表面活性劑改善稠油油藏水驅(qū)開發(fā)效果實(shí)驗(yàn)研究
——以東辛油田深層稠油油藏為例

李愛芬，任曉霞，江凱亮，王永政

（中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580）

表面活性劑改善稠油油藏水驅(qū)開發(fā)效果實(shí)驗(yàn)研究
——以東辛油田深層稠油油藏為例

李愛芬，任曉霞，江凱亮，王永政

（中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580）

針對(duì)深層稠油油藏原油粘度高、滲流阻力大、常規(guī)水驅(qū)效果差、水井注入壓力高及注入能力低等現(xiàn)狀，以東辛油田深層稠油油藏為例，在評(píng)價(jià)表面活性劑適應(yīng)性的基礎(chǔ)上，通過低界面張力活性體系室內(nèi)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究了界面張力、滲透率、注入量和注入速度4因素對(duì)表面活性劑改善水驅(qū)效果的影響。結(jié)果表明：使用的表面活性劑與研究區(qū)塊的注入流體具有很好的配伍性，表現(xiàn)出較好的降低油水界面張力的能力，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.01%的表面活性劑溶液與模擬油的界面張力在70℃時(shí)最低可達(dá)10-2mN/m數(shù)量級(jí)；一次水驅(qū)結(jié)束后注入表面活性劑溶液段塞，可降低注入壓力，改善水驅(qū)開發(fā)效果，并且當(dāng)油水界面張力越低、注入量越大、注入速度越低時(shí)，二次水驅(qū)降壓效果越好，采收率提高幅度越大，降壓率最高為18.0%，采收率最大可提高15.7%；在相同實(shí)驗(yàn)條件下，當(dāng)氣測(cè)滲透率由256.65× 10-3μm2降至36.16×10-3μm2，注入0.7倍孔隙體積表面活性劑溶液后，二次水驅(qū)降壓率由17.1%降至10.0%，采收率提高幅度由15.7%降至11.7%，說明當(dāng)滲透率較低時(shí)，因滲流條件變差，導(dǎo)致表面活性劑改善水驅(qū)效果變差。

界面張力表面活性劑稠油油藏注入?yún)?shù)滲透率降壓率提高采收率

東辛油田深層稠油油藏地面原油粘度為2 000～5 000 mPa·s，屬普通稠油［1］，由于埋藏較深，無法進(jìn)行有效熱采。采用常規(guī)注水開發(fā)［2］，由于原油粘度較大，流度相對(duì)較低，滲流阻力大，導(dǎo)致水井注入壓力高，注入能力低；同時(shí)，由于油水流度比大，驅(qū)替前沿推進(jìn)不均勻，開發(fā)效果較差［3-5］。注入表面活性劑能夠降低油水界面張力，有利于乳狀液的形成，通過夾雜和夾帶油滴來降低驅(qū)替液的流動(dòng)性，從而降低油水流度比和注入壓力，改善稠油油藏驅(qū)油效果［6-8］。為此，筆者首先對(duì)表面活性劑與注入水的配伍性進(jìn)行了評(píng)價(jià)，然后通過界面張力測(cè)試優(yōu)選表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)，最后通過室內(nèi)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究了稠油油藏表面活性劑改善水驅(qū)開發(fā)效果的影響因素，以期為現(xiàn)場(chǎng)注入工藝參數(shù)優(yōu)化提供依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)器材

實(shí)驗(yàn)設(shè)備包括：Texas-500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，測(cè)量范圍為102～10-6mN/m，多功能高溫高壓驅(qū)替裝置。實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。

圖1 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程

實(shí)驗(yàn)用油為營(yíng)8塊12-116井井口原油與煤油配制的模擬油，其在85℃下的粘度為32.70 mPa· s。實(shí)驗(yàn)用水為東辛油區(qū)84站的注入水，其礦化度為37 946.5 mg/L。實(shí)驗(yàn)所用巖心為營(yíng)8塊油藏天然巖心，巖心參數(shù)如表1所示。實(shí)驗(yàn)所用表面活性劑由勝利油田采油工藝研究院提供。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心參數(shù)

