摘要：为进一步提高页岩油储层超临界CO2吞吐的效果，采用视窗蓝宝石全自动反应釜、布氏旋转黏度计和高温高压界面张力仪等设备评价了气溶性表面活性剂在超临界CO2中的溶解度，以及降低原油黏度、油气界面张力和最小混相压力的效果，并在此基础之上，利用超临界CO2吞吐实验装置，考察了气溶性表面活性剂对页岩油储层超临界CO2吞吐效果的影响。实验结果表明：FS-320气溶性表面活性剂在超临界CO2中的溶解度最高，在80 ℃、19.6 MPa下溶解度可达1.25%；随着FS-320质量分数的逐渐增大，原油黏度、原油和CO2之间的界面张力以及最小混相压力均呈现逐渐降低的趋势；当FS-320的质量分数为0.5%时，可使原油黏度降低78.95%，最小混相压力由21.3 MPa降低至17.2 MPa，降低幅度为19.2%；超临界CO2中加入FS-320后，填砂管岩心不同吞吐周期的吞吐效率明显提高，且入口端的压力值也明显升高，4个吞吐周期后的总采收率可达43.56%，与单独超临界CO2吞吐时的33.25%相比提高了10.31百分点。研究结果说明，气溶性表面活性剂的加入可有效提高页岩油储层超临界CO2吞吐的效果，对页岩油藏高效开发具有一定指导意义。

随着全球能源需求的日益增加以及常规油气资源的不断勘探与开发，世界各国对非常规油气资源开采的重视程度越来越高，页岩油作为一种非常规油气资源，具有十分广阔的开发应用前景。页岩储层通常物性较差，孔隙和喉道极为细小，且页岩油在地层中存在的形式比较复杂，采用常规的注水、注化学药剂，以及热力采油、微生物采油等措施，往往无法取得较好的开发效果。注CO2吞吐开发不仅能够有效降低油气界面张力、降低原油黏度以及改善流度比等，进而达到提高页岩油采收率的目的，且注入地层中的部分CO2还能实现永久封藏，减少CO2的温室效应。CO2在超临界状态下的黏度较低，且扩散速率较高，对原油具有十分高效的萃取能力，因此，超临界CO2吞吐措施在提高页岩油藏采收率中具有较好的应用前景。然而，由于国内大多数页岩油储层埋藏较深，原油中胶质和沥青质的含量较高，导致原油与CO2的最小混相压力较高，注入地层中的CO2无法与原油达到混相状态，影响了超临界CO2吞吐的效果。

前人研究结果表明，部分非离子型表面活性剂在超临界CO2中具有一定的溶解度，气溶性表面活性剂的加入能够有效降低原油和CO2之间的界面张力，进而可以降低原油和CO2的最小混相压力。另外，表面活性剂注入页岩油地层后，也能起到降低原油黏度、改善地层流体的流度比以及提高CO2的扩散效率等协助作用，进而提高超临界CO2吞吐的效果。根据前人的研究成果，可以认为，在页岩油储层超临界CO2吞吐过程中加入溶解性较好的气溶性表面活性剂可以达到进一步提高吞吐效率和原油采收率的目的；但目前关于气溶性表面活性剂在页岩油储层超临界CO2吞吐中的应用研究鲜有报道。为此，本文以不同类型的气溶性表面活性剂为研究对象，通过实验优选出在超临界CO2流体中溶解性能较好的表面活性剂，评价其对原油黏度、油气界面张力和最小混相压力的影响；然后通过超临界CO2吞吐物理模拟实验，考察了气溶性表面活性剂的加入对CO2吞吐效果的影响，以期为进一步提高页岩油藏的开发效率提供一种新思路。

1 实验 

 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、石油醚和无水乙醇，均为分析纯；99.999%的高纯CO2；实验用页岩岩屑(取自鄂尔多斯盆地某页岩油区块X井区储层段)；填砂管(Φ2.5 cm×25.2 cm)；X井区地面脱气原油(密度为0.823 g/cm3，50 ℃下黏度为52.6 mPa·s)。实验用模拟油样采用X井区地面脱气原油按照GB/T 26981‑2020《油气藏流体物性分析方法》中的方法配制而成，油样气油比为55.6 m3/m3，在80 ℃、19.6 MPa地层条件下黏度为3.8 mPa·s，饱和压力为9.052 MPa，油样与CO2之间的最小混相压力为21.3 MPa。

