克拉瑪依油田B21井區(qū)油藏表面活性劑性能評(píng)價(jià)

李凱，李織宏，劉曉麗，陳麗艷，萬青山，許人軍

（中國(guó)石油 新疆油田分公司 實(shí)驗(yàn)檢測(cè)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

克拉瑪依油田B21井區(qū)下三疊統(tǒng)百口泉組油藏，其儲(chǔ)集層為山麓洪積扇相沉積的巨厚塊狀砂礫巖，具有低孔、低滲、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)。經(jīng)過多年注水開發(fā)，目前處于高含水開采期，采出程度達(dá)29%，綜合含水率高達(dá)88%，而水驅(qū)預(yù)測(cè)采收率為33%，水驅(qū)后仍有近70%的地質(zhì)儲(chǔ)量未被動(dòng)用。因此，如何更加有效、高效地開發(fā)B21井區(qū)百口泉組礫巖油藏，成為目前亟待解決的問題。雖然已經(jīng)開展了調(diào)驅(qū)、聚合物驅(qū)等應(yīng)用研究，但采出液因含有較高濃度的聚合物，導(dǎo)致乳液穩(wěn)定性高，油水分離難度大，嚴(yán)重影響采出液的脫水和原油的外輸，同時(shí)污水處理難度加大，成本增加[1-3]。表面活性劑具有降低油水界面張力、降低巖層表面自由能的優(yōu)點(diǎn)，在合理調(diào)整油水界面張力的前提下，可確保高的洗油效率和低的乳化程度[4-8]。因此，表面活性劑驅(qū)油成為低滲透油田提高采收率的重要方法[9-11]。為了提高油井產(chǎn)量，進(jìn)一步提高原油采收率，開展了表面活性劑的研究與應(yīng)用工作[12-15]。HW表面活性劑是針對(duì)低滲透特點(diǎn)和原油物性開發(fā)的第三代“雙子型”表面活性劑產(chǎn)品，適應(yīng)范圍廣、活性高、無堿、耐鹽、抗溫和對(duì)地層無傷害。本文對(duì)HW表面活性劑的界面張力及乳化能力評(píng)價(jià)，并進(jìn)行驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)，為現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用提供技術(shù)參數(shù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 試劑與儀器

HW表面活性劑（屬于雙磷酸鹽型表面活性劑，北京鴻威石油工程技術(shù)服務(wù)有限公司，工業(yè)純）；克拉瑪依油田B21井區(qū)百口泉組原油（B41井、AB6井和AB7井，地層原油密度0.767 6 g/cm3，黏度2.5 mPa·s）；克拉瑪依油田B21井區(qū)百口泉組回注水（NaHCO3型，礦化度6 406.4 mg/L）；XZD-5型旋轉(zhuǎn)液滴界面張力儀（北京哈科實(shí)驗(yàn)儀器廠，測(cè)量范圍1～10 mN/m，精度0.01 mN/m）；巖心驅(qū)替裝置（HKY，海安縣石油科研儀器有限公司，環(huán)壓50 MPa，驅(qū)替壓力40 MPa，壓力測(cè)試精度0.1%；流量0.01～10.00 mL/min；工作溫度150℃，控溫精度±1℃；交流電源380 V，50 Hz；總功率6 kW）。

1.2 界面張力測(cè)定方法

使用XZD-5型旋轉(zhuǎn)液滴界面張力儀測(cè)定驅(qū)油劑的界面張力。在60℃恒溫條件下將注好油滴的離心管裝入儀器的旋轉(zhuǎn)軸內(nèi)，離心管軸向長(zhǎng)度記作Lc，離心管直徑記作dD，調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速觀察液滴變化，在Lc/dD大于4時(shí)，記錄液滴直徑d的數(shù)據(jù)，并計(jì)算該溶液體系界面張力γ，公式如下[16]：

式中 d——液滴直徑，mm；

KP——放大系數(shù)，0.24；

R——儀器最終轉(zhuǎn)速，r/min；

ρA，ρB——分別為測(cè)試用高密度液體和低密度液體密度。

1.3 表面活性劑吸附實(shí)驗(yàn)

天然巖心砂粉碎后過150 μm篩，在105℃下干燥至恒重，待用。采用注入水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%，0.2%，0.3%，0.4%和0.5%的表面活性劑溶液，將巖心砂與表面活性劑溶液按1∶100，1∶50，1∶20和1∶10的固液比加入100 mL錐形瓶中，振搖混勻后密封，置于60℃下恒溫12 h.倒出溶液至離心管中，在3 000 r/min的轉(zhuǎn)速下離心10 min后，取出離心管中上層清液，按照界面張力測(cè)定方法測(cè)定其與B41井原油的界面張力。

