三类油层二元复合驱提高采收率技术室内研究

黄金，孟凡海，徐春玲

（大庆油田有限责任公司第四采油厂试验大队，黑龙江大庆163511）

三类油层二元复合驱提高采收率技术室内研究

黄金，孟凡海，徐春玲

（大庆油田有限责任公司第四采油厂试验大队，黑龙江大庆163511）

随着油田的开发，三类油层的有效开发越来越重要，本文针对三类油层开展二元复合驱提高采收率技术研究优选适合的驱油体系配方。研究表明HLX表活剂浓度达0.05%以上时二元体系可达到超低界面张力，且界面张力稳定性可达到60d；油水比例为1∶1时，0.3%HLX表面活性剂二元体系乳化后7d析水率为93.2%；HLX表面活性剂浓度为0.2%和0.3%的二元体系吸附6次后仍能达到超低界面张力；HLX表面活性剂浓度为0.3%时，二元体系在水驱基础上可提高采收率15.31%。

表面活性剂；吸附；乳化；界面张力

随着油田的开发，一类油层部分区块已经进入聚驱后续水驱阶段，且强碱三元复合驱也已经开始工业化应用，有效厚度小于1m、有效渗透率小于0.1D的油层及表外储集层等三类油层的有效开发在油田持续稳产中越来越重要[1，2]。油层矿场试验结果表明，强碱三元复合驱比水驱提高采收率近20%[3,4]，但由于强碱的存在导致注入工艺和举升配套工艺技术都面临着问题，如注入工具堵塞、采出井结垢、采出井卡泵和清防蜡配套技术有待完善等问题[5]，因而表面活性剂需向无碱方向发展。表面活性剂/聚合物二元复合驱是一种可以充分发挥表面活性剂和聚合物的协同作用来提高原油采收率的三次采油方法[6]。聚合物的加入能够较好的控制流度，而表面活性剂的低界面张力性质，能够促使残余油的启动，因此，既能扩大波及体积又能提高驱油效率，同时可以消除三元复合驱体系中含碱所带来的结垢和聚合物用量大等一系列问题。本文针对三类油层开展了二元复合驱驱油体系室内研究，考察了表面活性剂浓度对二元复合驱体系性能的影响，为该二元复合驱体系在现场的进一步应用奠定基础。

1　实验部分

1.1用药剂及仪器

部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）（以下简称聚合物），相对分子质量为500～700万，大庆炼化公司；HLX表面活性剂，大庆高新区华龙祥化工有限公司；人造均质岩心，尺寸为4.5×4.5×30cm，渗透率约185×10-3μm2，东北石油大学；油田注入污水；油田井口脱水原油。

TX-500C旋转滴界面张力仪（美国CNG公司）；LVDV-Ⅱ粘度计（美国Brookfield公司）；DY-Ⅱ型岩心驱替装置（江苏海安石油仪器厂）。

1.2实验方法

1.2.1界面张力测定固定聚合物的浓度为2300mg·L-1，采用注入污水配制不同HLX表面活性剂浓度的二元体系，使用TX-500C旋转滴界面张力仪测定45℃、5000r·min-1的条件下二元体系的界面张力。

1.2.2界面张力稳定性测定固定聚合物的浓度为2300mgL-1，使用油田注入污水配制不同HLX表活剂浓度的二元体系，在45℃条件下恒温放置不同时间，使用TX-500C旋转滴界面张力仪在45℃、5000r·min-1的条件下检测恒温放置不同时间二元体系的界面张力。

1.2.3乳化性能测定固定聚合物的浓度为2300mg·L-1，采用注入污水分别配制HLX表面活性剂浓度0.20%和0.30%表面活性剂/聚合物二元体系，将脱水原油与配制的二元体系按照1∶1混合放入50mL比色管中（V0=25mL），在45℃恒温条件下充分振荡、静置，观察不同时间的析水量Vt，根据公式（1）计算不同时间下的析水率V%，确定各体系的析水率随时间变化规律。

1.2.4抗吸附性能测定固定聚合物的浓度为2300mg·L-1，用注入污水分别配制HLX表面活性剂浓度0.20%和0.30%表面活性剂/聚合物二元体系，将二元体系与80～100目油砂按油砂和复合体系（质量比）为1∶9放入100mL碘量瓶中，在45℃恒温条件下充分振荡，静置吸附24h后，测定上层清液的界面张力。若能达到超低界面张力，用滤出的上层清液，再次称取新鲜油砂按油砂和复合体系为1∶9混合，静置吸附24h，测定上层清液界面张力，重复上述过程，直到复合体系上层清液界面张力高于10-3mN·m-1。

1.2.5驱油性能测定人造均质岩心抽真空8～10h以上，饱和水；45℃下饱和油，放置48h；水驱至采出端含水98%以上，按照方案要求注入化学剂段塞，后续水驱至出口含水98%以上，实验结束。

2　结果及讨论

2.1表面活性剂浓度对界面张力的影响

图1　二元体系界面张力随表面活性剂浓度变化曲线Fig.1Effect of surfactant on the surface tension of SP flooding

