低滲透油藏高濃度表面活性劑降壓實驗研究

張衛(wèi)平，章倩倩，彭紅霞，鮑銀亮

（延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林718600）

近年來，根據(jù)我國石油資源評價資料顯示，我國目前的低滲透油藏已探明儲量約在150億噸以上，且所占比例正逐年穩(wěn)步提高。未來低滲透油藏的開發(fā)越來越受到科學(xué)家們的重視[1-3]。近年來，低滲透儲層的開發(fā)與研究取得了較大進(jìn)展，但與高滲透儲層的開發(fā)研究相比仍存在較大差距。相關(guān)資料表明，目前低滲透油藏的平均采收率僅為21.4%，比高滲透油藏低12.6%[4-6]。因此，如何有效開發(fā)低滲透油藏至關(guān)重要。

目前，注水法仍是低滲透油藏開發(fā)的主要方案。然而，由于低滲透油藏以其低滲透、低孔隙率等特殊性質(zhì)，導(dǎo)致其吸水能力相對較低。另外，粘土膨脹和油土層與注入水的不相容性也大大降低了吸水能力，使注入壓力升高，使注水井周圍壓力區(qū)增大，進(jìn)一步減小了有效注入壓差，使注入速度迅速下降。XX油田作為我國的五大油田之一，已發(fā)現(xiàn)了越來越多的低滲透油藏，但與此同時，存在高注入壓力問題的注水井也越來越多，其占比已達(dá)64%。這說明XX油田存在嚴(yán)重的注水壓力問題。

注水井壓力上升，將會直接影響注水井效率，影響注水井配注系統(tǒng)，以至造成高能耗。長期高壓使套管易破碎，降低了波及效率，進(jìn)一步降低了低滲透油藏的采收率。為了提高注水效率，必須采取加大注水措施。目前，壓裂、酸化、射孔等方法在增注中應(yīng)用較多，但有效期相對較短。

近年來，由于表面活性劑對低滲透性的特殊作用而被引入減壓領(lǐng)域儲液罐，表面活性劑的主要作用是可以通過改變油水界面張力，改善油水流動性，提高水相滲透率，從而降低低滲透油藏的注入壓力。根據(jù)這一思路，在我國一些低滲透油藏開展了低濃度表面活性劑降壓研究，取得了一定的效果。這些研究主要集中在表面活性劑溶液降低油水界面張力方面，而對表面活性劑降低殘余油飽和度的研究較少。根據(jù)Jamin效應(yīng)，少量的油對水流有很大的阻力，使得水相滲透率很低，從而使注入壓力很高。因此，剩余油飽和度對水相滲透率影響很大，進(jìn)而決定注水井的壓力[7-8]。高濃度表面活性劑對剩余油具有良好的增溶效果，從而提高水相滲透率，進(jìn)一步降低注入壓力。為此，本文著重研究了表面活性劑體系的增溶作用，考察了其降壓效果，并針對XX油田低滲透油藏開發(fā)了高濃度表面活性劑體系。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

評價的四種自制的實驗產(chǎn)品分別是KAS、OTC、HEX和BET，有效含量為33%。KAS和OTC分別是具有不同疏水基團(tuán)的磺酸鹽表面活性劑；HEX和BET是分子中具有不同數(shù)量PO和EO單元的非離子-陰離子表面活性劑。實驗過程中所使用的乙醇、正丙醇、異丙醇、正丁醇均為分析試劑，由國藥集團(tuán)提供。

實驗過程中的驅(qū)油采用XX油田原油與直餾柴油的混合物，質(zhì)量比為1∶2，其粘度如圖1、圖2所示。實驗所用的溶液為通過一定方法合成的XX地層水和蒸餾水制備表面活性劑水溶液。此外，在上述這些實驗中，還使用了200g/L的鹽水溶液。

圖1 油田原油粘溫曲線Fig. 1 Crude oil viscositytemperature curve of oilfield

圖2 油田混合油粘溫曲線Fig.2 Viscosity-temperature curve of mixed oil in oilfiel

1.2 實驗過程

1.2.1 溶解能力的測定

本試驗的主要目的是為巖心驅(qū)油選擇一種良好的表面活性劑化學(xué)配方。在這項試驗中，我們對多種名不同成分的表面活性劑配方進(jìn)行了評估。首先精確稱取10g表面活性劑，并置于20mL的帶塞量杯中，然后以每次0.05g的量加入柴油，使混合液充分混合，然后將量杯置于70℃水浴中15min， 觀察混合物是否透明。如果上述溶液透明，則繼續(xù)按上述方法添加柴油，直到溶液開始變得渾濁。最后，記錄添加到溶液中的油的總數(shù)并計算其溶解能力。

