強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系研究與應(yīng)用*

易 凡，陳 龍，師 濤，姚惠敏

（1.中國石油長慶油田分公司油田開發(fā)事業(yè)部，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安 710065）

0 前言

目前，我國大多數(shù)的中高滲透油藏逐漸進(jìn)入高含水開發(fā)階段，低滲透、特低滲透以及致密油藏的勘探開發(fā)成為提高我國原油產(chǎn)量的重要研究方向。水驅(qū)開發(fā)依然是低滲透油藏最重要的一種開發(fā)方式，但由于低滲透儲層天然存在著物性較差、微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)、孔喉細(xì)小、賈敏效應(yīng)以及毛細(xì)管效應(yīng)較強(qiáng)等特點(diǎn)，致使水驅(qū)開發(fā)后儲層中仍殘存著大量的剩余油，水驅(qū)開發(fā)效率較低［1-3］。因此，研究如何提高低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)后原油的采收率，具有十分重要的現(xiàn)實(shí)意義。

表面活性劑驅(qū)和聚合物驅(qū)作為最常用的三次采油技術(shù)，在中高滲油藏提高采收率方面的研究及應(yīng)用已較為成熟，且取得了較好的研究成果［4-7］。然而由于低滲透油藏具有較強(qiáng)的微觀非均質(zhì)性，且孔喉尺寸較小，聚合物類高黏度驅(qū)油劑對此類油藏的注入性較差，無法有效提高水驅(qū)開發(fā)后的采收率［8-9］。表面活性劑具有較好的界面活性、潤濕性能和洗油能力，在低滲透油藏提高采收率方面的應(yīng)用前景比較廣闊。以往針對表面活性劑提高采收率的研究大多從降低油水界面張力的方向著手，研究認(rèn)為較低的油水界面張力能夠有效降低原油的流動阻力，使其更易于從較小的孔隙中被驅(qū)出［10-13］。但對于低滲透儲層而言，其水驅(qū)開發(fā)后的殘余油主要是微觀非均質(zhì)性所引起的，驅(qū)油劑過低的界面張力會使水驅(qū)過程中的竄流現(xiàn)象加重，影響表面活性劑的驅(qū)油效果。近年來，表面活性劑的乳化驅(qū)油機(jī)理受到越來越多的關(guān)注。表面活性劑乳化能力的強(qiáng)弱對提高低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)后采收率的影響比較大。表面活性劑注入地層后通過乳化作用與原油形成具有一定粒徑的乳狀液，能夠?qū)^大孔隙喉道產(chǎn)生堵塞作用，起到調(diào)剖效果，使后續(xù)注入流體轉(zhuǎn)向，提高驅(qū)油劑的微觀波及效率［14-16］。表面活性劑具有較強(qiáng)的界面活性和洗油性能，保證驅(qū)油劑良好注入能力的同時(shí)，還能起到較好的微觀洗油效果，進(jìn)而大幅提高低滲油藏水驅(qū)開發(fā)后的采收率［17-19］。因此，在低滲透油藏表面活性劑驅(qū)油過程中，不僅需要表面活性劑具有較好的界面活性，還需要提高其乳化能力。但是，單一的表面活性劑往往無法同時(shí)具備較好的乳化性能和界面活性，因此研究復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系成為一種趨勢［20-21］。

本文以H油田低滲透儲層為研究對象，將陰-非雙子表面活性劑GEY-2 和非離子表面活性劑6501進(jìn)行復(fù)配，研制了一種適合低滲透油藏的強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系，室內(nèi)評價(jià)了該體系的耐溫性能、耐鹽性能、抗吸附性能和驅(qū)油效果，并成功在H 油田低滲區(qū)塊現(xiàn)場進(jìn)行了應(yīng)用，為此類油藏水驅(qū)開發(fā)后提高采收率技術(shù)研究提供一定的借鑒。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

