適用于高溫高鹽低滲砂巖油藏的表面活性劑驅(qū)油體系

陳 斌，曹小華，周 亮，張瀚龍，王頤同，龍小泳

1長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院2中國石油玉門油田分公司3中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司油氣井測(cè)試分公司4中國石油玉門油田分公司老君廟采油廠

0 引言

隨著石油資源勘探開發(fā)的不斷進(jìn)行，我國大部分中、高滲油田已經(jīng)進(jìn)入到開發(fā)的中后期，為滿足石油資源不斷增加的需求量，高溫、高鹽、低滲透油藏的勘探開發(fā)已成為近年來研究及關(guān)注的熱點(diǎn)［1-5］。我國低滲透油藏儲(chǔ)量豐富，但由于其低孔、低滲的特性，導(dǎo)致其可動(dòng)用程度較低。表面活性劑作為驅(qū)油劑在常規(guī)低滲透油藏已經(jīng)得到成功應(yīng)用，且取得了明顯的提高采收率效果，而在高溫、高礦化度條件下，常用表面活性劑的驅(qū)油效果往往不理想，因此，需要研究新型的耐溫抗鹽表面活性劑驅(qū)油劑來適應(yīng)高溫高鹽低滲透油藏提高采收率的需求［6-13］。

陰—非離子表面活性劑綜合了陰離子表面活性劑和非離子表面活性劑的眾多優(yōu)點(diǎn)，在高溫、高鹽的條件下仍能保持良好的界面活性，能夠滿足高溫高鹽低滲透油藏表面活性劑驅(qū)的要求［14-20］。本文以陸上某高溫高鹽低滲砂巖油田為研究對(duì)象，在新型陰—非離子表面活性劑SNH-10的基礎(chǔ)上，通過復(fù)配雙子表面活性劑，研制出一種適合高溫高鹽低滲砂巖油藏的表面活性劑驅(qū)油體系，在室內(nèi)評(píng)價(jià)了該驅(qū)油體系的耐溫性能、抗鹽性能、乳化性能、潤(rùn)濕性能以及驅(qū)油性能，并在此基礎(chǔ)之上，將研究結(jié)果成功應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，為提高高溫高鹽低滲砂巖油藏采收率提供一定的借鑒和參考。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)試劑和儀器

新型陰—非離子表面活性劑SNH-10，自制；雙子表面活性劑HS-1，市售；目標(biāo)油田模擬地層水（總礦化度為175 000 mg/L，Ca2+濃度為3 750 mg/L，水型為CaCl2型）；目標(biāo)油田儲(chǔ)層原油（50℃下平均黏度為4.8 mPa·s）；目標(biāo)油田儲(chǔ)層天然巖心。

TX500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，美國科諾公司；PZ-100SD型視頻接觸角測(cè)量?jī)x，北京品創(chuàng)精密儀器有限公司；VORTEX型旋渦混合器，上海達(dá)坶實(shí)業(yè)有限公司；PLC-2型恒溫干燥箱，上海和呈儀器制造有限公司；巖心動(dòng)態(tài)模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，江蘇海安石油儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 界面張力的測(cè)定

使用模擬地層水配制表面活性劑溶液，參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5370—1999《表面及界面張力測(cè)定方法》，使用TX500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測(cè)定表面活性劑溶液與原油之間的界面張力。

1.2.2 乳化性能評(píng)價(jià)

將儲(chǔ)層原油和表面活性劑溶液按不同比例混合后置于西林瓶中，在恒溫干燥箱中加熱恒溫2 h，再使用VORTEX型旋渦混合器振動(dòng)混合均勻，然后將西林瓶置于恒溫干燥箱中，記錄不同時(shí)間的析出水體積，并計(jì)算混合溶液的析水率。

1.2.3 潤(rùn)濕性能評(píng)價(jià)