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

配伍性評(píng)價(jià) 將表面活性劑用注入水配制成質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.005%～1%的溶液，觀察其溶解性，在85℃下分別恒溫1，5，10，20和40 h，觀察溶液的變化情況，測(cè)定其與模擬油的界面張力，評(píng)價(jià)表面活性劑與注入流體在地層條件下的配伍性。

表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)選 利用Texas-500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，測(cè)定不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表面活性劑溶液與模擬油的界面張力，將油水界面張力最低時(shí)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)作為最優(yōu)質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

表面活性劑驅(qū)油實(shí)驗(yàn) 采用多功能巖心驅(qū)替裝置進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)步驟包括：①將巖心烘干后稱干重，抽真空飽和水，稱濕重，計(jì)算巖心孔隙度；②將飽和水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓，85℃下恒溫2 h以上，測(cè)定其水相滲透率；③在流速為0.05 mL/min的條件下，用模擬油驅(qū)替至巖心末端含水率為0時(shí)，再以0.5～1 mL/min的流速繼續(xù)驅(qū)替至10倍孔隙體積以上，計(jì)量模擬油驅(qū)替出的水體積，計(jì)算束縛水飽和度，老化24 h；④用注入水以0.5 mL/min的流速驅(qū)替巖心至出口端含水率為100%時(shí)，注入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表面活性劑溶液，繼續(xù)水驅(qū)至出口端含水率為100%，記錄注入壓力變化；⑤將巖心重新洗油、烘干，改變注入速度、表面活性劑溶液的注入量，重復(fù)步驟①—④；⑥實(shí)驗(yàn)結(jié)束，將記錄的數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，分析界面張力、注入量以及注入速度對(duì)表面活性劑改善水驅(qū)效果的影響。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 配伍性評(píng)價(jià)

配伍性評(píng)價(jià)結(jié)果表明，配制的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.005%～1%的表面活性劑溶液澄清，在85℃下恒溫靜置1，5，10，20和40 h后，無沉淀析出，表明表面活性劑與注入水在地層條件下不會(huì)產(chǎn)生沉淀，與注入流體具有良好的配伍性，不會(huì)堵塞地層。

2.2 表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)選

降低油水界面張力，可導(dǎo)致粘附力減小，使油易從巖石表面脫落，脫落的油滴通過喉道時(shí)易發(fā)生變形，使?jié)B流阻力降低，從而驅(qū)替出水驅(qū)后油藏內(nèi)多種形式的殘余油，提高驅(qū)油效率［9］。

由70℃下不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)表面活性劑溶液與模擬油的界面張力（圖2）可以看出，油水界面張力隨表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加呈先降低后增大的趨勢(shì)。當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.01%時(shí)，油水界面張力可達(dá)10-2mN/m數(shù)量級(jí)，表現(xiàn)出較好的降低油水界面張力的能力；當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.01%后，油水界面張力隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加逐漸增大，說明并不是表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，油水界面張力越低，驅(qū)替效果越好。這是因?yàn)?，?dāng)油水界面張力達(dá)到最低時(shí)，表面活性劑分子大量聚集在油水界面處，油、水及二者界面處分子的作用力達(dá)到動(dòng)態(tài)平衡，隨著表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大，體系中表面活性劑分子數(shù)目的不斷增多，這種平衡被破壞，導(dǎo)致界面張力增大［10］。

圖2 70℃下不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表面活性劑溶液與模擬油的界面張力

2.3 影響因素

當(dāng)表面活性劑溶液與模擬油界面張力為0.011 4 mN/m時(shí)，分析巖心Y2-2入口端注入壓力、出口端含水率與注入量的關(guān)系（圖3）可知：水驅(qū)初期，注入壓力隨注水量的增加迅速增大，在注入約2倍孔隙體積水時(shí)，注入壓力達(dá)到峰值，巖心出口端見水；此后隨著注水量的增加，出口端含水率上升，注入壓力不斷下降，直至出口端含水率達(dá)100%時(shí)，注入壓力穩(wěn)定；在注入0.5倍孔隙體積不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表面活性劑溶液后，注入壓力繼續(xù)降低，出口端含水率降低，重新產(chǎn)油；繼續(xù)進(jìn)行水驅(qū)，隨著注水量的增加，出口端含水率增大，注入壓力緩慢降低并最終趨于穩(wěn)定。實(shí)時(shí)檢測(cè)到的注入壓力、出口端含水率隨注入量的變化曲線表明，注入表面活性劑溶液，可有效改善水驅(qū)開發(fā)效果，降低注入壓力，提高采收率。