陰-非雙子表面活性劑GEY-2（分子結(jié)構(gòu)式見圖1），有效含量為75%，實(shí)驗(yàn)室自制；陰離子型表面活性劑包括脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉AES、α-烯烴磺酸鈉AOS和十二烷基苯磺酸鈉ABS，有效含量分別為70%、60%、60%，天津紅太陽化工有限公司；非離子型表面活性劑包括椰子油脂肪酸二乙醇酰胺6501、脂肪醇聚氧乙烯醚AEO、烷基酚聚氧乙烯醚OP-10，有效含量分別為90%、70%、75%，江蘇省海安石油化工廠；兩性離子型表面活性劑包括十二烷基二甲基甜菜堿BS-12、月桂酰胺丙基甜菜堿LAB-35、十四烷基羥丙基磺基甜菜堿HSB-14，有效含量分別為40%、35%、40%，濟(jì)南麥豐化工有限公司。實(shí)驗(yàn)用水為模擬地層水，礦化度為24 050 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）：Na++K+9 238、Ca2+39、Mg2+32、HCO3-851、SO42-31、Cl-13 859；實(shí)驗(yàn)用原油為H 油田原油，黏度為2.64 mPa·s（地層溫度75 ℃），密度為0.852 g/cm3；實(shí)驗(yàn)巖心為天然巖心，取自目標(biāo)區(qū)塊不同儲層段。

圖1 陰-非雙子表面活性劑GEY-2的分子式

TX-500C 型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，上海金相環(huán)境科技有限公司；FM200 型高剪切分散乳化機(jī)，上海諾頂儀器設(shè)備有限公司；OLB-211B型恒溫振蕩器，濟(jì)南愛來寶儀器設(shè)備有限公司；HYK巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，海安縣石油科研儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）油水界面張力測定

參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY∕T 5370—2018《表面及界面張力測定方法》中的旋轉(zhuǎn)滴法，使用模擬地層水配制表面活性劑或復(fù)合驅(qū)油體系溶液，然后采用TX-500C 型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀在溫度為50 ℃、轉(zhuǎn)速為6000 r/min下測定溶液與儲層原油之間的界面張力，取穩(wěn)定值。

（2）乳化實(shí)驗(yàn)

將不同類型的表面活性劑或者復(fù)合驅(qū)油體系溶液與儲層原油按照7∶3 的體積比進(jìn)行混合，然后將混合液裝入高剪切分散乳化機(jī)中，在75 ℃、轉(zhuǎn)速300 r/min下剪切1 min，即制得混合均勻的乳狀液。將乳狀液裝入帶刻度的具塞量筒中，放置在75 ℃恒溫箱中，記錄不同時(shí)間后析出水相的體積，按式（1）計(jì)算乳化水率，以此評價(jià)表面活性劑溶液或者復(fù)合驅(qū)油體系的乳化性能。

式中：S—乳化水率，%；V0—初始水相總體積，mL；V1—析出水相的體積，mL。

（3）抗吸附性能實(shí)驗(yàn)

將目標(biāo)區(qū)塊儲層段天然巖心粉碎，過100～120目篩；然后將巖心粉末與強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系按照質(zhì)量比1∶20混合均勻后倒入錐形瓶中，密封后將其放入恒溫振蕩器中，在75 ℃下振蕩吸附反應(yīng)24 h；將錐形瓶取出后放置一定時(shí)間，待固液分離后取上層清液，測定油水界面張力和乳化性能，即完成一次吸附實(shí)驗(yàn)。

使用上述吸附后的強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系重復(fù)上述步驟繼續(xù)開展吸附實(shí)驗(yàn)，測定吸附不同次數(shù)后驅(qū)油體系的油水界面張力和乳化性能，以此評價(jià)強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的抗吸附性能。

（4）驅(qū)油性能實(shí)驗(yàn)

使用不同滲透率的天然巖心評價(jià)了強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的驅(qū)油效果。具體實(shí)驗(yàn)步驟為：（1）將天然巖心洗油、烘干并稱重，然后飽和模擬地層水，計(jì)算巖心的孔隙體積；（2）以0.05 mL/min的注入速率將天然巖心飽和儲層原油，然后在儲層溫度（75 ℃）下老化24 h，備用；（3）以0.5 mL/min的驅(qū)替流速進(jìn)行水驅(qū)，直至巖心出口端采出液的含水率達(dá)到98%，計(jì)算水驅(qū)的采收率；（4）以0.5 mL/min的驅(qū)替流速注入0.5 PV 的強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系，然后繼續(xù)水驅(qū)至巖心出口端采出液的含水率達(dá)到98%，停止實(shí)驗(yàn)。計(jì)算最終采收率和注入強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系后采收率的提高值，并記錄實(shí)驗(yàn)過程中不同階段的驅(qū)替壓力、采出液含水率和采收率值。

