塔木察格油田降壓增注工作液配方體系研究*

曹廣勝，杜雨洋，白玉杰，翟勝博，趙小萱

（東北石油大學(xué) 教育部油氣提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗室，黑龍江 大慶 163318）

隨著原油的不斷開采，常規(guī)油藏已進(jìn)入開采的中后期，油氣產(chǎn)量和可采儲量都在減少，而經(jīng)濟(jì)的發(fā)展對石油的需求量越來越大，將有更多的低滲透油田投入開發(fā)[1，2]。塔木察格油田21 區(qū)塊北部南一段Ⅰ+Ⅱ油組儲層平均孔隙度為17.8%，平均滲透率為31.50mD，屬于低滲透儲層，在實(shí)際開采過程中，會出現(xiàn)“注水壓力高、注入難度大”的問題，嚴(yán)重影響了油田的開發(fā)效果[3]。為了提高低滲透油田的原油采收率，必須要采取降壓增注措施。傳統(tǒng)的降壓增注技術(shù)，如酸化、注聚合物等都有很多局限性[4-6]。而對新興的注納米聚硅降壓增注技術(shù)研究還不全面。表面活性劑通過降低殘余油飽和度、降低油水界面張力、改變巖石表面潤濕性、提高水相滲透率等方式來降低注水井的注入壓力，提高對應(yīng)采油井的采收率[7-9]。各油田普遍開始使用表面活性劑來進(jìn)行降壓增注，其中陰-非復(fù)配表活劑現(xiàn)場增注效果顯著[10-12]。

本文通過將陰離子表面活性劑、非離子表面活性劑兩兩結(jié)合配制成陰-非復(fù)配表活劑。使用旋轉(zhuǎn)液滴界面張力儀測定原油界面張力，配制出性能相對較好的復(fù)配液。在此復(fù)配液的基礎(chǔ)上，研究不同pH值、礦化度、助劑對其降低原油界面張力性能的影響，進(jìn)一步配制出復(fù)配液的最佳工作環(huán)境；并考慮黏土、巖芯粉末水化膨脹的性質(zhì)。在比較防膨率的同時，考慮現(xiàn)場施工成本，進(jìn)而優(yōu)選出黏土穩(wěn)定劑的最適濃度。最后通過巖芯驅(qū)替實(shí)驗，測量加入表活劑前后的穩(wěn)定壓力，計算降壓率，進(jìn)而對配制的陰-非復(fù)配表活劑體系的降壓增注性能進(jìn)行評價。該復(fù)配液可以很好的提高塔木察格油田注水開發(fā)效果。

1 實(shí)驗部分

1.1 儀器及藥品

TX500C 型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀（北京奧德利諾）；TG16-WS 型臺式高速離心機(jī)（貝克曼庫爾特）；FW100 型高速萬能粉粹機(jī)（青島聚創(chuàng)環(huán)保）；85-2 型數(shù)顯恒溫磁力攪拌器（濰坊艾沃環(huán)保設(shè)備）；HDE702 型85℃恒溫箱（江蘇新春蘭科學(xué)）。

十二烷基苯磺酸鈉（國藥集團(tuán)化學(xué)），十二烷基硫酸鈉（南京化學(xué)試劑），椰油酸鉀皂（蘇州源泰潤化工），脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉（濟(jì)南道融化工），月桂醇醚硫酸鈉（天津誠遠(yuǎn)化工），月桂醇醚硫酸銨（山東優(yōu)索化工），月桂酸鉀皂（山東優(yōu)索化工），司班60（西隴科學(xué)化工），吐溫80（山東佑晟化工），三乙醇胺油酸皂（濟(jì)南金隅化工），椰子油二乙醇酰胺（山東巨立化工），甜菜堿類活性劑（山東宙合化工），無水乙醇（山東小青新化工），KCl（山東九重化工），CaCl2（山東奧創(chuàng)化工），NaHCO3（蘇州家福環(huán)?？萍迹?，MgSO4（蘇州家福環(huán)?？萍迹?，Na2SO4（蘇州家福環(huán)?？萍迹?，黏土穩(wěn)定劑（河南鴻暢化工），煤油（上海工邦工業(yè)），蒙脫土（河北恒越礦產(chǎn)品），以上均為分析純。