圖3 油水界面張力為0.011 4 mN/m時(shí)巖心Y2-2注入量與注入壓力和含水率的關(guān)系

2.3.1 界面張力

不同滲透率巖心在不同界面張力下的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示：當(dāng)油水界面張力為0.011 4，0.192 5和0.869 1 mN/m時(shí)，巖心Y2-2一次水驅(qū)采收率分別為41.32%，41.82%和41.95%；注入表面活性劑溶液后，巖心Y2-2二次水驅(qū)采收率提高幅度分別為12.48%，8.76%和4.42%，降壓率分別為15.39%，12.14%和8.65%（圖4）。由此可見，注入表面活性劑溶液后，二次水驅(qū)注入壓力下降，水驅(qū)采收率提高，且隨著油水界面張力的降低，二次水驅(qū)降壓率和水驅(qū)采收率提高幅度均增大，二次水驅(qū)降壓率最高為15.39%，采收率提高幅度最高達(dá)12.48%。這是因?yàn)椋S著油水界面張力的降低，巖石壁面的油膜更容易被剝落成油滴參與流動(dòng)，而在水驅(qū)過程中產(chǎn)生的散落油滴也更容易聚并形成油帶而被水驅(qū)替出來［11］，同時(shí)油滴在流經(jīng)小孔道時(shí)，由于界面張力低，也更容易變形和通過，滲流阻力減小，使降壓效果逐漸變好。

圖4 不同滲透率巖心二次水驅(qū)降壓率、采收率提高幅度與界面張力的關(guān)系

2.3.2 表面活性劑注入量

一次水驅(qū)結(jié)束后，注入不同段塞的表面活性劑溶液進(jìn)行二次水驅(qū)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖5）表明：隨著注入表面活性劑溶液段塞的增加，二次水驅(qū)降壓率和采收率提高幅度均呈增大趨勢(shì)，但當(dāng)表面活性劑溶液注入量大于0.5倍孔隙體積時(shí)，二者增幅變緩。首先，隨著表面活性劑溶液注入量的增加，表面活性劑的作用范圍變大、作用時(shí)間延長(zhǎng)。其次，表面活性劑在孔隙中運(yùn)移時(shí)，其分子吸附在巖石孔隙壁面上，使孔隙壁面向親水性轉(zhuǎn)化，降低了原油在壁面上的粘附力，使孔隙壁面上的原油易于被驅(qū)替液帶走，二次水驅(qū)降壓率和采收率提高幅度均增加；在注入量大于0.5倍孔隙體積之后，表面活性劑分子在孔隙壁面發(fā)生部分雙層吸附，使孔隙壁面親水性減弱，二次水驅(qū)降壓率和采收率提高幅度增幅變緩。由于表面活性劑溶液注入量的增大，意味著注入成本的增加，故在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行表面活性劑溶液驅(qū)油之前，須在實(shí)驗(yàn)室對(duì)注入量進(jìn)行優(yōu)化。

圖5 不同滲透率巖心二次水驅(qū)降壓率和采收率提高幅度與注入量的關(guān)系

由圖5亦可看出：在相同實(shí)驗(yàn)條件下，氣測(cè)滲透率由256.65×10-3μm2降至36.16×10-3μm2時(shí)，在注入0.7倍孔隙體積表面活性劑溶液后，二次水驅(qū)降壓率由17.1%降至10.0%，采收率提高幅度由15.7%降至11.7%。這是由于滲透率較低巖心的內(nèi)部孔隙、喉道較小，連通性差，流體滲流條件較差，導(dǎo)致表面活性劑驅(qū)油效果較差，二次水驅(qū)降壓率和采收率提高幅度均較低。

