適合特低滲透油藏的表面活性劑驅油體系研究及應用

李聯(lián)中，田浩然

(1.中石化勝利石油工程物資裝備管理中心，山東 東營 257055； 2.勝利油田分公司 石油工程技術研究院，山東 東營 257000)

引 言

我國低滲、特低滲油氣資源儲量豐富，近年來已經(jīng)逐漸成為各大油田研究開發(fā)的重點。低滲透油藏由于其低孔、低滲、強非均質性以及天然裂縫發(fā)育等特點，在其開發(fā)過程中表現(xiàn)出注水難度大、產油量低、產量遞減快以及含水上升快等特點，導致其在水驅開發(fā)后仍有大量原油無法有效動用[1-5]。因此，研究如何提高低滲、特低滲油藏水驅開發(fā)后的采收率成為各大油田亟待解決的一項難題。

化學驅油技術中最常用的有聚合物驅和表面活性劑驅，對低滲、特低滲透油藏而言，具有一定黏度的聚合物溶液往往存在注入困難的問題，因此，聚合物驅顯然無法滿足此類油藏提高采收率的要求[6-9]。表面活性劑溶液由于具有良好的界面活性和潤濕改變能力，在低滲、特低滲儲層中表現(xiàn)出較好的注入能力，近年來在提高低滲、特低滲藏采收率方面的應用及研究較多[10-13]。以往研究認為，表面活性劑主要通過降低油水界面張力來提高低滲、特低滲油藏的驅油效率，近年來，越來越多的研究認為表面活性劑的乳化能力對低滲、特低滲油藏采收率的影響較大[14-16]。一方面，表面活性劑能夠通過乳化作用捕集、聚并原油形成油帶，達到提高洗油效率的目的；另一方面，表面活性劑與原油乳化形成的乳狀液通常具有一定的黏度，可以起到一定的調剖作用，乳狀液滴對低滲儲層中的高滲通道產生封堵，達到提高波及效率的目的[17-23]。因此，本文以陸上某特低滲透油田為研究對象，通過大量室內實驗，研制了一種適合特低滲透油藏的復合表面活性劑驅油體系，室內評價了其界面活性、乳化性能、吸附性能、潤濕性能以及驅油效果，并在現(xiàn)場成功進行了應用，為低滲、特低滲透油藏提高采收率技術的發(fā)展提供一定的參考和借鑒。

1 實驗部分

1.1 實驗材料及儀器

實驗材料：新型兩性離子雙子表面活性劑MGS-3，實驗室自制；陰離子型表面活性劑AES，濟南啟航化工科技有限公司；模擬油田地層水(總礦化度為65 350 mg/L)；模擬油田注入水(總礦化度為21 535 mg/L)；儲層脫氣原油(50 ℃下黏度1.64 mPa·s，密度0.863 g/cm3，含蠟量2.15%，含硫量0.24%，膠質和瀝青質含量3.82%，凝固點-42 ℃，深褐色)；儲層天然巖心(長度7.5 cm，直徑2.5 cm)；儲層油砂(取自目標油田儲層段，含油率約為4.2%，屬于長石細砂巖，主要成分為石英，黏土礦物含量在8%左右，其中蒙脫石相對含量19.6%，伊利石32.5%，高嶺石37.2%，綠泥石5.6%，其余為伊蒙混層等其他礦物)。

實驗儀器：SVT15N型視頻旋轉滴張力儀，北京奧德利諾儀器有限公司；C60型接觸角測量儀，美國科諾公司；HN-08型均質器，上海達洛科學儀器有限公司；JC-GGC1000全自動旋轉振蕩器，青島聚創(chuàng)環(huán)保集團有限公司；恒溫烘箱，鹽城市科恩機械設備有限公司；巖心驅替實驗裝置，江蘇博銳科研儀器有限公司。