2 結(jié)果與討論

2.1 強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系配方確定

2.1.1 單一表面活性劑的界面活性

不同質(zhì)量濃度的表面活性劑溶液與原油之間的界面張力見圖2。由圖2可知，隨著表面活性劑質(zhì)量濃度的不斷增大，不同類型表面活性劑溶液與儲層原油之間的界面張力均呈現(xiàn)出先迅速降低后逐漸趨于穩(wěn)定的趨勢。其中陰-非雙子表面活性劑GEY-2的界面活性明顯優(yōu)于其他不同類型的表面活性劑，當(dāng)GEY-2質(zhì)量濃度為2000 mg/L時(shí)，油水界面張力即可降至0.0054 mN/m，達(dá)到10-3mN/m的超低數(shù)量級，這說明GEY-2 具有良好的界面活性，推薦其最佳加量為2000 mg/L。

圖2 不同質(zhì)量濃度的表面活性劑溶液與原油間的界面張力

2.1.2 單一表面活性劑的乳化性能

質(zhì)量濃度為2000 mg/L的不同類型表面活性劑溶液的乳化性能測試結(jié)果見圖3。由圖3可知，隨著實(shí)驗(yàn)時(shí)間的延長，不同類型表面活性劑溶液與原油所形成的乳狀液析出水體積不斷增大，乳化水率均逐漸降低。在相同的實(shí)驗(yàn)條件下，由陰-非雙子表面活性劑GEY-2、兩性離子表面活性劑BS-12、LAB-35和HSB-14 以及陰離子表面活性劑ABS 和AOS 所形成乳狀液的乳化水率較低，乳化性能稍差；而由非離子表面活性劑6501、AEO和OP-10以及陰離子表面活性劑AES 所形成乳狀液的乳化水率相對較高，乳化性能較好。非離子表面活性劑6501的乳化水率最高，乳化性能最好，乳狀液在75 ℃下放置10 min 后的乳化水率仍能達(dá)到80%以上，放置100 min 后乳化水率仍可達(dá)到50%以上，乳狀液的外觀表現(xiàn)為油水分離不明顯，乳狀液的穩(wěn)定性較好。因此，為提高復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的乳化性能，推薦選擇非離子表面活性劑6501 作為強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的另一主要處理劑。

圖3 不同類型表面活性劑的乳化性能

2.1.3 強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系配方優(yōu)選

將陰-非雙子表面活性劑GEY-2 和非離子表面活性劑6501進(jìn)行復(fù)配，開展了強(qiáng)乳化復(fù)合驅(qū)油體系配方的優(yōu)選實(shí)驗(yàn)。不同濃度復(fù)配體系的界面活性見表1。

表1 不同復(fù)合驅(qū)油體系的界面活性

由表1可知，當(dāng)陰-非雙子表面活性劑GEY-2的質(zhì)量濃度小于2000 mg/L 時(shí)，隨著復(fù)合體系中6501加量的不斷變化，驅(qū)油體系與原油之間的界面張力值基本均處在10-2mN/m 數(shù)量級范圍內(nèi)，無法達(dá)到10-3mN/m 的超低數(shù)量級，而當(dāng)陰-非雙子表面活性劑GEY-2 的質(zhì)量濃度高于2000 mg/L 時(shí)，復(fù)合體系中6501加量在1000～5000 mg/L之間均可以使驅(qū)油體系與原油之間的界面張力值達(dá)到10-3mN/m 超低數(shù)量級。

固定陰-非雙子表面活性劑GEY-2 加量為2000 mg/L，繼續(xù)考察了不同6501加量的復(fù)合體系的乳化性能，結(jié)果見圖4。由圖4 可知，隨著實(shí)驗(yàn)時(shí)間的延長，不同復(fù)合驅(qū)油體系的乳化水率均逐漸降低；在同一實(shí)驗(yàn)時(shí)間下，隨著非離子表面活性劑6501加量的不斷增大，乳化水率呈現(xiàn)出逐漸升高的趨勢，當(dāng)復(fù)合體系中6501 加量達(dá)到3000 mg/L 時(shí)，乳狀液在75 ℃下放置10 min 和100 min 后的乳化水率仍能達(dá)到90.2%和61.2%，乳狀液的穩(wěn)定性較強(qiáng)，乳化性能良好，再繼續(xù)增大6501加量是乳化水率繼續(xù)提升的幅度不大。因此，綜合考慮復(fù)合體系的乳化性能和經(jīng)濟(jì)成本等因素，選擇非離子表面活性劑6501的最佳加量為3000 mg/L。