巖芯、地層水、儲層原油均取自塔木察格油田。

1.2 實(shí)驗步驟

1.2.1 復(fù)配表活劑實(shí)驗

（1）將盛有蒸餾水的燒杯置于恒溫磁力攪拌器中進(jìn)行攪拌，在漩渦中間加入稱好的陰離子表活劑及非離子表活劑，將其充分溶解；

（2）打開旋轉(zhuǎn)液滴界面張力儀，向樣品測試管中注入配制好的陰-非復(fù)配表活劑并滴入1D 稠油，待油滴被拉伸至一定程度并穩(wěn)定時開始測量界面張力。通過對比，篩選出性能最優(yōu)越的一組陰-非復(fù)配表活劑；

（3）用pH 試紙標(biāo)定篩選出的陰-非復(fù)配表活劑。向其中加入稀HCl，得到pH 值為7、7.5、8、8.5、9 的陰-非復(fù)配表活劑，篩選出一個最佳pH 值，使該體系降低油水界面張力的能力最強(qiáng)；

（4）向篩選出的陰-非復(fù)配表活劑依次加入達(dá)到某一礦化度時所需 的KCl、CaCl2、MgSO4、NaHCO3、NaSO4的質(zhì)量，篩選出最佳礦化度；

（5）向篩選出的體系中依次加入濃度為0.4%、0.5%、0.6%的無水乙醇，篩選出最佳的無水乙醇濃度。

1.2.2 巖石配伍性實(shí)驗

（1）配制濃度為0.2%、0.4%、0.6%、0.8%、1%、3%、5%的黏土穩(wěn)定劑，將其分別添加至上文篩選出的陰-非復(fù)配表活劑中，充分混合；

（2）分別將5mL 的水、煤油、不同濃度的黏土穩(wěn)定劑及加有黏土穩(wěn)定劑的陰-非復(fù)配表活劑倒入裝有蒙脫土的離心管內(nèi)混合均勻。將離心管放入臺式高速離心機(jī)，調(diào)整轉(zhuǎn)速為1500r·min-1，時間為5min。通過下式計算蒙脫土膨脹率：

式中 V0：樣品加入煤油膨脹后的高度，cm；V1：樣品加入不同濃度黏土穩(wěn)定劑或陰-非復(fù)配表活劑膨脹后的高度，cm；V2：樣品加入水膨脹后的高度，cm。

（3）用錘子將礫巖巖芯塊敲成小碎塊，放進(jìn)高速萬能粉碎機(jī)進(jìn)行粉碎。重復(fù)步驟（2）操作，測得V0、V1及V2，并帶入式（1）計算礫石巖芯的膨脹率。

1.2.3 性能評價實(shí)驗

（1）將巖芯烘干后飽和現(xiàn)場地層水；

（2）將飽和好地層水的人造巖芯裝入巖芯夾持器，升高溫度至65℃，飽和原油；

（3）模擬地層水驅(qū)替巖芯，記錄穩(wěn)定時的壓力P0；

（4）在注入PV 數(shù)為2 時注入上文篩選出的陰-非復(fù)配表活劑降壓增注體系，記錄驅(qū)替過程中的壓力變化情況；

（5）繼續(xù)驅(qū)替，記錄再次穩(wěn)定時的壓力P1，通過比較注入表面活性劑降壓增注體系前后的穩(wěn)定壓力計算降壓率。

2 結(jié)果與討論

2.1 復(fù)配表活劑體系配方優(yōu)選

塔木察格油田21 區(qū)塊北部南一段油層Ⅰ+Ⅱ油組地層水平均總礦化度4915.3mg·L-1，平均Cl-含量765.6mg·L-1，平均pH 值為7.9。將陰離子表面活性劑與非離子表面活性劑兩兩進(jìn)行復(fù)配，陰離子表面活性劑作為主劑，濃度設(shè)為0.2%，非離子表面活性劑作為輔劑，濃度設(shè)為0.1%。測得的不同類型陰-非復(fù)配表活劑降低油水界面張力見圖1。

圖1 稠油加入各類型陰-非復(fù)配表活劑后的油水界面張力Fig.1 Oil-water interfacial tension of heavy oil after adding various types of anion-non-composite surfactant

