吴起油田Gemini表面活性剂性能评价研究及应用

王贺谊，江绍静，周晔，王前荣

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075）

油田化学

吴起油田Gemini表面活性剂性能评价研究及应用

王贺谊，江绍静，周晔，王前荣

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075）

Gemini表面活性剂各个体系的表面张力为30mN·m-1左右。在长2油藏条件下，在一定的使用浓度范围内均可使油水界面张力达到0.1～1mN·m-1，在浓度为0.3%时可提高不同渗透率岩芯采收率10%～15%，使用0.5%驱油剂能提高采收率达19.84%。袁和庄2号站现场试验区生产数据对比来看，产液、产油、含水波动较大。试验区注入驱油剂后产量明显增加的有25～35口，日增加产量5.91～10.2t·d-1，其含水稳定，产液量和产油量增加。

表面活性剂；界面；吸附；驱油；试验

表面活性剂用于低渗油藏的降压增注，是一项较新的技术,有着广阔的前景,但在许多油田的应用中，作用效果好坏不一。陕北油田地处鄂尔多斯盆地，是典型的特（超）低渗油田，油藏结构特殊、组成复杂，开发难度越来越大。随着油田进入中后期，油田的发展对资源的需求更加迫切，油田开发对技术的要求越来越高[1-4]。所以有针对性的评价和选择相关新技术、新产品是油田可持续发展的首要工作之一。与常规中、高渗透油田相比，低渗透油藏开发中存在的问题比较多，从而导致其采收率比较低。为解决目前延长油矿采收率普遍偏低的问题，针对延长油田不同低渗透储层特点的评选最佳的Gemini表面活性剂[5-7]，优化现场驱油工艺，通过注入高效驱油剂，提高水驱波及体积及驱油效果，从而提高水驱采收率，改善油田的开发效果。研究显示：Gemini表面活性剂与油田水配伍良好；储层对Gemini表面活性剂的吸附量达到“国标”；Gemini表面活性剂在试验条件下与原油的界面张力均达到10-2～10-3mN·m-1的超低状态水平；在现有采油条件下，可提高原油采收率10%～15%。

1实验部分

1.1 试剂与仪器

Gemini表面活性剂，KOH，HCl，CaCO3，EDTA，硼砂，钙指示剂，铬黑T，酚酞，甲基橙，BaCl2，CaCl2，NaHCO3，AgNO3，长2采出水。

电子天平，磁力搅拌器，滴定管，锥形瓶，容量瓶，pH计，恒温箱，NDJ-85数字显示粘度计，M6500旋滴式张力计。

1.2 测试与评价

试验用地层水、原油、Gemini表面活性剂密度、粘度测试结果见表1，Gemini表面活性剂密度和粘度均介于油水之间。

表1 长2油藏地层水水质分析结果Tab.1The results of Chang 2 reservoir formation water quality analysis

表2 地层水、原油、Gemini表面活性剂密度、粘度测试结果Tab.2The density and viscosity test results of formation water, crude oil,Gemini surfactant

1.2.1 界面活性评价配制一系列浓度的Gemini表面活性剂溶液（0.1%到1.0%），溶剂分别有蒸馏水、自来水、长2采出水，然后分别用长2油来测定界面张力。Gemini表面活性剂驱油剂在长2油藏条件下，在一定的使用浓度范围内均可使油水界面张力达到10-3mN·m-1的超低状态，这对水驱油是非常有利的。

图1 Gemini表面活性剂驱油剂在不同水质条件下的界面张力Fig.1

在Gemini表面活性剂浓度为0.3%（蒸馏水配制），通过实验选择效果比较好的4种无机物：Na2CO3，NaBr，NH4NO3，铝酸钠，两种有机物：二甲胺，二乙胺六种物质的浓度依次为1000，2000…10000mg·L-1等10组，分别与长2原油测试其油水界面张力。

图2 不同浓度添加剂对Gemini表面活性剂界面张力的影响Fig.2

由图2可知，对长2油当铝酸钠浓度为7000 mg·L-1时可达到0.00149mN·m-1的较低的界面张力。在原来选定的2种有机物和4种无机物种选取最佳浓度，然后进行交叉试验，两两配对配置一系列溶液。对长2油选定二甲胺10000mg·L-1二乙胺8000mg·L-1分别和铝酸钠7000mg·L-1，Na2CO39000mg·L-1，NaBr 8000mg·L-1，NH4NO37000mg·L-1配置8份溶液。测定的界面张力数据见表3。