圖4 6501加量對復(fù)合驅(qū)油體系乳化性能的影響

綜合上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果，最終確定強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系配方為：2000 mg/L 陰-非雙子表面活性劑GEY-2+3000 mg/L非離子表面活性劑6501。

2.2 強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的綜合性能

2.2.1 耐溫性能

在不同溫度下，質(zhì)量濃度為2000 mg/L 的陰-非雙子表面活性劑GEY-2 溶液與原油間的界面張力見圖5，質(zhì)量濃度為3000 mg/L的非離子表面活性劑6501溶液在放置不同時(shí)間后的乳化水率見表2。由圖5 和表2 可知，在30～90 ℃范圍內(nèi)，實(shí)驗(yàn)溫度越高，陰-非雙子表面活性劑GEY-2溶液與原油間的界面張力越低，界面活性越好，而非離子表面活性劑6501 溶液的乳化水率則隨著溫度的升高而逐漸降低，但當(dāng)溫度達(dá)到90 ℃時(shí)，100 min 后的乳化水率仍能達(dá)到30%以上。說明陰-非雙子表面活性劑GEY-2 和非離子表面活性劑6501 均具有良好的耐溫性能。

圖5 不同溫度下GEY-2溶液與原油間的界面張力

表2 不同溫度下6501溶液的乳化性能

表3為強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系耐溫性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果。可以看出，隨著溫度的不斷升高，強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系與原油之間的界面張力值逐漸減小，乳化水率逐漸降低。另外，在相同的溫度條件下，隨著時(shí)間的延長，乳化水率逐漸降低。當(dāng)溫度為90 ℃時(shí)，油水界面張力為0.0022 mN/m，300 min時(shí)的乳化水率仍能達(dá)到20%以上，說明強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系具有良好的耐溫性能，在較高的溫度條件下仍能具有良好的界面活性和乳化性能。這是由于陰-非雙子表面活性劑GEY-2 和非離子表面活性劑6501 均具有良好的耐溫性能，并且兩者的配伍性能較好，能夠確保其在高溫儲層中保持良好的穩(wěn)定性。

表3 強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的耐溫性能

溫度越高，表面活性劑分子之前的熱運(yùn)動相對越劇烈，處在油水界面上的表面活性劑分子解吸以及吸附的競爭關(guān)系進(jìn)一步加強(qiáng)，使更多的表面活性劑分子溶解在水相中，從而一定程度上增強(qiáng)了表面活性劑的界面活性。另外，由于溫度的升高會使乳狀液之間的碰撞頻率增加，增大了液滴的聚合速度，使乳狀液的穩(wěn)定性減弱，并且溫度越高油水乳狀液的界面膜黏度越小，降低了界面膜強(qiáng)度，使乳狀液更易破乳。強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系中的非離子表面活性劑6501具有較強(qiáng)的乳化性能，其與原油形成的乳狀液黏度較高，穩(wěn)定性較強(qiáng)，雖然其溶解度容易受溫度的影響而變化，但陰-非雙子表面活性劑GEY-2 的加入能夠有效提高復(fù)合驅(qū)油體系的穩(wěn)定性，進(jìn)一步提升非離子表面活性劑6501的乳化能力，使油水乳狀液在較高溫度條件下仍能保持良好的穩(wěn)定性。