將儲(chǔ)層天然巖心切片，洗油烘干后浸泡在表面活性劑溶液中，在恒溫干燥箱中放置不同時(shí)間后，使用PZ-100SD型視頻接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)定巖心切片表面的接觸角變化情況，評(píng)價(jià)表面活性劑對(duì)潤(rùn)濕性能的影響。

1.2.4 驅(qū)油效果評(píng)價(jià)

將目標(biāo)油田儲(chǔ)層天然巖心洗油、干燥后稱重，然后抽真空飽和模擬地層水，計(jì)算孔隙度和孔隙體積，并測(cè)定初始滲透率；使用儲(chǔ)層原油飽和巖心，直至巖心出口端無水產(chǎn)出；在90℃下使用模擬地層水驅(qū)替至巖心出口端無油產(chǎn)出為止，計(jì)算水驅(qū)油的采收率；注入不同PV的表面活性劑驅(qū)油體系，關(guān)閉進(jìn)出口閥門，反應(yīng)4 h后，繼續(xù)使用模擬地層水驅(qū)替至巖心出口端無油產(chǎn)出為止，計(jì)算表面活性劑驅(qū)的采收率，評(píng)價(jià)體系的驅(qū)油效果。

2 結(jié)果與討論

2.1 表面活性劑驅(qū)油體系配方研究

2.1.1 單一表面活性劑界面性能

使用模擬地層水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的SNH-10溶液，參照1.2.1中的實(shí)驗(yàn)方法，在90℃下測(cè)定界面張力值，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 SNH-10加量對(duì)界面張力的影響

由圖1結(jié)果可知，隨著溶液中新型陰—非離子表面活性劑SNH-10質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，界面張力值先降低后升高，當(dāng)SNH-10的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，界面張力值達(dá)到最低點(diǎn)，再繼續(xù)增加SNH-10的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，界面張力值有所升高。分析原因是由于溶液中表面活性劑未達(dá)到臨界膠束濃度之前，隨著表面活性劑濃度的增大，吸附在油水界面上的表面活性劑分子逐漸增多，使油水界面張力顯著下降；當(dāng)達(dá)到臨界膠束濃度之后，繼續(xù)增大表面活性劑濃度，會(huì)使形成的膠束明顯增大，阻礙表面活性劑分子繼續(xù)吸附在油水界面上，導(dǎo)致油水界面張力增大［21］。

2.1.2 復(fù)配表面活性劑界面性能

雙子表面活性劑具有較高的界面活性，且與其他表面活性劑復(fù)配使用時(shí)能夠產(chǎn)生良好的協(xié)同效果，提高表面活性劑體系的穩(wěn)定性，因此選擇在新型陰—非離子表面活性劑SNH-10溶液中加入雙子表面活性劑HS-1進(jìn)行復(fù)配，考察復(fù)配體系的界面性能。實(shí)驗(yàn)方法同前所述，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 HS-1加量對(duì)界面張力影響

由圖2結(jié)果可知，當(dāng)SNH-10的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，隨著雙子表面活性劑HS-1質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大，復(fù)配體系的界面張力值逐漸下降，當(dāng)體系中HS-1的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.03%時(shí)，復(fù)配體系的界面張力能夠達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)，繼續(xù)增大HS-1的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，界面張力值變化不明顯。因此，選擇表面活性劑驅(qū)油體系配方為0.5%SNH-10+0.03%HS-1。

2.2 耐溫抗鹽性能

參照目標(biāo)區(qū)塊模擬地層水離子組成，配制不同礦化度的模擬地層水，再使用不同礦化度的模擬地層水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5% SNH-10+0.03%HS-1的表面活性劑溶液，在140℃下恒溫靜置10 d后，測(cè)定表面活性劑溶液與原油之間的界面張力值變化情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。