1.4 表面活性劑乳化和驅(qū)油能力評(píng)價(jià)

取50 mL的具塞量筒，將不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表面活性劑與原油分別以體積比1∶1，1∶2，1∶3，1∶5，1∶10和1∶20混合，上下震蕩50下，60℃恒溫下用秒表測(cè)定水相析出一半體積時(shí)所用時(shí)間，即為半衰期。

巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)參照文獻(xiàn)［17］的方法進(jìn)行，所用巖心參數(shù)如表1所示。所用油、水分別為研究區(qū)B41井采出原油和百口泉組二類礫巖油藏采出水，注入0.5 PV表面活性劑溶液。

表1 驅(qū)油用人造巖心基本參數(shù)

2 結(jié)果與討論

2.1 表面活性劑的表面張力

水驅(qū)油藏原油的采收率是水驅(qū)波及系數(shù)與洗油效率的乘積。用注表面活性劑的方法可降低界面張力，以此降低殘余油飽和度來提高驅(qū)油效率。采用研究區(qū)百口泉組采出水，配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%，0.2%，0.3%，0.4%和0.5%的HW表面活性劑溶液，測(cè)定60℃（油藏溫度）下的界面張力（圖1）。由圖1可見，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%～0.5%時(shí)，界面張力穩(wěn)定在10-2mN/m量級(jí)。隨著質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，HW表面活性劑溶液與AB6井原油的界面張力呈現(xiàn)先減小后增大再減小的趨勢(shì)，但整體變化不大，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)，界面張力最小，為0.030 9 mN/m；HW表面活性劑溶液與AB7井原油界面張力呈現(xiàn)先減小后增大再減小的趨勢(shì)，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)，界面張力最低，為0.007 8 mN/m；HW表面活性劑溶液與B41井原油界面張力呈現(xiàn)先增大后減小再增大的趨勢(shì)，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%時(shí)，界面張力最小，為0.006 0 mN/m.隨著界面張力的減小，原油黏度降低，易于從巖石顆粒表面剝離[3]。HW表面活性劑溶液可以顯著降低界面張力，且在較寬的濃度范圍，其界面張力較穩(wěn)定，具有良好的應(yīng)用前景。

圖1 HW表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)界面張力的影響

2.2 表面活性劑的穩(wěn)定性

由于表面活性劑隨水注入地層后，將在地層長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)移，因此需要具有一定的穩(wěn)定性。將配制好的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%，0.2%，0.3%，0.4%和0.5%的HW表面活性劑溶液放入安瓿瓶中密封，60℃下恒溫保存，分別在配置當(dāng)天、第7 d，第14 d，第30 d，第60 d和第90 d加入B41井原油，測(cè)定HW表面活性劑與B41井原油的界面張力（圖2）。由圖2可知，隨著表面活性劑老化時(shí)間的延長(zhǎng)，各質(zhì)量分?jǐn)?shù)表面活性劑溶液的界面張力逐漸提高，但其變化不大，始終低于0.1 000 mN/m，表明該表面活性劑具有較好的穩(wěn)定性，可以在儲(chǔ)集層中長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)移。

表面活性劑驅(qū)油在地層運(yùn)移時(shí)要反復(fù)接觸原油，因此考察了表面活性劑與原油混合體系老化后界面張力的變化。選取降低界面張力最優(yōu)體積比，按照1∶1（體積比）將表面活性劑和原油置于安瓿瓶中密封，在60℃下恒溫保存，分別在配置當(dāng)天、第7 d，第14 d，第30 d，第60 d和第90 d測(cè)定界面張力（圖3）。結(jié)果表明，表面活性劑溶液與不同原油的界面張力隨老化時(shí)間的延長(zhǎng)，整體呈現(xiàn)略有升高的趨勢(shì)，但其中也有部分波動(dòng)。對(duì)于AB6井原油，其界面張力在第7 d達(dá)到最小值；對(duì)于AB7井原油和B41井原油，其界面張力均在第30 d達(dá)到最小值。實(shí)驗(yàn)顯示該表面活性劑的穩(wěn)定性和廣泛適用性有利于其在新疆油田B21井區(qū)百口泉組的較大區(qū)域內(nèi)廣泛使用[18]。

圖2 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)HW表面活性劑溶液與B41井原油界面張力隨時(shí)間的變化

圖3 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的HW表面活性劑溶液與不同原油共同老化時(shí)界面張力變化