體系1 0.3% AES+0.2%司班60；

體系2 0.3% AES+0.2%三乙醇胺油酸皂；

體系3 0.3% AES+0.2%吐溫80；

體系4 0.3% CPS-30+0.2%吐溫80；

體系5 0.3% CPS-30+0.2%司班60；

體系6 0.3% CPS-30+0.2%三乙醇胺油酸皂；

體系7 0.2% SLES+0.1%吐溫80；

體系8 0.2%十二烷基苯磺酸鈉+0.1%吐溫80；

體系9 0.2% ALES+0.1%吐溫80；

體系10 0.2% SLES+0.1%司班60；

體系11 0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉；

體系12 0.2%十二烷基苯磺酸鈉+0.1%司班60；

體系13 0.2%十二烷基苯磺酸鈉+0.1%吐溫80。

由圖1 可見，由十二烷基苯磺酸鈉-椰子油二乙醇酰胺構(gòu)成的陰-非復(fù)配表面活性劑與其它類型的陰-非復(fù)配表活劑相比具有更好的降低油水界面張力的性能，可以達(dá)到0.2mN·m-1的低界面張力。下文主要研究不同濃度比例的十二烷基苯磺酸鈉-椰子油二乙醇酰胺復(fù)配表活劑，進(jìn)一步優(yōu)選陰-非復(fù)配表活劑體系。通過濃度、pH 值、礦化度、助劑等因素對復(fù)配表活劑性能的影響，挑選出適用于該油田的降低原油界面張力能力最佳的陰-非復(fù)配表活劑體系。

2.1.1 復(fù)配表活劑體系濃度的確定 通過調(diào)研了解到椰子油二乙醇酰胺在濃度為0.9%和0.5%時產(chǎn)生最低的界面張力，而十二烷基苯磺酸鈉則是在濃度為0.7%和1.5%時產(chǎn)生最低的界面張力，所以分別配制了0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉（體系1）、0.5%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉（體系2）、0.5%椰子油二乙醇酰胺+1.5%十二烷基苯磺酸鈉（體系3）3 種不同濃度比例的陰-非復(fù)配表活劑溶液。按照測量界面張力的步驟依次對其進(jìn)行測量并進(jìn)行比較，結(jié)果見表1。

表1 不同濃度下復(fù)配表活劑界面張力Tab.1 Interface tension of composite surfactant at different concentrations

由表1 可見，體系1 降低油水界面張力的能力最強(qiáng)，因此，復(fù)配表活劑濃度確定為0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉。

2.1.2 復(fù)配表活劑體系最佳適用環(huán)境確定 首先，需要確定陰-非復(fù)配表活劑最佳適用環(huán)境的pH 值，使用1%的稀HCl 配出不同pH 值下的陰-非復(fù)配表活劑。用pH 試紙測得0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉復(fù)配液的pH 值為9.0，用1%的稀HCl 進(jìn)行滴定，分別配出pH 值為7、7.5、8.0、8.5、9.0 的陰-非復(fù)配表活劑，后用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測量界面張力，結(jié)果見圖2。

圖2 不同pH 值下原油與復(fù)配表活劑的界面張力Fig.2 Interface tension between crude oil and complex surfactant at different pH value

由圖2 可見，pH 值對陰-非復(fù)配液降低原油界面張力的影響很大，配制的復(fù)配液體系在pH 值為7.5 時可達(dá)到0.03mN·m-1的超低界面張力。證明存在一個最佳pH 值，低于這個最佳pH 值，陰-非復(fù)配表活劑降低原油界面張力的能力隨pH 值增加而增強(qiáng)；當(dāng)超過最佳pH 值，陰-非復(fù)配表活劑降低原油界面張力的能力隨pH 值增加而減弱。因此，根據(jù)塔木察格油田地層水條件以及上述實(shí)驗結(jié)果，制備pH值為7.5 的0.9%椰子油二乙醇酰胺濃度為+0.7%十二烷基苯磺酸鈉的陰-非復(fù)配表活劑。

接下來需要確定陰-非復(fù)配表活劑最佳適用環(huán)境的礦化度，在60℃的條件下，測定了pH 值為7.5的0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉復(fù)配液在不同礦化度下與模擬原油的界面張力情況，結(jié)果見表2。