圖3 驅(qū)油體系耐溫抗鹽性能評(píng)價(jià)結(jié)果

由圖3結(jié)果可知，在140℃高溫下，隨著溶液礦化度的增大，界面張力值呈現(xiàn)出先下降后上升的趨勢(shì)，當(dāng)溶液礦化度達(dá)到350 g/L時(shí)，界面張力值仍能維持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)，說明該表面活性劑驅(qū)油體系具有優(yōu)良的耐溫抗鹽性能，在高溫高礦化度條件下仍具有良好的界面活性，能夠應(yīng)用于高溫高鹽低滲砂巖油藏表面活性劑驅(qū)。

2.3 乳化性能

參照1.2.2中的實(shí)驗(yàn)方法，使用模擬地層水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%SNH-10+0.03%HS-1的表面活性劑溶液，在90℃下評(píng)價(jià)了不同含水率條件下混合液的乳化性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

圖4 驅(qū)油體系乳化性能評(píng)價(jià)結(jié)果

由圖4結(jié)果可知，隨著含水率的逐漸增大，混合液在放置不同時(shí)間后的析水率逐漸升高，乳狀液的穩(wěn)定性逐漸降低。當(dāng)含水率為30%時(shí)，混合液容易形成油包水乳狀液，體系較為穩(wěn)定，15 h的析水率僅為12.4%；而當(dāng)含水率增加為70%時(shí)，混合液傾向于形成水包油乳狀液，體系穩(wěn)定性相對(duì)較差，但乳狀液并未完全分層，15 h的析水率僅為50%左右。說明表面活性劑驅(qū)油體系具有良好的乳化性能，在驅(qū)油過程中能夠通過乳化捕集和攜帶原油，從而提高表面活性劑的驅(qū)油效率。

2.4 潤(rùn)濕性能

參照1.2.3中的實(shí)驗(yàn)方法，將儲(chǔ)層巖心切片在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%SNH-10+0.03%HS-1的表面活性劑溶液中浸泡不同時(shí)間，測(cè)定表面接觸角變化情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖5。

圖5 驅(qū)油體系潤(rùn)濕性能評(píng)價(jià)結(jié)果

由圖5結(jié)果可知，目標(biāo)油田儲(chǔ)層天然巖心表面為強(qiáng)水濕（初始接觸角為35.2°），而經(jīng)過表面活性劑溶液浸泡處理后，巖心表面接觸角逐漸增大，最后趨于平衡，但仍維持在親水狀態(tài)。分析原因認(rèn)為砂巖表面通常帶有負(fù)電荷，陰—非離子表面活性劑通過靜電吸引力吸附在巖石表面，親水基向內(nèi)，疏水基朝向外，從而使砂巖表面潤(rùn)濕性向親油方向轉(zhuǎn)移，接觸角變大；同時(shí)，由于陰—非離子表面活性劑會(huì)在巖石表面產(chǎn)生一定量的雙層吸附，外層的表面活性劑分子親水基向外，使巖石表面不會(huì)出現(xiàn)強(qiáng)疏水現(xiàn)象。以往研究結(jié)果表明，巖石表面處于弱水濕或者中性潤(rùn)濕狀態(tài)時(shí)水驅(qū)油的效率較高，因此，研究的表面活性劑驅(qū)油體系能夠通過改變巖石表面潤(rùn)濕性來提高驅(qū)油效率［22］。

2.5 驅(qū)油性能

參照1.2.4中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%SNH-10+0.03%HS-1、0.5%SNH-10以及前期使用過的0.5%AES和0.5%DTB表面活性劑驅(qū)油體系的驅(qū)油效果，實(shí)驗(yàn)用天然巖心參數(shù)和驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1和表2。

表1 天然巖心基本參數(shù)

