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(yíng) 257055； 2.勝利油田分公司 石油工程技術(shù)研究院，山東 東營(yíng) 257000)

引 言

我國(guó)低滲、特低滲油氣資源儲(chǔ)量豐富，近年來(lái)已經(jīng)逐漸成為各大油田研究開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)。低滲透油藏由于其低孔、低滲、強(qiáng)非均質(zhì)性以及天然裂縫發(fā)育等特點(diǎn)，在其開(kāi)發(fā)過(guò)程中表現(xiàn)出注水難度大、產(chǎn)油量低、產(chǎn)量遞減快以及含水上升快等特點(diǎn)，導(dǎo)致其在水驅(qū)開(kāi)發(fā)后仍有大量原油無(wú)法有效動(dòng)用[1-5]。因此，研究如何提高低滲、特低滲油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)后的采收率成為各大油田亟待解決的一項(xiàng)難題。

化學(xué)驅(qū)油技術(shù)中最常用的有聚合物驅(qū)和表面活性劑驅(qū)，對(duì)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(wèn)題，因此，聚合物驅(qū)顯然無(wú)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(rùn)濕改變能力，在低滲、特低滲儲(chǔ)層中表現(xiàn)出較好的注入能力，近年來(lái)在提高低滲、特低滲藏采收率方面的應(yīng)用及研究較多[10-13]。以往研究認(rèn)為，表面活性劑主要通過(guò)降低油水界面張力來(lái)提高低滲、特低滲油藏的驅(qū)油效率，近年來(lái)，越來(lái)越多的研究認(rèn)為表面活性劑的乳化能力對(duì)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(guò)乳化作用捕集、聚并原油形成油帶，達(dá)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(diào)剖作用，乳狀液滴對(duì)低滲儲(chǔ)層中的高滲通道產(chǎn)生封堵，達(dá)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(duì)象，通過(guò)大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研制了一種適合特低滲透油藏的復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系，室內(nèi)評(píng)價(jià)了其界面活性、乳化性能、吸附性能、潤(rùn)濕性能以及驅(qū)油效果，并在現(xiàn)場(chǎng)成功進(jìn)行了應(yīng)用，為低滲、特低滲透油藏提高采收率技術(shù)的發(fā)展提供一定的參考和借鑒。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料及儀器

實(shí)驗(yàn)材料：新型兩性離子雙子表面活性劑MGS-3，實(shí)驗(yàn)室自制；陰離子型表面活性劑AES，濟(jì)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(chǔ)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(zhì)和瀝青質(zhì)含量3.82%，凝固點(diǎn)-42 ℃，深褐色)；儲(chǔ)層天然巖心(長(zhǎng)度7.5 cm，直徑2.5 cm)；儲(chǔ)層油砂(取自目標(biāo)油田儲(chǔ)層段，含油率約為4.2%，屬于長(zhǎng)石細(xì)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(duì)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(shí)驗(yàn)儀器：SVT15N型視頻旋轉(zhuǎn)滴張力儀，北京奧德利諾儀器有限公司；C60型接觸角測(cè)量?jī)x，美國(guó)科諾公司；HN-08型均質(zhì)器，上海達(dá)洛科學(xué)儀器有限公司；JC-GGC1000全自動(dòng)旋轉(zhuǎn)振蕩器，青島聚創(chuàng)環(huán)保集團(tuán)有限公司；恒溫烘箱，鹽城市科恩機(jī)械設(shè)備有限公司；巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，江蘇博銳科研儀器有限公司。

1.2 表面活性劑驅(qū)油體系組成

為提高特低滲透油藏表面活性劑驅(qū)油效率，需要驅(qū)油體系在具有超低界面張力的同時(shí)，還要具有良好的乳化能力，單一的表面活性劑通常無(wú)法同時(shí)滿足以上要求，因此，需要研究復(fù)合表面活性劑驅(qū)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(dá)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(qiáng)的乳化性能。因此，通過(guò)資料調(diào)研和室內(nèi)合成實(shí)驗(yàn)，研制了一種新型兩性離子雙子表面活性劑MGS-3，并通過(guò)大量實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，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(jìn)行復(fù)配，以界面張力和乳化能力為主要評(píng)價(jià)指標(biāo)，研制出了一種兼具超低界面張力和較強(qiáng)乳化能力的表面活性劑復(fù)合驅(qū)油體系，具體組成為0.2%MGS-3+0.1%AES。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

1.3.1 界面活性、乳化性能和吸附性能評(píng)價(jià)方法

參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6424—2014《復(fù)合驅(qū)油體系性能測(cè)試方法》中的規(guī)定進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。

(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(zhuǎn)滴張力儀在70 ℃下測(cè)定其與儲(chǔ)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(chǔ)層原油按體積比7∶3進(jìn)行混合，使用均質(zhì)器進(jìn)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(shí)間的析出水體積，并計(jì)算析水率。