AC-DS100视窗蓝宝石全自动反应釜(体积为100 mL，最高温度为150 ℃，最高压力为30 MPa)；芬兰Kibron dIFT双通道动态界面张力仪；FA1004B型电子分析天平；高温高压Hakeem流变仪；HH-S系列恒温水浴锅；DHG-9140A电热鼓风干燥箱；CF-2L小型高温高压反应釜；超临界CO2吞吐实验装置(见图1)。

图1 超临界CO2吞吐实验装置示意

1.3 方法

1.3.1 测定表面活性剂在超临界CO2中的溶解度

根据文献资料调研结果，本文使用AC-DS100视窗蓝宝石全自动反应釜，采用溶解压力法测定气溶性表面活性剂在超临界CO2中的溶解度。具体实验步骤为：1) 使用电子分析天平准确称取一定质量的表面活性剂于反应釜中，拧紧釜盖，通入少量CO2气体以排出釜内的空气；2) 开启搅拌装置，并升高温度至80 ℃，再继续缓慢通入CO2；3) 控制CO2的注入量，当压力每升高0.5 MPa时，停止注入，然后注意观察表面活性剂的溶解状态，直至表面活性剂完全溶解，记录此时的压力值，此值即为表面活性剂的溶解压力。4) 根据一定实验温度和压力条件下超临界CO2的密度和体积数据(源自NIST化学数据库)，即可计算出表面活性剂在超临界CO2中的溶解度。

1.3.2 考察表面活性剂对原油黏度的影响 

首先采用高温高压反应釜配制不同质量分数表面活性剂的超临界CO2溶液，然后将其加入到模拟油样中，使用高温高压Hakeem流变仪测定其对原油黏度的影响。

1.3.3 测定油气界面张力和最小混相压力 

采用芬兰Kibron dIFT双通道动态界面张力仪测定原油与CO2(或CO2-表面活性剂)之间不同压力条件下的界面张力，界面张力降低为0时的压力值即最小混相压力。具体实验步骤为：1) 使用石油醚和无水乙醇对界面张力仪进行清洗，干燥后使用CO2气体进行冲洗，然后抽真空。2) 将一定质量分数的表面活性剂加入高温高压反应釜中，并注入一定量的CO2排出空气，设定温度为80 ℃，开始加热，并继续通入CO2至一定压力值，搅拌，使表面活性剂完全溶解。3) 将溶解有表面活性剂的CO2缓慢通入悬滴室中，调节压力至设定值，待温度和压力趋于稳定后，再将实验用油样缓慢注入到悬滴室中；待探针处形成的油滴状态稳定一段时间后，拍摄油滴的图像，并通过软件计算出界面张力值。每个样品测定3次，取平均值。4) 改变实验压力，继续重复以上步骤，当界面张力降低至0时，即得到最小混相压力。

1.3.4 评价表面活性剂对页岩储层吞吐效果的影响

采用超临界CO2吞吐实验装置评价表面活性剂的加入对页岩储层吞吐效果的影响。具体实验步骤为：1) 使用甲苯、石油醚和无水乙醇反复清洗页岩油储层岩屑，然后在105 ℃下烘干8 h。2) 将烘干后的页岩岩屑装入填砂管中，在一定的压力条件下压实，而后装入超临界CO2吞吐实验装置中；升高温度至80 ℃，加回压至19.6 MPa；以0.03 mL/min的流速注入模拟油样，记录填砂管岩心的总饱和油量；然后关闭阀门，在此温度和压力条件下继续老化3 d。3) 在高压容器中加入质量分数为0.5%的表面活性剂，然后通入CO2，在一定温度和压力条件下制备出超临界CO2-表面活性剂混合液。4) 以0.03 mL/min的流速注入不同PV数的超临界CO2或超临界CO2-表面活性剂混合液，然后关闭阀门，焖井2 h，并记录入口端压力的变化情况。5) 打开出口阀门，开始吞吐实验，直至压力降低至19.6 MPa时停止，记录此过程中的采出油量，并计算出吞吐采收率，此时即完成1个周期的吞吐实验。6) 重复上述实验步骤，继续完成多个周期的吞吐实验。