或者减少注入水中Ca²⁺ 浓度对采收率提高有负面作用。

不同 SO₄ ^2- 浓度水溶液驱替  基于最优注入水矿化度，调整其中SO₄ ^2- 浓度分别为2倍、3倍和4倍。由不同SO₄ ^2- 浓度水溶液连续驱替的采收率变化（图3d）可知：注入水中SO₄ ^2- 浓度对采收率无明显影响。地层水驱替条件下采收率分别为44.16%，44.18%和 44.24%，转注不同 SO₄ ^2-浓度的水溶液（FW-20-2SO₄ ^2-，FW-20-3SO₄ ^2- 和FW-20-4SO₄ ^2-）采收率分别稳定在 44.20%，44.24% 和 44.31%，即 FW-20-2SO₄ ^2-，FW-20-3SO₄ ^2- 和 FW-20-4SO₄ ^2- 提高采收率分别为0.04%，0.06%和0.07%。随着注入水中SO₄ ^2- 浓度的不断增加，采收率基本保持稳定，未出现明显采收率提高现象。即在仅考虑油水相互作用（忽略润湿性改变）条件下，SO₄ ^2- 对提高采收率无积极作用。

由不同注入水条件下采收率对比可知：油水相互作用在智能水驱中发挥重要作用，调整注入水中离子组成可以有效影响采收率。其中，随着注入水矿化度的降低，采收率增加量先增加后减少，存在最优矿化度使得提高采收率效果最显著。Mg²⁺ 和 Ca²⁺ 能够有效提高岩心驱替效率，Mg²⁺ 作用效果强于 Ca²⁺ ，二者存在最优浓度，过量或者不足均不利于采收率的提高。SO₄ ^2- 对提高采收率无积极作用。注入水中离子组成的改变造成注入水物理化学性质的改变，直接改变油水界面特征、油水相互作用，进而直接影响采收率。

注入水中包含多种阳离子、阴离子，并且离子之间存在相互影响，因此研究结果难以准确说明每种离子所发挥作用以及离子之间相互作用规律。为了解决上述问题，需要开展单因素实验总结、对比各种离子作用规律以及离子之间影响规律。

2.2 界面张力测定实验结果

阳离子对界面张力的影响  由油水界面张力和界面弛豫时间随水溶液中 NaCl，MgCl₂和 CaCl₂浓度变化规律（图4）可知：水溶液中离子类型及浓度对油水界面特征均存在明显影响。水溶液中离子类型对油水界面特征作用强度依次为 Mg²⁺ > Ca²⁺ > Na⁺。其中，MgCl₂溶液与原油之间界面张力最低、界面弛豫时间最短（图4d）。NaCl 溶液与原油之间界面张力最高并且界面弛豫时间最长。当水溶液中NaCl，MgCl₂ 和 CaCl₂ 浓度分别为 171.11，10.50 和 22.53 mmol/L 时，油水界面张力对应持续下降至 17.370，13.395 和 14.491 mN/m，界面弛豫时间持续缩短至45.0，18.3和27.7 min。继续增加离子浓度造成界面张力的上升和界面弛豫时间的延长。

SO₄ ^2- 与阳离子对界面张力的影响  由油水界面张力和界面弛豫时间随水溶液中 Na₂SO₄，MgSO₄ 和CaSO₄浓度变化规律（图5）可知：水溶液中离子类型及浓度对油水界面特征存在明显影响。首先，水溶液中离子类型对油水界面特征有重要作用。Mg⁃ SO₄溶液与原油界面张力和界面弛豫时间远小于 CaSO₄和 Na₂SO₄溶液。与含 Cl^-溶液相统一，含 SO₄ ^2- 溶液中离子作用强度依次为 Mg²⁺ > Ca²⁺ > Na⁺。其次，随着水溶液中 Na₂SO₄ 和 MgSO₄ 浓度分别增加至 128.33 和 15.75 mmol/L，油水界面张力分别降低至 17.510 和 13.325 mN/m，界面弛豫时间分别缩短至 47.2 和 20.4 min。继续增加水溶液中 Na₂SO₄和 Mg⁃ SO₄浓度造成界面张力的上升和界面弛豫时间的延长。 CaSO₄ 微溶于水，在可溶解范围内（≤18.04 mmol/L），油水界面张力随着CaSO₄浓度增加而逐渐降低，部分验证MgSO₄和Na₂SO₄实验结果。

SO₄ ^2-作用效果由不同浓度 NaCl，MgCl₂，Ca⁃ Cl₂，Na₂SO₄，MgSO₄和 CaSO₄溶液与原油界面张力及界面弛豫时间对比（图6）可知：SO₄ ^2- 的存在抑制了 Na⁺，Mg²⁺ 和 Ca²⁺ 对油水界面特征的影响，主要体现在：①SO₄ ^2- 的存在一定程度上提高了 Na⁺，Mg²⁺ 和 Ca²⁺ 溶液达到最低界面张力、最长弛豫时间所需的离子浓度，即增加了最优浓度。②SO₄ ^2- 的存在一定程度上延长了 Na⁺，Mg²⁺ 和 Ca²⁺ 溶液与原油达到界面平衡所需要的时间。

3 结论

通过将岩心驱替实验和界面张力测定实验相结合，系统地研究智能水驱中油水相互作用作用规律与机理。研究结果表明：①油水相互作用在智能水驱中发挥重要作用，调整注入水中离子组成可以有效影响采收率。其中，随着注入水矿化度的降低，采收率增量先增加后减少，存在最优矿化度使得提高采收率效果最显著。Mg²⁺ 和 Ca²⁺ 能够有效提高岩心驱替效率，Mg²⁺ 作用效果强于 Ca²⁺ ，二者存在最优浓度，过量或者不足均不利于采收率的提高。 SO₄ ^2- 对提高采收率无积极作用。②水溶液中离子类型及浓度对于油水界面特征具有重要影响。水溶液中阳离子作用强度依次为 Mg²⁺ > Ca²⁺ > Na⁺，Mg²⁺ 对应最低界面张力和最短弛豫时间。随着溶液中 Na⁺ ，Ca²⁺ 和Mg²⁺ 浓度的增加，油水界面张力先减小后增大、油水界面弛豫时间先缩短后延长，存在最优浓度使得界面张力最低、弛豫时间最短。③SO₄ ^2- 有效抑制 Na⁺，Mg²⁺ 和 Ca²⁺ 对油水界面特征的影响，提高油水界面张力达到最低的最优离子浓度，延长油水界面达平衡所需要的弛豫时间。

符号解释

b ——曲率半径，cm；

d _e——悬滴最大直径，cm；

d _s ——离顶点d _e处悬滴截面的直径，cm；

g ——重力加速度，cm/s²，取值为980；

H ——与悬滴形状因子S有关的修正后的形状因子；

S——悬滴形状因子；

β——与重力加速度、界面张力相接触的 2 种流体密度差和曲率半径有关的量；

γ——界面张力，mN/m；

Δp ——界面内外压差，MPa；

Δρ——两相密度差，g/cm³。

参考文献