1.2 表面活性劑驅油體系組成

為提高特低滲透油藏表面活性劑驅油效率，需要驅油體系在具有超低界面張力的同時，還要具有良好的乳化能力，單一的表面活性劑通常無法同時滿足以上要求，因此，需要研究復合表面活性劑驅油體系[24-25]。兩性離子型雙子表面活性劑通常具有良好的溶解能力和油水互溶能力，能使水溶液達到較低的界面張力水平，并且其還具有良好的耐溫性能和抗鹽性能；陰離子型表面活性劑AES的界面活性雖然一般，但其具有較強的乳化性能。因此，通過資料調研和室內合成實驗，研制了一種新型兩性離子雙子表面活性劑MGS-3，并通過大量實驗評價，將新型兩性離子雙子表面活性劑MGS-3和陰離子型表面活性劑AES進行復配，以界面張力和乳化能力為主要評價指標，研制出了一種兼具超低界面張力和較強乳化能力的表面活性劑復合驅油體系，具體組成為0.2%MGS-3+0.1%AES。

1.3 實驗方法

1.3.1 界面活性、乳化性能和吸附性能評價方法

參照石油天然氣行業(yè)標準SY/T 6424—2014《復合驅油體系性能測試方法》中的規(guī)定進行實驗。

(1)界面活性。使用模擬注入水配制表面活性劑溶液，利用SVT15N型視頻旋轉滴張力儀在70 ℃下測定其與儲層原油之間的界面張力值。

(2)乳化性能。將表面活性劑溶液與儲層原油按體積比7∶3進行混合，使用均質器進行混合勻化，然后裝入具塞比色管中，放入恒溫烘箱，在70 ℃下記錄不同時間的析出水體積，并計算析水率。

(3)吸附性能。將儲層油砂與表面活性劑溶液按一定的質量比置于具塞三角瓶中，在全自動旋轉振蕩器上充分振蕩24 h，然后離心分離出上層清液，測定表面活性劑的濃度，與初始濃度相比計算出表面活性劑的吸附量。兩性離子雙子表面活性劑濃度的測定采用兩相滴定法，使用亞甲基藍作為指示劑，海明1622標準溶液進行滴定。

1.3.2 潤濕性能評價方法

將洗油烘干后的儲層天然巖心處理成尺寸一致的巖心切片，然后將切片放置在表面活性劑溶液中浸泡，在70 ℃下浸泡不同時間后，取出烘干，使用C60型接觸角測量儀測定蒸餾水在巖心切片表面的接觸角。

1.3.3 驅油效果評價方法

將儲層天然巖心洗油烘干后稱重，然后飽和模擬地層水，并計算巖心的孔隙體積和孔隙度；將巖心裝入驅替實驗裝置中，使用模擬注入水測定其初始滲透率；飽和儲層原油，靜置老化24 h；以0.1 mL/min的流速使用模擬注入水驅替巖心，直至巖心出口端含水率達到98%以上，計算水驅油采收率；繼續(xù)注入表面活性劑溶液驅替，流速為0.1 mL/min，直至出口端含水率達到98%以上為止，計算最終采收率和表面活性劑驅采收率；實驗過程中準確記錄產油量、產水量和驅替壓力等數(shù)據(jù)，以上實驗流程均在70 ℃下進行。

2 結果與討論

2.1 界面活性

圖1為質量分數(shù)均為0.30%的不同表面活性劑溶液與儲層原油之間的界面張力隨時間的變化情況。

圖1 不同表面活性劑溶液的界面張力Fig.1 Interfacial tension variation of different surfactant solutions with time

從圖1可以看出，AES的界面活性較差，僅能達到10-1mN/m數(shù)量級，MGS-3的界面活性較強，能夠達到10-3mN/m數(shù)量級，屬于超低界面張力范圍內。而MGS-3與AES按不同比例復配后的界面張力值變化較大，其中兩者按質量比2∶1復配時的界面張力值最小，穩(wěn)定時的界面張力同樣可以維持在10-3mN/m數(shù)量級，這表明兩種表面活性劑按2∶1復配時產生了“1+1>2”的效果。這是由于兩性離子型雙子表面活性劑MGS-3帶有一定量的正電荷，其能與陰離子表面活性劑AES中的陰離子基團產生一定的靜電吸引作用，使混合表面活性劑分子的排列更加緊密，在水溶液中形成了混合膠束，使表面活性劑分子在氣液界面的吸附量更大，從而增大了其界面活性。

圖2為MGS-3和AES按不同比例復配后界面張力與濃度之間的關系曲線。

圖2 MGS-3與AES復配后界面張力與濃度的關系Fig.2 Relationship between interfacial tension and mass fraction of MGS-3 and AES composite solution

