熱水和表面活性劑驅(qū)室內(nèi)實驗

林日億，周廣響，楊 開，王新偉，賈志英，喻西崇

（1.中國石油大學(xué)（華東）儲運與建筑工程學(xué)院，山東青島266580；2.中國石油遼河油田金馬油田開發(fā)公司，遼寧盤錦124000；3.中海石油研究總院，北京100027）

熱水和表面活性劑驅(qū)室內(nèi)實驗

林日億1，周廣響1，楊 開2，王新偉1，賈志英1，喻西崇3

（1.中國石油大學(xué)（華東）儲運與建筑工程學(xué)院，山東青島266580；2.中國石油遼河油田金馬油田開發(fā)公司，遼寧盤錦124000；3.中海石油研究總院，北京100027）

針對遼河油田海26塊油藏原油粘度高、常規(guī)水驅(qū)開發(fā)效果差等現(xiàn)狀，通過對表面活性劑進行表面活性、界面張力、耐溫性和吸附性等性能的評價，篩選出適用于海26塊油藏的表面活性劑。通過一維管式驅(qū)油實驗，研究了注入溫度、表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)、注入方式對原油采收率的影響。結(jié)果表明，隨著注入溫度的不斷升高，最終采收率不斷增加，當(dāng)注入溫度超過120℃后，原油的最終采收率增加幅度變緩；隨著表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)的增大，最終采收率不斷增加，表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)達到0.3%后，最終采收率增加幅度變緩；表面活性劑與熱水多輪次交替注入比單輪次注入表面活性劑的驅(qū)油效果要好。在注入溫度為120℃、表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)為0.3%和4輪次交替注入優(yōu)化參數(shù)下，熱水和表面活性劑驅(qū)的最終采收率為83.67%。

熱水驅(qū) 表面活性劑 驅(qū)油實驗 采收率 交替注入

稠油油藏因粘度大、流動性差，所以開采難度較大［1-3］。遼河油田海26塊油藏是典型的稠油油藏，常規(guī)水驅(qū)開發(fā)效果差，剩余油分布零散，采收率低。為了更好地開發(fā)該油藏，筆者通過熱水和表面活性劑驅(qū)油實驗，充分發(fā)揮熱水和表面活性劑的協(xié)同作用，有效提高原油采收率［4-5］。研究發(fā)現(xiàn)，注入熱水能夠降低原油粘度；注入表面活性劑能降低油水界面張力，利于乳狀液的形成，降低油水流度比和注入壓力，從而改善油藏開發(fā)效果［6］。通過實驗對熱水和表面活性劑驅(qū)的注水溫度、表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)以及注入方式進行了敏感性分析和優(yōu)化，以期為現(xiàn)場注入工藝參數(shù)優(yōu)化提供依據(jù)。

1 表面活性劑篩選與性能評價

1.1 表面活性劑篩選

表面活性劑能夠改善油水界面張力，增強原油的流動性能。驅(qū)油用的表面活性劑應(yīng)滿足界面張力低、吸附量小、耐溫性強、與地層流體配伍性好等條件［7］，根據(jù)上述條件，篩選出10種表面活性劑，包括石油磺酸鹽（SLPS）、α—烯烴磺酸鈉（AOS）、烷基酚聚氧乙烯醚（OP-10）、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉（AES）、烷基糖苷（APG）、十二烷基苯磺酸鈉（DBS）、山梨糖醇酐油酸酯（Span-80）、吐溫20（Tween-20）、脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO-SI）和十二烷基硫酸鈉（SDS）。

1.2 性能評價

1.2.1 配伍性

表面活性劑作為驅(qū)油劑的前提條件是具有良好的配伍性。將表面活性劑與地層水配制成質(zhì)量分數(shù)為1%的混合溶液，在室溫下靜置，觀察表面活性劑溶液的狀態(tài)。實驗結(jié)果表明，除SLPS，AOS，APG和Span-80表面活性劑在地層水中不能形成澄清水溶液外，其他表面活性劑與地層水均具有較好的配伍性，因此，將配伍性差的表面活性劑排除掉。

1.2.2 表面活性

將DBS，SDS，AES，OP-10，Tween-20和AEO-SI表面活性劑分別與地層水配制成不同質(zhì)量分數(shù)的溶液，測定常溫下溶液的表面張力（圖1）。由圖1可看出，表面張力隨著表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)的增加先迅速降低，待溶液質(zhì)量分數(shù)大于一定值后基本不變。曲線上的突變點稱為表面活性劑的臨界膠束濃度［8］。表面活性的強弱可以用臨界膠束濃度來衡量。臨界膠束濃度越低，表面活性劑的應(yīng)用效率越高。6種表面活性劑的應(yīng)用效率由大到小依次為：AES（OP-10和Tween-20應(yīng)用效率與AES相同），SDS，AEO-SI，DBS。由圖1可以看出，6種表面活性劑降低表面張力的能力由強到弱依次為：DBS，SDS，AES，AEO-SI，Tween-20，OP-10。