(3)吸附性能。將儲(chǔ)層油砂與表面活性劑溶液按一定的質(zhì)量比置于具塞三角瓶中，在全自動(dòng)旋轉(zhuǎn)振蕩器上充分振蕩24 h，然后離心分離出上層清液，測(cè)定表面活性劑的濃度，與初始濃度相比計(jì)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(cè)定采用兩相滴定法，使用亞甲基藍(lán)作為指示劑，海明1622標(biāo)準(zhǔn)溶液進(jìn)行滴定。

1.3.2 潤(rùn)濕性能評(píng)價(jià)方法

將洗油烘干后的儲(chǔ)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(shí)間后，取出烘干，使用C60型接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)定蒸餾水在巖心切片表面的接觸角。

1.3.3 驅(qū)油效果評(píng)價(jià)方法

將儲(chǔ)層天然巖心洗油烘干后稱重，然后飽和模擬地層水，并計(jì)算巖心的孔隙體積和孔隙度；將巖心裝入驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置中，使用模擬注入水測(cè)定其初始滲透率；飽和儲(chǔ)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(qū)替巖心，直至巖心出口端含水率達(dá)到98%以上，計(jì)算水驅(qū)油采收率；繼續(xù)注入表面活性劑溶液驅(qū)替，流速為0.1 mL/min，直至出口端含水率達(dá)到98%以上為止，計(jì)算最終采收率和表面活性劑驅(qū)采收率；實(shí)驗(yàn)過(guò)程中準(zhǔn)確記錄產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和驅(qū)替壓力等數(shù)據(jù)，以上實(shí)驗(yàn)流程均在70 ℃下進(jìn)行。

2 結(jié)果與討論

2.1 界面活性

圖1為質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.30%的不同表面活性劑溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力隨時(shí)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(dá)到10-1mN/m數(shù)量級(jí)，MGS-3的界面活性較強(qiáng)，能夠達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)，屬于超低界面張力范圍內(nèi)。而MGS-3與AES按不同比例復(fù)配后的界面張力值變化較大，其中兩者按質(zhì)量比2∶1復(fù)配時(shí)的界面張力值最小，穩(wěn)定時(shí)的界面張力同樣可以維持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)，這表明兩種表面活性劑按2∶1復(fù)配時(shí)產(chǎn)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(tuán)產(chǎn)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(fù)配后界面張力與濃度之間的關(guān)系曲線。

圖2 MGS-3與AES復(fù)配后界面張力與濃度的關(guān)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(fù)配表面活性劑濃度的增大，3種復(fù)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(shì)，存在一個(gè)最佳的質(zhì)量分?jǐn)?shù)使界面張力達(dá)到最低。這是由于當(dāng)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(tuán)，油水界面過(guò)渡相中的表面活性劑分子容易受到膠束團(tuán)的影響，使界面張力有所增大。

其中當(dāng)m(MGS-3)∶m(AES)=2∶1時(shí)，不同濃度條件下的界面張力值均最低，復(fù)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(dāng)其質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.3%時(shí)，界面張力開(kāi)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(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%。

2.2 乳化性能

乳狀液在經(jīng)過(guò)一段時(shí)間的靜置后會(huì)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(chǔ)層原油形成的乳狀液靜置不同時(shí)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(dá)到90%以上；AES的乳化性能最強(qiáng)，乳狀液靜置120 min后的析水率僅為35%左右；AES與MGS-3復(fù)配后的乳化性能相對(duì)較強(qiáng)，乳狀液靜置120 min后的析水率為50%左右，較強(qiáng)的乳化性能有助于提高表面活性劑溶液的驅(qū)油效率。

圖3 不同乳狀液析水率隨時(shí)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(huì)在地層巖石表面產(chǎn)生一定量的吸附損失，這不僅影響表面活性劑的驅(qū)油效果，還會(huì)造成一定的資源浪費(fèi)，因此，在表面活性劑驅(qū)油現(xiàn)場(chǎng)施工過(guò)程中應(yīng)設(shè)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(chǔ)層油砂表面的吸附量實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

圖4 不同表面活性劑吸附量實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.4 Experimental results of adsorption capacity of different surfactant

從圖4可以看出，隨著實(shí)驗(yàn)液固比的逐漸增大，兩種表面活性劑在儲(chǔ)層油砂表面的吸附量均逐漸增大，當(dāng)實(shí)驗(yàn)液固比達(dá)到10∶1時(shí)，吸附量基本達(dá)到飽和。其中AES的吸附量明顯小于MGS-3， 當(dāng)液固比為20∶1時(shí)，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(chǔ)層油砂表面被原油占據(jù)了一定量的吸附位點(diǎn)，導(dǎo)致可被表面活性劑分子吸附的位點(diǎn)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(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.3%時(shí)，已基本超過(guò)其臨界膠束濃度值，此時(shí)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(chǎn)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(qū)油體系具有良好的抗吸附性能，在設(shè)計(jì)的濃度范圍內(nèi)能夠保證表面活性劑驅(qū)油效果的同時(shí)，還可以避免資源浪費(fèi)。