2.2.2 耐鹽性能

使用不同濃度的NaCl 溶液配制的強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系與原油間的界面張力和乳化性能見表4。由表4 可知，隨著NaCl 濃度的不斷增大，強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的界面張力有所升高，乳化水率有所降低。當(dāng)NaCl質(zhì)量濃度達(dá)到100 g/L 時(shí)，界面張力仍能達(dá)到10-3mN/m 的超低數(shù)量級，而300 min 時(shí)的乳化水率也可以達(dá)到15.7%，說明強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系具有良好的耐鹽性能，在高礦化度環(huán)境下仍能保持良好的界面活性和乳化能力。由于水溶液中的鹽含量越大，表面活性劑離子基團(tuán)之間的電斥力越弱，導(dǎo)致其在水溶液中溶解度有所下降，使一部分表面活性劑分子從水中析出，使界面張力有所增大。強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的陰-非雙子表面活性劑GEY-2分子中同時(shí)含有多個(gè)疏水鏈和親水鏈，能夠保持良好的親水性，不會在高濃度鹽溶液中形成新相，使其具有良好的耐鹽性能；并且非離子表面活性劑6501在水溶液中不會以離子形式存在，大大提高了其抗鹽性能。

表4 強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的耐鹽性能

2.2.3 抗吸附性能

強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系經(jīng)多次吸附后，與原油間的界面張力和乳化性能見表5。由表5可知，隨著吸附次數(shù)的不斷增大，強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系與原油之間的界面張力值逐漸增大，乳化水率逐漸降低；但當(dāng)吸附次數(shù)達(dá)到5 次時(shí)，油水界面張力仍能達(dá)到10-3mN/m 的超低數(shù)量級，10 min 乳化水率仍可達(dá)80%以上，100 min 乳化水率仍可達(dá)50%以上，說明該強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系具有良好的抗吸附性能。地層巖石礦物對驅(qū)油體系中的表面活性劑分子吸附量較小，在現(xiàn)場應(yīng)用過程中能夠有效節(jié)約表面活性劑的使用量。這主要是由于目標(biāo)儲層巖石礦物表面主要帶負(fù)電荷，而陰-非雙子表面活性劑GEY-2和非離子表面活性劑6501并不會電離出陽離子，表面活性劑分子與巖石表面的靜電引力作用較弱，導(dǎo)致其吸附量較小。

表5 強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的抗吸附性能

2.2.4 驅(qū)油性能

不同滲透率巖心的驅(qū)油效果見表6，3#巖心驅(qū)替過程中采收率、含水率以及壓力隨注入量的變化關(guān)系曲線見圖6。由表6可知，隨著實(shí)驗(yàn)巖心滲透率的增大，水驅(qū)采收率逐漸升高，而注入0.5 PV 的強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系后采收率提高幅度則呈現(xiàn)出先升高后降低的趨勢，當(dāng)巖心滲透率為1.65×10-3～53.24×10-3μm2時(shí)，注復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系+后續(xù)水驅(qū)的采收率均達(dá)到15%以上，驅(qū)油效果較好，而當(dāng)巖心滲透率達(dá)到102.45×10-3μm2時(shí)，注復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系+后續(xù)水驅(qū)的采收率只有9.24%，驅(qū)油效果稍差。這說明強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系對低滲透巖心提高采收率的效果較好，而對中高滲透巖心提高采收率的效果稍差。相對于中高滲透儲層而言，低滲透儲層的微觀非均質(zhì)性更強(qiáng)，水驅(qū)油后由于微觀非均質(zhì)性導(dǎo)致的殘余油占比較大，而孔喉型殘余油占比相對較少。強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系注入低滲透儲層后，會通過較強(qiáng)的乳化作用與滯留在孔隙中的原油反應(yīng)生成乳狀液，乳狀液具有一定的調(diào)剖作用，會對部分孔隙喉道產(chǎn)生封堵作用，使后續(xù)液流轉(zhuǎn)向，提高低滲儲層的微觀波及效率，進(jìn)而大幅提高原油采收率。當(dāng)巖心滲透率較高時(shí)，其孔隙尺寸則相對較為均一，微觀非均質(zhì)性相對較弱，水驅(qū)油后孔喉型殘余油的占比相對較高，并且由于中高滲透儲層孔隙尺寸較大，強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系與原油形成的乳狀液無法產(chǎn)生有效的封堵作用，調(diào)剖效果不理想，因此，提高原油采收率的效果稍差。