表3 添加剂复配后对长2原油与Gemini表面活性剂界面张力的影响Tab.3Impact on the Chang 2 oil and Gemini surfactant interfacial tension of the additive compound

由表2可知，对长2原油最佳比例为二甲胺10000mg·L-1-铝酸钠7000mg·L-1。

对长2原油固定二甲胺10000mg·L-1改变铝酸钠的浓度使二甲胺与铝酸钠的比例分别测定其界面张力，数据见表4。

表4 二甲胺与铝酸钠不同比例对界面张力的影响Tab.4Effect of different proportions of dimethylamine and sodium aluminate interfacial tension

由表4可知，对长2原油最佳比例为二甲胺：铝酸钠为1∶1.5。

1.2.2 表面张力的测定

（1）Gemini表面活性剂不同溶液中的表面张力

首先采用不同水源配置系列浓度Gemini表面活性剂，以期得到在不同水源中的临界胶束浓度和最低表面张力。

图3 Gemini表面活性剂在不同溶液中的表面张力Fig.3The surface tension of Gemini surfactant in different solution

由图3可知，Gemini表面活性剂驱油剂在蒸馏水和自来水中各浓度下的表面张力均在30× 10-3mN·m-1左右，在长2水溶液中的表面张力基本无变化。

（2）表面张力抗盐性能评价驱油液注入地层后，将与地层水相遇，使体系矿化度发生变化，会影响其界面活性。因此，分别用NaCl、CaCl2水溶液作为模拟地层水，配制Gemini表面活性剂浓度为0.3%，改变NaCl、CaCl2的浓度为0、1000、2000、3000、4000、5000、6000、7000、8000、9000和10000mg·L-1，对驱油液的抗盐性能进行了评价。评价结果见图4。

图4 表面活性剂在不同浓度水溶液中的表面张力Fig.4The surface tension of Gemini surfactant in different NaCl、CaCl2solution

由图4可见，在驱油液矿化度为1000～10000mg· L-1范围内，表面张力随矿化度的增加变化不大，表明该体系具有抗盐性能。

参照界面张力对添加剂的筛选结果，考察了向0.3%蒸馏水所配置的驱油剂溶液加入一定浓度的NH4NO3，NaAlO2后表面张力变化情况见图5。

图5 添加剂NH4NO3，NaAlO2对表面张力的影响Fig.5The influence of additive NH4NO3,NaAlO2of surface tension

由图5可见，与界面张力测试结果不同，向驱油剂溶液添加NH4NO3、NaAlO21000～10000mg·L-1对该体系的表面张力影响不大。

1.2.3 吸附性能评价将一定量的沙子与一定量的已知浓度的溶液在一定的温度下吸附，待达到平衡后，离心分离，取其上层清液，测定其浓度，从浓度变化可计算出定量沙子对Gemini表面活性剂的吸附率，结果见图6。

图6 不同水溶液条件下表面活性剂在粗油砂上的吸附率Fig.6Surfactant adsorption rate of crude oil on sand under different solution conditions

图7 不同水溶液条件下表面活性剂在细油砂上的吸附率Fig.7Surfactant adsorption rate on the type of fine sands under aqueous conditions in

由图6、7可知，Gemini表面活性剂质量浓度为0.5%时，在粗油砂和细油砂上的吸附都达到了饱和。在确定达到饱和吸附时间后，应该对不同液固比下的表面活性剂吸附性能进行测定，确定合适的液固比。为此，配制一定量浓度为1.0%，然后再分别称取油沙1、2、3、4、5g装入50mL烧杯中，吸附实验的液固比分别为40∶1、30∶1、20∶1、10∶1、5∶1，在室温下进行吸附实验，吸附稳定（24h）后用两相滴定法测定吸附后Gemini表面活性剂的浓度，并计算其吸附量，结果见图8。

图8 不同液固比下表面活性剂的吸附率Fig.8Different liquid to solid ratio of surfactant adsorption rate

从图8中可以看出，随着液固比的变大，活性剂吸附量逐渐变大，当液固比较小的时候，吸附没有饱和，吸附量的变化趋势比较大，当液固比到5∶1的以后时候，曲线变得平缓，吸附基本达到饱和。

1.2.4 驱油模拟实验岩芯试验中模拟油田实际的开发过程进行。首先，测定岩芯的所有参数，包括长度、直径、孔隙度、孔隙体积等。标准盐水：NaCl∶CaCl2∶MgCl2·6H2O=7∶0.6∶0.4；矿化度：10000mg· L-1；2L：NaCl 17.5g；CaCl21.5g；MgCl2·6H2O 1g，t=279. 15K，P=943kPa。