圖1 6種表面活性劑溶液表面張力與質(zhì)量分數(shù)的關(guān)系Fig.1 Relationship between surface tension and concentration for6 kinds of surfactant solutions

1.2.3 界面張力

界面張力是衡量表面活性劑性能的重要指標，界面張力越小，表面活性劑的驅(qū)油效率越高［9］。實驗采用Texas-500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定界面張力，實驗溫度為66℃，實驗用油為遼河油田海26塊油藏產(chǎn)出原油。與表面張力變化規(guī)律相同，隨著表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)的增加，油水界面張力呈下降趨勢。當(dāng)溶液質(zhì)量分數(shù)達到一定值后，界面張力趨于穩(wěn)定。由圖2可以看出，DBS，OP-10和SDS這3種表面活性劑所降低的界面張力效果要好于其他表面活性劑。

圖2 6種表面活性劑溶液界面張力與質(zhì)量分數(shù)的關(guān)系Fig.2 Relationship between interfacial tension and concentration for 6 kinds of surfactant solutions

1.2.4 吸附性

表面活性劑溶液在地層中的吸附損耗直接影響其驅(qū)油效率。在70℃下分別測試6種表面活性劑在石英砂上的靜態(tài)吸附量（圖3）。測試結(jié)果表明，當(dāng)表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)小于0.5%時，吸附量增加較緩；表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)為0.5%～1.0%時，吸附量迅速上升；表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)大于1.0%時，吸附量趨于穩(wěn)定。從圖3可見，DBS，OP-10與SDS這3種表面活性劑的吸附量相對較小。

圖3 6種表面活性劑溶液在石英砂上的吸附量Fig.3 Absorbance of 6 kinds of surfactant solutions in quartz sand

1.2.5 耐溫性

將6種初始質(zhì)量分數(shù)為1%的表面活性劑溶液，經(jīng)過150℃不同時間熱處理后，測定其質(zhì)量分數(shù)隨時間的變化曲線（圖4）。測定結(jié)果表明，DBS，SDS 與AES這3種表面活性劑的耐溫性較好，放置10 d后其質(zhì)量分數(shù)趨于穩(wěn)定，并與原質(zhì)量分數(shù)比值均在0.75以上。

圖4 150℃時6種表面活性劑溶液的質(zhì)量分數(shù)變化Fig.4 Concentration change of6 kinds of surfactant solution sat150℃

根據(jù)以上性能評價實驗可知，表面活性劑SDS無論是表面活性、界面張力，還是配伍性、耐溫性和吸附性均較優(yōu)越。與SDS相比，DBS雖然表面活性較好但是應(yīng)用效率不高，因此，最終選用SDS作為驅(qū)油實驗的表面活性劑。

2 熱水和表面活性劑驅(qū)油實驗

2.1 實驗裝置與材料

實驗裝置為一維管式驅(qū)油實驗裝置，由平流泵、壓力傳感器、電子天平、干燥箱和其他驅(qū)油儀器組成。驅(qū)油實驗在人造巖心中進行，巖心長度為30 cm，直徑為2.5 cm，平均滲透率為2.15μm2。實驗所用表面活性劑為SDS。

2.2 一維管式驅(qū)油實驗

為了盡量符合現(xiàn)場生產(chǎn)情況，一維管式驅(qū)油實驗先對人造巖心采用常規(guī)水驅(qū)（60℃）至不出油，再對其進行熱水和表面活性劑驅(qū)。

2.2.1 注水溫度優(yōu)化

在不同的注入溫度條件下，進行熱水和表面活性劑驅(qū)實驗。實驗結(jié)果（表1）表明，隨著熱水注入溫度的不斷升高，最終采收率不斷增加；當(dāng)熱水溫度超過120℃后，原油的最終采收率增加幅度變緩?？紤]到現(xiàn)場生產(chǎn)的實際經(jīng)濟效益，注入最佳熱水溫度為120℃。

表1 不同注水溫度條件下驅(qū)油實驗數(shù)據(jù)對比Table1 Flooding experiment data contrast at different injected water temperatures

2.2.2 表面活性劑質(zhì)量分數(shù)優(yōu)選

在120℃表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)分別為0，0.1%，0.3%，0.5%，0.7%和1.0%的條件下，記錄不同表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)條件下的驅(qū)油量，分析表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)對驅(qū)油效果的影響。從表2中可以看出，隨著表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)的增大，最終采收率不斷增加；表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)達到0.3%后，最終采收率增加幅度變緩。因此，綜合考慮驅(qū)油效果和成本，選用表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)為0.3%。