2.3 表面活性劑在巖心上的吸附性

圖4 HW表面活性劑溶液在巖心砂上吸附后界面張力變化

表面活性劑溶液在巖心砂上吸附之后，測(cè)定其與B41井原油間的界面張力。由圖4可見，界面張力隨著固液比的升高而升高，在低質(zhì)量分?jǐn)?shù)表面活性劑溶液中尤為突出，而在高質(zhì)量分?jǐn)?shù)溶液中界面張力雖有所上升，但幅度不大。質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%及其以上時(shí)，在所實(shí)驗(yàn)范圍內(nèi)界面張力仍低于0.1 000 mN/m.由此可見，該表面活性劑在巖心砂上吸附較弱，用于驅(qū)油則在地層運(yùn)移時(shí)吸附損失小，利于起到長(zhǎng)效作用。

2.4 表面活性劑的乳化性能

將不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表面活性劑與3種原油分別以體積比1∶1，1∶2，1∶3，1∶5，1∶10和1∶20混合，測(cè)半衰期。結(jié)果顯示，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%～0.5%的HW表面活性劑均能與不同體積比的原油形成乳液，即具有較好的乳化能力，同時(shí)該乳液體系析水較快，因此考察了其質(zhì)量分?jǐn)?shù)和水油比對(duì)析液半衰期的影響。對(duì)表面活性劑與AB6井原油混合液乳化半衰期的影響如圖5所示，其半衰期變化規(guī)律整體不明顯，半衰期最長(zhǎng)的是質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.2%，水油比1∶3的混合液，為706.4 s.實(shí)驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)，油水分離后界限清晰，水質(zhì)清澈，在較低水油比時(shí)（1∶1）含有少量乳狀物。

圖5 HW表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)和水油比對(duì)AB6井原油析液半衰期影響

表面活性劑與AB7井原油混合液的乳化半衰期，隨水油比的減小，呈現(xiàn)先增大后減小再增大再減小的馬鞍形趨勢(shì)（圖6），最長(zhǎng)半衰期在質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%，水油比1∶10時(shí)，為598.5 s.實(shí)驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)，油水分離后界限清晰，分離后的水質(zhì)清澈，在較低水油比時(shí)（1∶1）含有少量乳狀物。

圖6 HW表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)和水油比對(duì)AB7井原油析液半衰期影響

水油比對(duì)B41井原油的析液半衰期影響如圖7所示。由圖7可看出，析液半衰期呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)，最長(zhǎng)半衰期在質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%，水油比1∶2時(shí)，為448.5 s.實(shí)驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)，油水分離后界限清晰，水質(zhì)清澈，在較低水油比時(shí)（1∶1和1∶2）含有少量乳狀物。

圖7 HW表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)和水油比對(duì)B41井原油析液半衰期影響

由上述乳化實(shí)驗(yàn)可知，HW表面活性劑與克拉瑪依油田B21井區(qū)二類礫巖油藏產(chǎn)出的原油乳化能力強(qiáng)，且乳液不穩(wěn)定，在較短時(shí)間內(nèi)可恢復(fù)油水分離狀態(tài)。因此，HW表面活性劑用于驅(qū)油后采出液容易破乳，利于產(chǎn)出液的快速油水分離。

2.5 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

克拉瑪依油田B21井區(qū)二類礫巖油藏采出水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的HW表面活性劑溶液，B41井原油飽和巖心，考察了表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)驅(qū)油效果的影響（表2）。由表2可知，增大表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)，可以提高采收率，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)，采收率提高了10.5%，進(jìn)一步提高表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)，化學(xué)驅(qū)采收率仍有提高，但是提高幅度不明顯。

表2 不同HW表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的驅(qū)油效果 %

3 結(jié)論

（1）HW表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%～0.5%時(shí)，界面張力低于0.100 0 mN/m，最小為0.006 0 mN/m.

（2）HW表面活性劑溶液60℃下保存90 d，其界面張力略有提高，但變化不大，始終保持在10-2mN/m量級(jí)，表明該表面活性劑具有較好的穩(wěn)定性，且在巖心砂上吸附較弱。

（3）HW表面活性劑具有較好的乳化能力，同時(shí)該乳液體系析水較快，HW表面活性劑用于驅(qū)油后采出液容易破乳，利于生產(chǎn)中快速油水分離。

（4）HW表面活性劑溶液具有較強(qiáng)的驅(qū)油能力，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)，化學(xué)驅(qū)提高采收率達(dá)到了10.5%，進(jìn)一步提高質(zhì)量分?jǐn)?shù)，采收率提高不大。

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