2.4 潤(rùn)濕性能

按照1.3.2中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了表面活性劑驅(qū)油體系對(duì)儲(chǔ)層巖心表面潤(rùn)濕性的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5所示。由圖5結(jié)果可知，目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層巖心表面的初始潤(rùn)濕性為強(qiáng)親水，接觸角為19.8 °，隨著表面活性劑驅(qū)油體系浸泡時(shí)間的延長(zhǎng)，巖心表面接觸角逐漸增大，逐漸向弱親水或中性潤(rùn)濕方向轉(zhuǎn)移，浸泡30 h后接觸角增大至60.6 °。說(shuō)明研制的表面活性劑驅(qū)油體系能夠改善儲(chǔ)層巖石表面的潤(rùn)濕性，使其更有利于提高驅(qū)油效率。

圖5 表面活性劑驅(qū)油體系對(duì)潤(rùn)濕性能的影響Fig.5 Effect of surfactant flooding system on rock wettability

2.5 驅(qū)油效果

按照1.3.3中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了不同表面活性劑溶液的驅(qū)油效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1和圖6。

圖6 不同表面活性劑驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.6 Oil displacement experiment effects of different surfactants

由表1實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出， 在水驅(qū)過(guò)程結(jié)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(jìn)一步的提高，其中復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的提高采收率幅度最大，可以達(dá)到20%以上；而單獨(dú)注入乳化能力較強(qiáng)的AES和界面活性較強(qiáng)的MGS-3時(shí)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(qiáng)弱對(duì)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(duì)較弱。

表1 表面活性劑驅(qū)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(qū)油體系的流度比，并且其中粒徑較大的乳狀液滴能夠?qū)r心中較大的孔隙進(jìn)行封堵，從而導(dǎo)致注入壓力升高，提高驅(qū)油體系的波及效率，從而使其具有較好的驅(qū)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(qiáng)的界面活性，能夠降低驅(qū)油體系注入時(shí)的流動(dòng)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(fù)配表面活性劑體系具有較強(qiáng)的乳化作用的同時(shí)，還具有較強(qiáng)的界面活性，能使其在提高波及效率的同時(shí)發(fā)揮出較強(qiáng)的微觀驅(qū)油作用，從而使采收率得到較大幅度的提高。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

陸上某油田S區(qū)塊屬于典型的低孔、特低滲儲(chǔ)層，地層孔隙度平均為13.8%，滲透率平均為1.83×10-3μm2，儲(chǔ)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(nèi)可動(dòng)用地質(zhì)總儲(chǔ)量為356×104t，該區(qū)塊共設(shè)計(jì)注入井8口，采油井39口。

該區(qū)塊前期采用注水開(kāi)發(fā)，由于水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果逐年變差，為進(jìn)一步提高該區(qū)塊原油的采收率，2014年開(kāi)始在該區(qū)塊內(nèi)實(shí)施復(fù)合表面活性劑驅(qū)油現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，驅(qū)油體系配方為0.2%MGS-3+0.1%AES，截至2016年5月共計(jì)注入復(fù)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(duì)應(yīng)采油井的產(chǎn)液量和產(chǎn)油量顯著增大，含水率稍有下降，油井見(jiàn)效率達(dá)到95%，其中部分采油井的生產(chǎn)參數(shù)見(jiàn)表2。

表2 部分采油井措施前后生產(chǎn)參數(shù)對(duì)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(fù)合表面活性劑后，4口采油井的平均日產(chǎn)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(jié) 論

(1)研制的表面活性劑復(fù)合驅(qū)油體系(0.2%MGS-3+0.1%AES)具有良好的界面活性、較強(qiáng)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(rùn)濕性，可以滿足特低滲透油藏進(jìn)一步提高采收率的需求。

(2)驅(qū)油性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明，特低滲巖心水驅(qū)后注入乳化能力和界面活性均較好的復(fù)合驅(qū)油體系能使原油采收率提升20%以上，采收率提高幅度遠(yuǎn)大于單一表面活性劑驅(qū)。說(shuō)明在特低滲透油藏條件下，表面活性劑的乳化性能對(duì)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(shí)，應(yīng)注意選擇乳化能力較強(qiáng)的表面活性劑作為驅(qū)油劑。

(3)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，陸上某油田S區(qū)塊注入復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系后，生產(chǎn)井的日產(chǎn)油量顯著提高，含水率下降，取得了良好的增產(chǎn)效果。