表2 不同礦化度下原油與復(fù)配表活劑的界面張力Tab.2 Interface tension between crude oil and composite surfactant under different salinity

由表2 可見，當(dāng)?shù)V化度為3000、5000mg·L-1時，可達(dá)到10-3超低界面張力。礦化度也具有一個最佳值，低于最佳礦化度時，陰-非復(fù)配表活劑降低原油界面張力的能力隨礦化度增加而增強(qiáng)，當(dāng)超過最佳礦化度時，陰-非復(fù)配表活劑降低原油界面張力的能力隨礦化度增加而減弱。根據(jù)塔木察格油田地層水條件，選擇礦化度為3000mg·L-1、pH 值為7.5 的0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉復(fù)配表活劑。

2.1.3 復(fù)配表活劑體系助劑的確定 無水乙醇具有不錯的協(xié)助降低原油界面張力能力，為了得到更低的界面張力，需要加入一定濃度的無水乙醇。分別向pH 值為7.5、礦化度為3000mg·L-1的0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉的溶液內(nèi)依次加入0.4%、0.5%、0.6%無水乙醇，并分別測量復(fù)配液的界面張力，結(jié)果見表3。

表3 不同濃度助劑下原油與復(fù)配表活劑的界面張力Tab.3 Interface tension between crude oil and composite surfactant under different concentrations of additives

由表3 可見，無水乙醇在降低陰-非復(fù)配表活劑界面張力方面有很好的效果，其最佳濃度在0.5%左右。在配制好的陰-非復(fù)配表活劑中加入0.5%的無水乙醇，可以達(dá)到10-3mN·m-1水平的界面張力。

經(jīng)過層層篩選，從復(fù)配表活劑的種類出發(fā)，研究濃度組合、pH 值、礦化度、助劑濃度對陰-非復(fù)配表活劑降低油水界面張力能力的影響，最終確定適用于塔木察格油田21 區(qū)塊的復(fù)配表活劑體系配方為：0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉+0.5%無水乙醇，該配方的最佳適用條件為礦化度為3000mg·L-1、pH 值為7.5。

2.2 巖石配伍性

根據(jù)塔木察格現(xiàn)場地質(zhì)特征評價，南一段油層平均水敏指數(shù)為0.56，水敏程度中等偏強(qiáng)。所以，還需考慮在優(yōu)選出來的陰-非復(fù)配表活劑中加入黏土穩(wěn)定劑，研究添加黏土穩(wěn)定劑后陰-非復(fù)配表活劑抑制黏土、巖芯粉末水化膨脹的能力，并考慮成本等方面，篩選最佳的黏土穩(wěn)定劑濃度。

2.2.1 膨潤土膨脹 按1.2.2 進(jìn)行實(shí)驗，依次測得V0、V1及V2，通過式（1）得出蒙脫土與水、煤油、不同濃度黏土穩(wěn)定劑以及添加有黏土穩(wěn)定劑的陰-非復(fù)配表活劑混合后的膨脹率，結(jié)果見圖3。

圖3 蒙脫土加入不同試劑后的防膨率Fig.3 Anti-expansion rate of montmorillonite after adding different reagents

圖3 中：體系1 為蒸餾水；體系2 為煤油；體系3 為0.2%黏土穩(wěn)定劑；體系4 為0.4%黏土穩(wěn)定劑；體系5 為0.6%黏土穩(wěn)定劑；體系6 為0.8%黏土穩(wěn)定劑；體系7 為1%黏土穩(wěn)定劑；體系8 為3%黏土穩(wěn)定劑；體系9 為5%黏土穩(wěn)定劑；體系10 為復(fù)配表活劑；體系11 為復(fù)配表活劑+1%黏土穩(wěn)定劑；體系12 為復(fù)配表活劑+3%黏土穩(wěn)定劑；體系13 為復(fù)配表活劑+5%黏土穩(wěn)定劑。

由圖3 可見，防膨率隨著黏土穩(wěn)定劑濃度增加而增加，與客觀規(guī)律符合。黏土穩(wěn)定劑濃度較小時，防膨率隨濃度增加上升較快；濃度較大時，防膨率上升速度變慢。選擇在陰-非復(fù)配表活劑中加入3%黏土穩(wěn)定劑，這樣既可以使防膨率達(dá)到60%以上，還降低了用量，減少了油田施工成本，性價比最高。