2.3.3 注入速度

圖6 不同滲透率巖心一次水驅(qū)穩(wěn)定壓力、采收率與注入速度的關(guān)系

分析不同滲透率巖心一次水驅(qū)穩(wěn)定壓力、采收率與注入速度的關(guān)系（圖6）可知：不同滲透率巖心在一次水驅(qū)時(shí)，隨著注入速度的增加，一次水驅(qū)穩(wěn)定壓力增大，采收率降低；而當(dāng)注入速度相同時(shí)，巖心滲透率越大，一次水驅(qū)穩(wěn)定壓力越低，一次水驅(qū)采收率越高。分析可知：稠油油藏在注水開發(fā)過程中，由于油水流度比較大，當(dāng)注入速度較高時(shí)，水驅(qū)前緣推進(jìn)不均勻，產(chǎn)生指進(jìn)現(xiàn)象，形成水流優(yōu)勢(shì)通道，降低了波及體積，導(dǎo)致一次水驅(qū)采收率較低；而當(dāng)注入速度相同時(shí)，滲透率較低巖心的孔喉細(xì)小，流體滲流條件差，導(dǎo)致注入壓力高，水驅(qū)采收率低。

一次水驅(qū)結(jié)束，注入0.5倍孔隙體積質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.01%的表面活性劑溶液后進(jìn)行二次水驅(qū)，由二次水驅(qū)降壓率和采收率提高幅度與注入速度的關(guān)系（圖7）可知，隨著注入速度的增加，二次水驅(qū)降壓率和采收率提高幅度均不斷降低。以巖心Y2-2為例，注入速度從0.25 mL/min增加到1 mL/min時(shí)，降壓率和采收率提高幅度分別從18.0%和15.0%降低至6.1%和5.0%。由一次水驅(qū)分析結(jié)果可知，稠油油藏注入速度較高時(shí)，容易形成水流優(yōu)勢(shì)通道，注入的表面活性劑溶液會(huì)沿水流優(yōu)勢(shì)通道滲流，其作用范圍變小，有效作用時(shí)間縮短，導(dǎo)致降壓效果與提高采收率效果變差。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，稠油油藏在利用表面活性劑溶液驅(qū)油時(shí)，注入速度越小，改善水驅(qū)效果越好。

圖7 二次水驅(qū)降壓率和采收率提高幅度與注入速度的關(guān)系

3 結(jié)論

實(shí)驗(yàn)所用的表面活性劑適用于東辛油田營(yíng)8斷塊稠油油藏，當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.01%時(shí)，與模擬油的界面張力可達(dá)10-2mN/m數(shù)量級(jí)，具有較好的降低油水界面張力的能力。

巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，稠油油藏注入表面活性劑溶液后，二次水驅(qū)注入壓力下降，采收率明顯提高。表面活性劑溶液與模擬油界面張力越低，二次水驅(qū)降壓率及采收率提高幅度越大，界面張力為0.011 4 mN/m時(shí)，二次水驅(qū)降壓率為15.39%，采收率提高幅度高達(dá)12.48%。

實(shí)驗(yàn)條件相同時(shí)，巖心滲透率越低，孔喉越細(xì)小，孔隙連通性越差，滲流條件復(fù)雜，注入表面活性劑溶液后改善水驅(qū)效果越差。

表面活性劑注入量對(duì)改善稠油油藏水驅(qū)效果影響較大，其注入量越大，降壓率越高，提高采收率幅度越高，但成本也相應(yīng)提高。隨著注入速度的增加，一次水驅(qū)采收率、注入表面活性劑溶液后降壓率和采收率提高幅度均降低。因此，水驅(qū)開發(fā)稠油油藏時(shí)應(yīng)適當(dāng)降低注入速度。

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編輯常迎梅

TE357.432

A文章編號(hào)：1009-9603（2014）02-0018-04

2013-12-03。

李愛芬，女，教授，博導(dǎo)，從事油氣滲流機(jī)理與提高采收率機(jī)理研究。聯(lián)系電話：（0532）86981163，E-mail：aifenli@upc.edu.cn。

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“粘度變化對(duì)稠油相對(duì)滲透率曲線的影響機(jī)制研究”（51274226）。