表2 表面活性劑驅(qū)油效果評(píng)價(jià)結(jié)果

由以上實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，低滲砂巖巖心水驅(qū)采收率基本維持在40%左右，隨著表面活性劑驅(qū)油體系（0.5%SNH-10+0.03%HS-1）注入PV數(shù)的不斷增大，表面活性劑驅(qū)采收率也逐漸增大，當(dāng)驅(qū)油體系注入1.0PV時(shí)，表面活性劑驅(qū)提高采收率幅度能夠達(dá)到16%以上，繼續(xù)增大表面活性劑注入量，提高采收率幅度變化不大；而單獨(dú)使用0.5%SNH-10驅(qū)油時(shí)，表面活性劑驅(qū)提高采收率幅度僅為6%左右，與前期使用過的表面活性劑0.5%AES和0.5%DTB的效果相差不大，最終采收率只有45%左右，驅(qū)油效果較差。這說明研制的0.5%SNH-10+0.03%HS-1表面活性劑驅(qū)油體系能適應(yīng)高溫高礦化度的油藏條件并顯著提高低滲油藏水驅(qū)后的采收率。

3 礦場(chǎng)試驗(yàn)

陸上某油田屬于典型的高溫高鹽低滲砂巖油田，地層溫度達(dá)到130℃左右，地層水礦化度達(dá)到了175 000 mg/L左右，經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間的注水開發(fā)后，前期取得了良好的水驅(qū)開發(fā)效果，但目前該油田已經(jīng)進(jìn)入高含水的后期開發(fā)階段，為了改善注水開發(fā)效果，近年來先后采取過表面活性劑驅(qū)（陰離子表面活性劑AES和非離子表面活性劑DTB），但由于高溫高鹽環(huán)境的影響，常規(guī)的單一表面活性劑驅(qū)效果不理想。因此，開展了適用于高溫高鹽低滲砂巖油田的新型表面活性劑驅(qū)油體系研究，以新型陰—非離子表面活性劑SNH-10和雙子表面活性劑HS-1的復(fù)配體系在進(jìn)行了礦場(chǎng)驅(qū)油試驗(yàn)。

針對(duì)區(qū)塊內(nèi)的4口注水井采取了注表面活性劑驅(qū)措施，表面活性劑驅(qū)油體系配方為0.5%SNH-10+0.03%HS-1，共計(jì)注入表面活性劑溶液359.5 m3。注入4個(gè)月后，注水井的注入壓力下降明顯，試驗(yàn)區(qū)塊內(nèi)的6口生產(chǎn)井的產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均出現(xiàn)不同程度上升，且含水率顯著下降，具體生產(chǎn)參數(shù)見表3所示。

表3 生產(chǎn)井施工措施前后產(chǎn)油量與含水率對(duì)比結(jié)果

由表3結(jié)果可知，區(qū)塊內(nèi)的6口生產(chǎn)井在采取表面活性劑驅(qū)措施后，平均日產(chǎn)油量由措施前的3.78 m3升高為5.44 m3，平均含水率由措施前的90.2%下降為80.4%，施工見效率達(dá)到100%，目前已累計(jì)增油410 t左右。說明研制的表面活性劑驅(qū)油體系能夠較好的適應(yīng)高溫高鹽環(huán)境，起到了顯著的增油控水效果，為同類油藏提高水驅(qū)后的采收率提供一定的借鑒。

4 結(jié)論

（1）以新型陰—非離子表面活性劑SNH-10為主要處理劑，通過復(fù)配雙子表面活性劑HS-1，研究出一種適用于高溫高鹽低滲砂巖油藏的表面活性劑驅(qū)油體系，具體配方為0.5%SNH-10+0.03%HS-1。

（2）室內(nèi)性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明，該表面活性劑驅(qū)油體系具有良好的耐溫抗鹽性能，在高溫高礦化度條件下仍能保持良好的界面活性，體系具有良好的乳化性能、潤(rùn)濕性能和驅(qū)油效果，當(dāng)驅(qū)油體系注入1.0 PV時(shí)，天然巖心水驅(qū)后的采收率提高幅度可以達(dá)到16%以上。

（3）礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，該表面活性劑驅(qū)油體系能夠明顯改善高溫高鹽低滲砂巖油藏的水驅(qū)開發(fā)效果，生產(chǎn)井產(chǎn)油量上升、含水率下降，增油效果顯著，適合在同類油藏繼續(xù)進(jìn)行推廣應(yīng)用。