2.2.2 巖芯粉末膨脹 按1.2.2 進(jìn)行實(shí)驗，依次測得V0、V1及V2，通過式（1）求出巖芯粉末與水、煤油、不同濃度黏土穩(wěn)定劑以及添加有黏土穩(wěn)定劑的陰-非復(fù)配表活劑混合后的膨脹率。依次進(jìn)行上述操作，結(jié)果見圖4。

圖4 巖芯粉末加入不同試劑后的防膨率Fig.4 Anti-expansion rate of core powder after adding different reagents

圖4 中，體系1 為蒸餾水；體系2 為煤油；體系3 為0.6%黏土穩(wěn)定劑；體系4 為4%～0.8%黏土穩(wěn)定劑；體系5 為1.0%黏土穩(wěn)定劑；體系6 為3.0%黏土穩(wěn)定劑；體系7 為復(fù)配表活劑+1%黏土穩(wěn)定劑；體系8 為復(fù)配表活劑+3%黏土穩(wěn)定劑。

由圖4 可見，黏土穩(wěn)定劑濃度越高，防膨率越高；當(dāng)黏土穩(wěn)定劑濃度相同時，黏土穩(wěn)定劑與陰-非復(fù)配表活劑混合使用的防膨效果比單一使用黏土穩(wěn)定劑的效果好，且差別明顯。

在測量膨潤土膨脹實(shí)驗中，加有黏土穩(wěn)定劑的表面活性劑抑制膨潤土膨脹的能力沒有單一黏土穩(wěn)定劑性能好，但相差不大。綜合考慮，選擇陰-非復(fù)配表活劑+3%黏土穩(wěn)定劑，此復(fù)配液性價比最高、效果最好。

2.3 降壓增注性能評價

按1.2.3 的實(shí)驗步驟進(jìn)行實(shí)驗，依次測得P0及P1，通過計算得出注入陰-非復(fù)配表活劑后的降壓率，對篩選出的陰-非復(fù)配表活劑體系對巖芯驅(qū)替壓力的影響進(jìn)行評價，結(jié)果見表4 和圖5。

表4 陰-非復(fù)配表活劑體系的降壓增注性能Tab.4 Performance of depressurization and injection increase of anion-non-complex surfactant system

圖5 巖芯注入陰-非復(fù)配表活劑降壓增注體系后壓力變化情況Fig.5 Pressure change after core injection of anion-non-composite surfactant depressurization and injection increase system

由表4 和圖5 可見，在注入PV 數(shù)為1.5 時達(dá)到第一次平衡，注入陰-非復(fù)配表活劑降壓增注體系后穩(wěn)定壓力明顯降低，注入PV 數(shù)為3.5 時達(dá)到第二次平衡，其中滲透率為7.2～15.9mD 的巖芯降壓率在30%以上，滲透率為80.3mD 的巖芯降壓率也達(dá)到了25.8%，降壓增注效果比較好。

3 結(jié)論

（1）復(fù)配表面活性劑體系相較于單一表活劑的優(yōu)勢在于其往往比單一表面活性劑用量少、成本低，并在產(chǎn)生增效作用的同時，大大改善表面活性劑性能，得到較低的界面張力。

（2）在pH 值為中性、礦化度中等的情況下，陰-非復(fù)配表活劑會保持較高的表面活性，此時界面張力達(dá)到很低。通過此次研究篩選出了性能優(yōu)越的陰-非復(fù)配表活劑體系：在礦化度為3000mg·L-1、pH 值為7.5 的條件下，配制0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸鈉+0.5%無水乙醇。

（3）黏土穩(wěn)定劑濃度越高，防膨效果越好，但當(dāng)黏土穩(wěn)定劑濃度超過3%，再增加黏土穩(wěn)定劑濃度對防膨效果影響不大，且會增加現(xiàn)場施工費(fèi)用，綜合考慮本文選用濃度為3%的黏土穩(wěn)定劑。

（4）篩選出的表面活性劑體系具有良好的降壓增注性能，對低滲透巖芯的降壓率可以達(dá)到30%以上。