2 实验结果与讨论

2.1 表面活性剂在超临界CO2中的溶解度

按照1.3.1节中的实验方法，测定了不同类型气溶性表面活性剂在超临界CO2中的溶解度和压力的变化关系。实验温度均为80 ℃，实验结果见图2。

图2 表面活性剂在超临界CO2中的溶解度与压力的关系

由图2可以看出：随着压力的不断升高，不同类型气溶性表面活性剂在超临界CO2中的溶解度均呈现逐渐增大的趋势，并且溶解度与压力均呈现良好的线性拟合关系。除了烷基糖苷表面活性剂APG-10和APG-12的溶解性稍差以外，其余4种表面活性剂的溶解性能均较好，在目标地层压力(19.6 MPa)条件下的溶解度均大于0.6%。其中，表面活性剂十二碳炔二醇聚醚FS-320的溶解度最高，当压力为19.6 MPa时，其溶解度可以达到1.25%。这是因为：FS-320分子结构中疏水链的尾部含有较多的甲基，甲基通常具有较高的表面能，这在一定程度上会提升超临界CO2对FS-320的溶剂化强度，进而提高了其在超临界CO2中的溶解度；表面活性剂分子中甲基化程度较高还能有效减弱胶束分子之间的相互作用力，使胶束不容易产生聚集，能够增强表面活性剂的溶解性。另外，FS-320分子结构较多的羟基还能和CO2分子产生Lewis酸碱作用，使其表现出良好的亲CO2特性。

按照1.3.2节中的实验方法，评价了不同类型气溶性表面活性剂对原油黏度的影响。实验用油样均为模拟地层原油(初始黏度为3.8 mPa·s)，测试温度均为80 ℃，实验结果见图3。

图3 表面活性剂对原油黏度的影响

由图3可以看出：随着不同类型气溶性表面活性剂质量分数的逐渐增大，原油黏度均呈现一定程度的下降现象。其中，表面活性剂FS-320的降黏效果最好，当其质量分数为0.5%时，原油黏度值可由初始的3.8 mPa·s降低至0.8 mPa·s，降黏率达到了78.95%。这是因为：表面活性剂的加入能够有效降低原油的凝点，改变原油中蜡的结晶行为，使原油的流动性变得更好；表面活性剂还能够有效分散和疏松原油中胶质和沥青质的堆积状态，使其黏度降低。表面活性剂的降黏作用有利于提高超临界CO2吞吐过程中页岩油的采收率。

根据上述实验结果，选择溶解性及降黏效果较好的4种气溶性表面活性剂——SPO-5，SPO-10，FS-320，FS-340，按照1.3.3节中的实验方法，考察气溶性表面活性剂对原油和CO2之间界面张力的影响。实验压力均为19.6 MPa，实验结果见图4。

图4 表面活性剂对原油和CO2之间界面张力的影响

由图4可以看出：随着表面活性剂质量分数的不断增大，原油与CO2之间的界面张力均呈现逐渐减小的趋势。在相同的表面活性剂质量分数下，4种气溶性表面活性剂的加入均能有效降低原油和CO2之间的界面张力。其中，表面活性剂FS-320降低界面张力的效果最好，当其质量分数为0.2%时，在19.6 MPa的实验压力条件下即可使界面张力降低至0，使原油与CO2达到混相状态。

按照1.3.3节中的实验方法，考察不同质量分数气溶性表面活性剂对原油和CO2之间最小混相压力的影响。实验结果见图5。

图5 不同质量分数表面活性剂对最小混相压力的影响

由图5可以看出：随着表面活性剂质量分数的逐渐增大，原油和CO2之间的最小混相压力均呈现逐渐降低的趋势。其中表面活性剂FS-320降低最小混相压力的效果最好，这与前文中的界面张力实验结果趋势相一致。当表面活性剂的质量分数达到0.5%以后，再继续增大其质量分数，最小混相压力的降低幅度逐渐减缓，此时表面活性剂FS-320可使最小混相压力由初始的21.3 MPa降低至17.2 MPa，降低幅度达19.2%。最小混相压力的降低有助于实现CO2混相驱，使注入地层中的CO2驱油效率得到提高。

根据上述实验结果，综合考虑表面活性剂的溶解性、降黏效果、降低界面张力以及对最小混相压力的影响，选择综合性能优良的表面活性剂FS-320，按照1.3.4节中的实验方法，考察表面活性剂对超临界CO2吞吐效果的影响。实验用1#和2#填砂管中的岩心孔隙度分别为19.32%、18.25%，渗透率分别为6.128×10−3、5.357×10−3 μm2。实验结果见表1、图6。

图6 不同吞吐周期填砂管入口端压力变化

由表1可以看出：在注入量相同的条件下，注入超临界CO2-表面活性剂FS-320混合液(简称混合液)的填砂管在不同吞吐周期的采收率均明显高于单独注入超临界CO2的填砂管，并且随着吞吐周期的不断增加，每个周期的吞吐采收率均呈现明显的下降趋势。当吞吐周期达到3个时，1#和2#填砂管的吞吐采收率分别降低至2.03%和3.18%；而当吞吐周期为4个时，填砂管中基本再无油产出。最终1#和2#填砂管的总采收率分别为33.25%和43.56%。可以看出，表面活性剂FS-320的加入可使填砂管的采收率提高10.31百分点，增油效果较好。

从图6可以看出：在每个吞吐周期的流体注入及焖井过程中，填砂管入口端压力均呈现逐渐升高的趋势，这说明系统能量在不断增加；而随着吞吐周期的增加，填砂管入口端压力增幅逐渐减小，说明后续注入流体补充的能量不足以完全弥补上个吞吐周期所损失的能量，吞吐效率在逐渐下降。另外，2#填砂管在不同吞吐周期中入口端的压力均明显高于1#填砂管，这是由于表面活性剂FS-320的加入能够有效增强CO2对原油体积的膨胀作用，增大原油膨胀系数，使填砂管入口端压力明显升高，从而有助于提高CO2吞吐原油的采收率。

1) 气溶性表面活性剂FS-320在超临界CO2中具有良好的溶解性能，在地层温度(80 ℃)和压力(19.6 MPa)条件下的溶解度为1.25%。

2) 气溶性表面活性剂FS-320能有效降低原油黏度及原油和CO2之间的界面张力，进而达到降低最小混相压力的效果。同时，FS-320的质量分数越大，所达到的效果越好，推荐其最佳质量分数为0.5%。

3) 气溶性表面活性剂FS-320的加入能有效提高填砂管岩心的超临界CO2吞吐效率，4个吞吐周期的总采收率可以提高10百分点以上，这为页岩油储层的高效开发提供了一种新思路。