用自来水配置不同浓度的Gemini表面活性剂溶液，考察浓度对驱油效果的影响，具体数据见表5。

表5 不同浓度Gemini表面活性剂溶液驱油效果Tab.5The effect of solution flooding of different concentrations Gemini Surfactant

从表5可以看出，增大Gemini表面活性剂浓度可以提高驱油效率，考虑到该Gemini表面活性剂的临界胶束浓度为0.3%～0.4%，浓度过高时体系的扰动容易导致泡沫的产生，对实际施工产生影响，因此，在以下实验中采用0.3%的Gemini表面活性剂进行驱油实验。

针对不同渗透率的岩心采用0.3%的Gemini表面活性剂蒸馏水溶液进行驱油试验，结果见表6。

表6 不同渗透率的岩心下Gemini表面活性剂驱油效果Tab.6The effects of different permeability cores on Gemini surfactant flooding

由表6可以看出，采用渗透率较低的岩心进行试验采收率在9%～15%之间，驱油效率较高。

鉴于界面张力对提高采收率有一定的影响，该Gemini表面活性剂在抗盐性实验中发现了若干可以降低界面张力的添加剂，因此，对加入添加剂二甲胺复配的Gemini表面活性剂溶液的驱油效果进行了评价，实验结果见表7。

表7 添加剂对Gemini表面活性剂驱油效果影响试验结果Tab.7The effect of additives on Gemini t surfactanflooding

由表7可以看出，二甲胺的加入能够将采收率提高3%～4%左右，具有一定的协同作用。

2现场试验

吴起油田袁和庄2号站试验区2011年11月底注水井开井28口，受益井开井100口，目前开井95口，日产液138.9m3，日产油70.4t，综合含水40.08%，平均单井日产油0.74t·d-1。根据室内研究成果，注入Gemini表面活性剂可以有效降低注水压力，提高水驱的驱油效率，采用段塞式注入，第一段塞注入浓度为0.5%，注入时间为三个月，第二段塞注入浓度为0.3%，注入时间为12个月；第三段塞注入浓度为0.5%，注入时间为3个月，注完表面活性剂后，再继续注水。最大注入压力约为22MPa。Gemini表面活性剂的注入工作严格按照方案设计执行，日注Gemini表面活性剂1.1t，累计注剂348.85t。

袁和庄2号站试验区生产数据对比来看，产液、产油、含水波动较大。统计95口可对比井的生产资料，产量明显增加的有25～35口，日增加产量5.91～10.2t·d-1，其含水稳定，产液量和产油量增加。

3结论

（1）Gemini表面活性剂各个体系的表面张力为30mN·m-1左右。表面活性剂与二甲胺、碳酸钠、硝酸铵、溴化钠、铝酸钠复配之后，仍可继续小幅度降低体系的界面张力。在长2油藏条件下，在一定的使用浓度范围内均可使油水界面张力达到0.1～1mN· m-1，这对水驱油是非常有利的。Gemini表面活性剂0.3%能提高不同渗透率岩芯采收率10%～15%，使用0.5%驱油剂能提高采收率达19.84%。

（2）吴起采油厂袁和庄2号站试验区生产数据对比来看，产液、产油、含水波动较大。试验区注入驱油剂后产量明显增加的有25～35口，日增加产量5.91～10.2t·d-1，其含水稳定，产液量和产油量增加。

［1］高明.低渗透油层提高采收率实验研究［D］.大庆石油学院,2006.

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Research and application of gemini surfactant performance evaluation for low permeability oil field

WANG He-yi，JIANG Shao-jing，ZHOU-ye，WANG Qian-rong
（Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum（group）Co.,Ltd.,Xi'an 710075,China）

The surface tension of each Gemini surfactant system was 30mN·m-1or so.In the conditions of Chang2 reservoir,within a certain range of concentrations can be used to make oil-water interfacial tension of 0.1～1mN·m-1,at a concentration 0.3%of different permeability core recovery can be improved by 10%～15%，0.5% displacing agent can improve the recovery of 19.84%.Comparison of the data produced and Yuan HeZhuang 2 Station field test area,the produced fluid,oil,water fluctuations.After the test area displacing agent injection significantly increased the yield of 25～35 wells,increasing production 5.91～10.2t·d-1day,its moisture stable liquid production and oil production increases.

surfactant；interface；adsorption；flooding；trial

TE357.46

A

1002-1124（2014）02-0025-05

2013-12-23

王贺谊（1985-），女，陕西人，工程师，2010年毕业于中国石油大学（北京）硕士研究生，主要从事油田化学及提高采收率技术研究。