從圖2可以看出，隨著復配表面活性劑濃度的增大，3種復配比例表面活性劑溶液與原油之間的界面張力均呈現(xiàn)“先減小后增大”的趨勢，存在一個最佳的質量分數(shù)使界面張力達到最低。這是由于當水溶液中的表面活性劑濃度大于其臨界膠束濃度值后，溶液中的膠束數(shù)量增多，聚集成團，油水界面過渡相中的表面活性劑分子容易受到膠束團的影響，使界面張力有所增大。

其中當m(MGS-3)∶m(AES)=2∶1時，不同濃度條件下的界面張力值均最低，復配效果優(yōu)于其他兩種比例，其最佳濃度范圍在0.25%～0.3%之間，且當其質量分數(shù)大于0.3%時，界面張力開始增大，因此，綜合考慮表面活性劑吸附損失等因素，推薦其最佳質量分數(shù)為0.3%。

2.2 乳化性能

乳狀液在經(jīng)過一段時間的靜置后會析出一定量的水，析水率可以反映乳狀液的穩(wěn)定性。圖3為不同表面活性劑溶液與儲層原油形成的乳狀液靜置不同時間后的析水率變化情況。從圖3可以看出，MGS-3的乳化性能較差，乳狀液靜置10 min左右析水率就達到90%以上；AES的乳化性能最強，乳狀液靜置120 min后的析水率僅為35%左右；AES與MGS-3復配后的乳化性能相對較強，乳狀液靜置120 min后的析水率為50%左右，較強的乳化性能有助于提高表面活性劑溶液的驅油效率。

圖3 不同乳狀液析水率隨時間的變化曲線Fig.3 Variation of water evolution rate of different emulsions with time

2.3 吸附性能

表面活性劑溶液注入地層后不可避免地會在地層巖石表面產生一定量的吸附損失，這不僅影響表面活性劑的驅油效果，還會造成一定的資源浪費，因此，在表面活性劑驅油現(xiàn)場施工過程中應設法減小表面活性劑在地層中的吸附損失。圖4為不同液固比條件下兩種表面活性劑在儲層油砂表面的吸附量實驗結果。

圖4 不同表面活性劑吸附量實驗結果Fig.4 Experimental results of adsorption capacity of different surfactant

從圖4可以看出，隨著實驗液固比的逐漸增大，兩種表面活性劑在儲層油砂表面的吸附量均逐漸增大，當實驗液固比達到10∶1時，吸附量基本達到飽和。其中AES的吸附量明顯小于MGS-3， 當液固比為20∶1時，AES和MGS-3的吸附量分別為0.55 mg/g和0.98 mg/g，吸附量均較小。這是由于一方面儲層油砂表面被原油占據(jù)了一定量的吸附位點，導致可被表面活性劑分子吸附的位點數(shù)量較少，所以表面活性劑的吸附量較??；另一方面，表面活性劑的質量分數(shù)達到0.3%時，已基本超過其臨界膠束濃度值，此時表面活性劑溶液中的膠束數(shù)量較多，膠束表面所帶電荷與油砂表面電荷存在一定的靜電斥力，使得原本吸附在油砂表面的表面活性劑分子有一部分又重新解吸到水溶液中與膠束產生互溶，造成表面活性劑吸附量有所降低。表明研究的表面活性劑驅油體系具有良好的抗吸附性能，在設計的濃度范圍內能夠保證表面活性劑驅油效果的同時，還可以避免資源浪費。

2.4 潤濕性能

按照1.3.2中的實驗方法，評價了表面活性劑驅油體系對儲層巖心表面潤濕性的影響，實驗結果如圖5所示。由圖5結果可知，目標區(qū)塊儲層巖心表面的初始潤濕性為強親水，接觸角為19.8 °，隨著表面活性劑驅油體系浸泡時間的延長，巖心表面接觸角逐漸增大，逐漸向弱親水或中性潤濕方向轉移，浸泡30 h后接觸角增大至60.6 °。說明研制的表面活性劑驅油體系能夠改善儲層巖石表面的潤濕性，使其更有利于提高驅油效率。

圖5 表面活性劑驅油體系對潤濕性能的影響Fig.5 Effect of surfactant flooding system on rock wettability

2.5 驅油效果

按照1.3.3中的實驗方法，評價了不同表面活性劑溶液的驅油效果，實驗結果見表1和圖6。

圖6 不同表面活性劑驅油實驗結果Fig.6 Oil displacement experiment effects of different surfactants