1.2.2 最佳含鹽量的確定

用不同含鹽濃度的鹽水（NaCl）溶液測試候選配方的耐鹽性。先將10mL表面活性劑溶液加入20mL帶塞刻度量杯中，加入柴油至刻度線，混合均勻，然后將量杯置于70℃水浴中24h。觀察了微乳液的相類型（下、中、上），并通過記錄圓筒內(nèi)的界面位置來確定最佳含鹽量。

1.2.3 堆芯水流量

通過巖心驅(qū)油實驗，確定了候選配方降低進(jìn)口壓力的能力。在本試驗中，巖心被合成地層水飽和，并計算出孔隙體積。在室溫（20℃）下用合成地層水測定巖心的滲透率。之后，巖心被地層水淹沒。用多個PⅤs復(fù)合油驅(qū)水，直到巖心在70℃達(dá)到殘余水飽和度，然后保持巖芯老化2h。在此條件下，開始注入地層水，并持續(xù)注入，直到入口壓力穩(wěn)定2h。當(dāng)時，巖芯已經(jīng)達(dá)到殘余油飽和度。在以下步驟中，為了降低注射壓力，表面活性劑溶液開始注射并持續(xù)到5～10 PⅤ。然后注入地層水，直到入口壓力保持穩(wěn)定。在此過程中，泵速保持在0.1mL/min，恒溫箱溫度為70℃。在整個實驗期間都觀察到了壓力。

2 結(jié)果與討論

2.1 增溶能力評價

2.1.1 單一表面活性劑

高濃度表面活性劑由于膠束的形成而具有溶解油的能力。為了測試這四種表面活性劑的增溶能力，在4種不同溫度（30℃、50℃、70℃、90℃）下對四種表面活性劑進(jìn)行了評價，結(jié)果如圖3所示。在該過程中，表面活性劑濃度保持在10% (w.t.)，并用含20 g/L NaCl的鹽水溶液制備表面活性劑溶液。圖3顯示單一表面活性劑的增溶能力很弱。

圖3 不同溫度下單一表面活性劑的增溶能力Fig. 3 Solubilizing ability of a single surfactant at different temperatures

2.1.2 添加劑對增溶能力的影響

為了提高表面活性劑的增溶能力，需要添加一些添加劑。添加劑的加入不僅調(diào)節(jié)了水和油的極性，而且參與了膠束的形成，增大了膠束的空間，進(jìn)一步提高了膠束的增溶能力。通常以醇類和苯酚為添加劑，對醇類進(jìn)行了篩選和測試。

2.1.2.1 單一添加劑

本實驗選用四種醇（乙醇、正丙醇、異丙醇、正丁醇）。所研究的體系由10%的表面活性劑和5%的添加劑組成，在70℃下測定了其增溶能力，結(jié)果顯示，當(dāng)體系中加入添加劑后，除KAS外，表面活性劑的增溶能力均有所提高。這表明了添加劑對微乳液的形成起著重要作用。一方面，添加劑和表面活性劑吸附在界面上，使界面張力降到極低，甚至超低；另一方面，添加劑降低了界面剛性，提高了界面的流動性，降低了形成微乳液所需的能量，從而使微乳液易于形成。

2.1.2.2 復(fù)合添加劑

對于每種表面活性劑，我們選擇了兩種在前一次試驗中更有效的添加劑。在表面活性劑和添加劑的總含量為20%時，分別考察了表面活性劑和添加劑的質(zhì)量比以及兩種添加劑的不同質(zhì)量比時的增溶能力。結(jié)果如圖4～圖6所示。對于HEX，選擇正丙醇和正丁醇作為兩種添加劑；對于OTC，選擇正丙醇和異丙醇；對于BET，選擇正丙醇和正丁醇。圖4顯示，隨著表面活性劑用量的增加，增溶量先增大后減小；在表面活性劑與添加劑質(zhì)量比一定的情況下，增溶量隨正丁醇濃度的增加而增大，在該體系中最大增溶量為0.66g/g。從圖5可以看出，添加劑和表面活性劑濃度的變化對增溶能力影響不大，最大為0.600g/g。從圖6可以看出，在保持組合醇質(zhì)量比不變的情況下，隨著表面活性劑含量的增加，增溶能力降低；在表面活性劑和復(fù)合添加劑質(zhì)量比一定的情況下，隨著復(fù)合添加劑中正丁醇含量的增加，增溶能力增大，說明正丁醇對該體系的增溶效果較好,但最大增溶量僅為0.285g/g。