表2 不同表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)下驅(qū)油實驗數(shù)據(jù)對比Table2 Flooding experiment data contrast at different surfactant concentrations

2.2.3 注入方式優(yōu)選

注入總量為1倍孔隙體積的表面活性劑后進行熱水驅(qū)，表面活性劑注入方式分別為1輪次（1倍孔隙體積的SDS）、2輪次（0.5倍孔隙體積的SDS和0.5倍孔隙體積的熱水交替注入）、3輪次（0.4倍孔隙體積的SDS和0.3倍孔隙體積的熱水，0.3倍孔隙體積的SDS和0.3倍孔隙體積的熱水，0.3倍孔隙體積的SDS和0.3倍孔隙體積的熱水交替注入）、4輪次（0.25倍孔隙體積的SDS和0.25倍孔隙體積的熱水交替注入）、5輪次（0.2倍孔隙體積的SDS和0.2倍孔隙體積的熱水交替注入），SDS質(zhì)量分數(shù)為0.3%，注入速度為2mL/min。

從表3中可見，表面活性劑注入方式不同，其對原油最終采收率的影響亦不同。表面活性劑與熱水多輪次交替注入比單輪次注入表面活性劑的驅(qū)油效果要好，原因是多輪次和熱水交替注入可等效成為一個表面活性劑大段塞，其段塞體積比單段塞要大，驅(qū)油效果也較好［10］。當(dāng)段塞輪次過多時，表面活性劑驅(qū)油效果下降，這主要是因為巖心模型對降粘劑的吸附，注入表面活性劑會被注入水稀釋，降低了表面活性劑的有效濃度，驅(qū)油效果變差［11］。4輪次交替注入的最終采收率最高，為83.67%。

表3 不同注入方式下驅(qū)油實驗數(shù)據(jù)對比Table3 Flooding experimentdata contrast in different injectionways

3 結(jié)論

室內(nèi)實驗所用的表面活性劑SDS適用于遼河油田海26塊油藏，在注水溫度為120℃、表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)0.3%和4輪次交替注入的優(yōu)化條件下，熱水和表面活性劑驅(qū)最終采收率為83.67%。室內(nèi)實驗結(jié)果表明，隨著注入溫度的升高，原油的采收率增加，在120℃后采收率趨于平穩(wěn)。隨著表面活性劑溶液質(zhì)量分數(shù)的增大，原油的采收率先升高后趨于平穩(wěn)，表面活性劑溶液最佳質(zhì)量分數(shù)為0.3%。表面活性劑與熱水的注入方式會影響原油采收率，多輪次表面活性劑和熱水交替注入比單輪次注入的驅(qū)油效果要好，但當(dāng)段塞輪次過多時，表面活性劑驅(qū)油效果會變差。

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編輯 王 星

Laboratory experiment on hot water and surfactant flooding

Lin Riyi1，Zhou Guangxiang1，Yang Kai2，Wang Xinwei1，Jia Zhiying1，Yu Xichong3

（1.College of Architecture&Storage Engineering，China University of Petroleum（East China），Qingdao City，Shandong Province，266580，China；2.Jinma Oilfield Development Company，Petro China Liaohe Oilfield，Panjin City，Liaoning Province，124000，China；3.CNOOC Research Institute，Beijing City，100027，China）

There are some difficulties in the development of Hai26 block in Liaohe oilfield，such as high oil viscosity and poor performance of conventional water flooding.Based on the evaluation of surface activity，inter facial tension，temperature tolerance and absorbability of ten kinds of surfactants，the most suitable surfactant was selected for Hai26 block. Through the one dimension flooding experiment，the injected water temperature，the influence of surfactant concentration and injection way on the recovery ratiowas explored.The results showed that：as the injected water temperature increased，the recovery ratio increased at the same time，and the recovery ratio changed smoothly when the temperature was above 120℃.The recovery ratio increased with the concentration of the surfactant until it reached to 0.3%.The recovery ratio of multi-slug injected way was higher than that of single slug injected way.At the optimized conditions，the injected water temperature of120℃，the surfactant concentration of 0.3%and 4 cycles of alternating injection，the ultimate recovery efficiency of hot water and surfactant flooding was83.67%.

hot water flooding；surfactant；oil displacement experiments；recovery ratio；alternating injection

TE357.43

A

1009-9603（2015）04-0114-04

2015-05-13。

林日億（1973—），男，湖南桂陽人，副教授，博士，從事熱力采油和熱能利用研究。聯(lián)系電話：（0532）86981771，E-mail：linry@up c.edu.cn。