由表1實驗結果可以看出， 在水驅過程結束后注入不同類型的表面活性劑溶液均能使特低滲透巖心的采收率得到進一步的提高，其中復合表面活性劑驅油體系的提高采收率幅度最大，可以達到20%以上；而單獨注入乳化能力較強的AES和界面活性較強的MGS-3時提高采收率幅度分別為12.36%和8.13%，可以看出乳化能力的強弱對特低滲透巖心采收率的提高程度影響較大，而界面活性的影響則相對較弱。

表1 表面活性劑驅油效果Tab.1 Oil displacement effect of various surfactants

由圖6可知，T-1巖心注入0.3%的AES溶液后注入壓力出現(xiàn)了明顯的升高，含水率也有一段明顯的下降，采收率提升幅度較大，這是由于AES的乳化作用可以與原油形成具有一定黏度的乳狀液，能夠有效改善驅油體系的流度比，并且其中粒徑較大的乳狀液滴能夠對巖心中較大的孔隙進行封堵，從而導致注入壓力升高，提高驅油體系的波及效率，從而使其具有較好的驅油效果；T-2巖心注入0.3%MGS-3溶液后注入壓力出現(xiàn)了明顯下降，含水率小幅降低，采收率提升幅度較小，這是由于MGS-3具有較強的界面活性，能夠降低驅油體系注入時的流動阻力；T-3巖心注入0.2%MGS-3+0.1%AES溶液后注入壓力有小幅度的升高，含水率下降明顯，采收率大幅度提高，這是由于復配表面活性劑體系具有較強的乳化作用的同時，還具有較強的界面活性，能使其在提高波及效率的同時發(fā)揮出較強的微觀驅油作用，從而使采收率得到較大幅度的提高。

3 現(xiàn)場應用

陸上某油田S區(qū)塊屬于典型的低孔、特低滲儲層，地層孔隙度平均為13.8%，滲透率平均為1.83×10-3μm2，儲層溫度為70 ℃左右，地面原油密度平均為0.869 1 g/cm3，地層原油黏度平均為1.95 mPa·s，地層水型為NaHCO3型，總礦化度為65 350 mg/L。區(qū)塊內可動用地質總儲量為356×104t，該區(qū)塊共設計注入井8口，采油井39口。

該區(qū)塊前期采用注水開發(fā)，由于水驅開發(fā)效果逐年變差，為進一步提高該區(qū)塊原油的采收率，2014年開始在該區(qū)塊內實施復合表面活性劑驅油現(xiàn)場試驗，驅油體系配方為0.2%MGS-3+0.1%AES，截至2016年5月共計注入復合表面活性劑溶液351.3 m3。注入表面活性劑后，注水井注入壓力有了小幅度的提升，吸液剖面得到了一定的改善，對應采油井的產液量和產油量顯著增大，含水率稍有下降，油井見效率達到95%，其中部分采油井的生產參數(shù)見表2。

表2 部分采油井措施前后生產參數(shù)對比Tab.2 Comparison of production parameters of partial oil production wells before and after measures

由表2可以看出，注入復合表面活性劑后，4口采油井的平均日產油量由措施前的3.58 m3增大至5.06 m3，平均含水率由措施前的83.1%降低至76.7%，取得了較好的增油效果。

4 結 論

(1)研制的表面活性劑復合驅油體系(0.2%MGS-3+0.1%AES)具有良好的界面活性、較強的乳化能力以及良好的抗吸附性能，并且能夠有效改變巖心表面的潤濕性，可以滿足特低滲透油藏進一步提高采收率的需求。

(2)驅油性能評價結果表明，特低滲巖心水驅后注入乳化能力和界面活性均較好的復合驅油體系能使原油采收率提升20%以上，采收率提高幅度遠大于單一表面活性劑驅。說明在特低滲透油藏條件下，表面活性劑的乳化性能對采收率的提升幅度影響較大，因此，在保證一定界面活性的同時，應注意選擇乳化能力較強的表面活性劑作為驅油劑。

(3)現(xiàn)場應用結果表明，陸上某油田S區(qū)塊注入復合表面活性劑驅油體系后，生產井的日產油量顯著提高，含水率下降，取得了良好的增產效果。