圖4 正丙醇和正丁醇在70℃時對HEX的增溶能力Fig. 4 The solubilizing ability of n-propanol and n-butanol to HEX at 70°C

圖5 正丙醇與異丙醇在70℃ 時對OTC的增溶能力Fig. 5 Solubilization ability of n-propanol and isopropanol to OTC at 70℃

圖6 正丁醇與正丙醇在70℃下BET的增溶能力Fig. 6 Solubilization ability of n-butanol and n-propanol at 70°C

與單添加劑試驗相比，添加劑的組合大大提高了增溶效果。一方面，所用的三種表面活性劑均具有長碳鏈，疏水性強(qiáng)，加成的醇可改變HLB，使微乳液容易形成。另一方面，加入的醇分子可以插入表面活性劑分子之間，使疏水基團(tuán)之間的距離變大，進(jìn)一步削弱了靜電排斥作用力，導(dǎo)致鏈憎氫基團(tuán)和醇的碳鏈可能更加接近，因此，溶液中存在膠束。結(jié)果表明，由13.3%表面活性劑、2.23%正丙醇和4.47%正丁醇組成的體系具有最大的溶解能力，可達(dá)到0.66g/g，可用于后續(xù)的巖心驅(qū)油試驗。

2.1.3 微乳的耐鹽性試驗

在本試驗中，觀察了微乳液體積與鹽度之間的關(guān)系，結(jié)果如圖7所示。結(jié)果表明，微乳液體積隨鹽度的增加而增大，形成的微乳液均為水外相微乳液。所選體系具有良好的耐鹽性。

圖7 待選體系的耐鹽性Fig.7 Salt tolerance of the system to be selected

2.2 降壓能力評價

進(jìn)行了一系列巖心注水試驗，以評估所選系統(tǒng)的降壓能力。對于巖心3-J1-4，表面活性劑溶液用200g/L的NaCl鹽配制，另外兩種用渤南合成地層水配制，得出注入壓力與注入PⅤ（孔隙體積）之間的關(guān)系。從所進(jìn)行的三次注水試驗可以看出，當(dāng)注入7.5PⅤ表面活性劑溶液時，注入壓力下降很大，分別降低了63.5%、41.4%和36.6%。結(jié)果表明，在鹽度為200g/L的情況下，所選擇的體系能有效降低注入壓力。

在驅(qū)油過程中，對于巖心3-J1-4和巖心3-J1-6，注入表面活性劑溶液后注入壓力大幅增加。一方面，高濃度體系比地層水具有更高的粘度，從而降低水油流動比，提高注入壓力。另一方面，在微乳液形成過程中，剩余油被溶解到表面活性劑體系中，提高了多孔介質(zhì)中流體的粘度，提高了注入壓力。對于3-J1-2巖心，表面活性劑體系粘度較低（0.596mPa?s），略高于地層水。該體系注入巖心后，可溶解水道中的殘余油，降低剩余油飽和度，進(jìn)一步降低注入壓力。

為了研究體系濃度對降壓效果的影響，進(jìn)行了5次巖心驅(qū)替試驗。結(jié)果表明，系統(tǒng)濃度越高，降壓效果越好。當(dāng)濃度大于100g/L時，其降壓效果與100g/L表面活性劑溶液無顯著差異。這可能是因為100g/L表面活性劑溶液使活性劑作用區(qū)域的剩余油飽和度接近于零。

通過巖心驅(qū)油試驗研究了PⅤ注入效果，在不同PⅤ注入倍數(shù)下，壓降速率無明顯差異。這進(jìn)一步表明，大部分殘余油已被少量減壓系統(tǒng)置換。

3 結(jié)論

（1）試驗得到了表面活性劑13.3%、正丙醇2.23%、正丁醇4.47%的最佳減壓體系。

（2）根據(jù)溶解剩余油的原理，在低滲透油藏中注入表面活性劑溶液，可使注入壓力降低35%以上。

（3）所選體系具有良好的耐鹽性，最高耐鹽度為NaCl濃度200g/L。

（4）通過注入少量PⅤ可以降低壓力，超過該值可以獲得很小的壓降速率。

（5）活性組分含量越高，壓降越大，表面活性組分最佳濃度為100g/L。