表6 強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的驅(qū)油效果

圖6 采收率、含水率以及壓力隨注入量的變化曲線（3#巖心）

由圖6 可知，3#巖心（滲透率為11.38×10-3μm2）水驅(qū)結(jié)束后，采收率、含水率和驅(qū)替壓力基本趨于穩(wěn)定狀態(tài)；注入0.5 PV的強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系后，巖心出口端采出液的含水率明顯降低，驅(qū)替壓力和采收率均明顯升高。這是由于強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系不僅均具有較好的界面活性，洗油效果較好，還能通過良好的乳化作用，對水驅(qū)油后殘留在孔隙中的原油起到聚并和運(yùn)移的效果，形成的乳狀液還能夠?qū)r心孔隙中較大的孔道產(chǎn)生封堵，改善流度比和吸液剖面，使驅(qū)替壓力有所升高，采收率提升明顯。后續(xù)水驅(qū)過程中，巖心采收率繼續(xù)提升直至穩(wěn)定，而驅(qū)替壓力有所降低，含水率波動后逐漸趨于穩(wěn)定，最終采收率可達(dá)62.64%，注入強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系和后續(xù)水驅(qū)提高采收率幅度達(dá)到20.97%，起到了良好的驅(qū)油效果。

2.3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

H 油田屬于典型的低滲透油藏，儲層段平均孔隙度為13.18%，平均滲透率為16.29×10-3μm2，儲層溫度最高可達(dá)75 ℃左右，儲層原油黏度在3 mPa·s左右，區(qū)塊內(nèi)儲層段各油層之間的連通性較好，含油面積為3.79 km2，可動用原油總儲量達(dá)到416×104t。目標(biāo)區(qū)塊內(nèi)共有注水井28 口、采油井152 口，主要采用注水補(bǔ)充地層能量的方式進(jìn)行開采，隨著注水開發(fā)時(shí)間的延長，區(qū)塊內(nèi)大部分的采油井均出現(xiàn)了含水率上升、油量下降的情況，油井綜合含水率已達(dá)80%以上，部分油井的含水率甚至達(dá)到了95%以上。近年來，針對區(qū)塊內(nèi)采油井含水率升高、產(chǎn)油量降低的問題，先后采取了多次表面活性劑驅(qū)提高采收率技術(shù)措施，也取得了一定的增油效果，但措施后大部分的油井含水率仍居高不下，增油有效期也較短，整體效果不太理想。

近期在H 油田目標(biāo)區(qū)塊實(shí)施了強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系現(xiàn)場應(yīng)用試驗(yàn)。按照室內(nèi)研制的驅(qū)油體系配方，共配制復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系溶液425 m3，對區(qū)塊內(nèi)4口注入井開展了注入試驗(yàn)。注入強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系后，注入井的壓力有所升高，達(dá)到設(shè)計(jì)注入量后，對應(yīng)采油井的含水率明顯降低，5 口油井平均含水率從措施前的89.2%降低至71.5%，日產(chǎn)油量明顯升高，施工有效率達(dá)到100%，5口采油井的措施前后產(chǎn)油量對比結(jié)果見圖7。采取強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油措施后，對應(yīng)的5口采油井日產(chǎn)油量均顯著升高，平均產(chǎn)油量從措施前的2.20 t/d 升至5.41 t/d，日產(chǎn)油量提高了一倍多。強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系在低滲透油藏現(xiàn)場應(yīng)用取得了良好的增油控水效果，說明該復(fù)合驅(qū)油體系能夠滿足低滲透油藏長期水驅(qū)開發(fā)后繼續(xù)提高采收率的需要，具備在同類油藏中進(jìn)一步推廣應(yīng)用的前景。

圖7 采油井措施前后日產(chǎn)油量對比

3 結(jié)論

陰-非雙子表面活性劑GEY-2 具有良好的界面活性，非離子表面活性劑6501 具有較強(qiáng)的乳化能力，將兩者復(fù)配研制的一種配方為2000 mg/L（GEY-2）+3000 mg/L（6501）的強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系，具有良好的耐溫性能、耐鹽性能和抗吸附性能。

該體系對低滲巖心具有良好的驅(qū)油效果，當(dāng)巖心滲透率為11.38×10-3μm2時(shí)，水驅(qū)油結(jié)束后注入0.5 PV 的驅(qū)油體系可使采收率繼續(xù)提高20%以上。H油田5口采油井實(shí)施強(qiáng)乳化復(fù)合表面活性劑驅(qū)油措施后，日產(chǎn)油量顯著提升，提升一倍以上，采出液含水率明顯下降，取得了較好的增油效果。