从图1可知，当表面活性剂浓度达到0.05%以上时，HLX表面活性剂二元体系能达到超低界面张力。根据隋军[7]研究成果，随着注水压力梯度和孔隙半径等增大，启动毛管内的残余油所需的最低界面张力将上升，在目前水驱压力梯度和孔喉半径等条件下，所需的最低油水界面张力要求不是10-3数量级，在大庆油田条件下，驱替液的油水动态界面张力最低值达到10-2数量级的复合体系即可较大幅度提高化学驱采收率。当表面活性剂浓度为0.03%时，HLX表面活性剂二元体系的界面张力值为6. 3×10-2mN·m-1，达到10-2数量级，因此，HLX表面活性剂降低界面张力效率较高[8]。考虑到地层吸附损耗、驱油剂成本等因素，评价驱油体系方案时表面活性剂浓度选择为0.2%和0.3%。

2.2表面活性剂浓度对界面张力稳定性影响

在原油开采过程中，驱油体系注入地下后需在地下运移一定时间（受井距和地层条件影响），对于一个好的复合驱驱油体系，要求在长时间内保持超低界面张力。

图2　表面活性剂浓度对二元体系界面张力稳定性的影响Fig.2Effect of surfactant concentration on stability of surface tension

从图2可知，所评价的不同浓度HLX-2表面活性剂的二元体系在60d内均可达到超低界面张力，但到90d时二元体系都不能达到超低界面张力，说明HLX表面活性剂二元体系在地层热稳定性低于90d，当运移时间达到90d以上时，驱油体系的油水界面张力不能达到10-3mN·m-1数量级，因此HLX表面活性剂二元驱油体系更适合注入体系运移3个月以内便能到达采出井的区块。

2.3表面活性剂浓度对乳化性能的影响

乳状液的稳定性宏观上常用析水率来衡量，在一定温度下观察乳状液析水情况，若析水量少，说明乳状液稳定。反之，若析水量大说明乳状液不稳定。当聚合物浓度为2300mg·L-1时，HLX表面活性剂浓度对二元驱油体系形成的油水乳状液的乳化稳定性的影响见图3。

图3　表面活性剂浓度对二元体系乳化性能的影响Fig.3Effect of surfactant concentration on emulsification

从图3可知，HLX表面活性剂二元体系乳化后恒温1h时，0.20%和0.30%两个体系的析水率均为12%，说明体系的乳化性能较强，但随着放置时间的延长，析水率上升速度较快；当放置时间超过24h时，析水率上升速度变慢，5d时体系析水率达到最大值，分别为92.0%和93.2%，这说明HLX表面活性剂形成的二元驱油体系乳化能力较强。

2.4表面活性剂浓度对抗吸附性能的影响

油田中驱油体系的抗吸附性能主要通过吸附量实验和多次吸附实验评价。其中多次吸附实验主要考察二元体系注入地层经岩石多次吸附后降低界面张力的能力，吸附次数越多，说明抗吸附性能越好，注入地下后吸附损耗的越少。HLX表面活性剂浓度对其形成的二元体系的抗吸附性能影响见图4。

从图4可以看出，HLX表面活性剂形成的二元驱油体系在吸附6次后仍能达到超低界面张力，说明HLX表面活性剂抗吸附能力很强。

图4　不同吸附次数后二元体系界面张力变化曲线Fig.4Effect of number of adsorption on surface tension

2.5表面活性剂浓度对驱油性能的影响

化学驱注入方案为0.3PV无碱二元段塞（聚合物浓度固定为2300mg·L-1，HLX表活剂浓度分别为0.2%和0.3%）+0.2PV聚合物段塞（聚合物浓度固定为2300mg·L-1）。表面活性剂浓度对驱油效率的影响见表1。

表1　无碱二元复合体系人造岩心驱油实验结果Tab.1Oil displacement property of SP flooding

从表1可以看出，HLX表面活性剂二元体系在表面活性剂浓度为0.3%时，二元体系可在水驱基础上可提高采收率15.31%，提高采收率效果较好；当HLX表面活性剂用量降到0.20%时，提高采收率效果下降，降到11.22%，说明降低表面活性剂用量不利于提高采收率，这主要受界面张力稳定性、乳化性能和抗吸附性能综合作用影响。

3　结论

（1）当HLX表面活性剂浓度为0.03%时，二元体系的界面张力值达到10-2数量级，当HLX表面活性剂浓度达0.05%以上时，二元体系的界面张力值达到10-3数量级。

（2）HLX表活剂二元体系界面张力稳定性可达到60d；油水比例为1∶1时，表面活性剂浓度为0.3%的二元体系乳化后7d析水率为93.2%。

（3）HLX表面活性剂二元体系抗吸附性能很强，表面活性剂浓度为0.2%和0.3%的二元体系吸附6次后仍能达到超低界面张力。

（4）气测渗透率约185×10-3μm2人造岩心驱油实验结果表明HLX表面活性剂浓度为0.3%时，二元体系在水驱基础上可提高采收率15.31%。

［1］张晓芹，关恒，王洪涛.大庆油田三类油层聚合物驱开发实践［J］.石油勘探与开发，2006，33（3）：374-377.

［2］徐典平.杏北油田萨尔图油层提高采收率技术研究［D］.黑龙江：大庆石油学院，2007.

［3］张付生,张雅琴,程杰成,等.三元复合驱和聚合物驱采出原油组成和破乳脱水的关系［J］.石油学报（石油加工）,2008,24（1）:117-120.

［4］苗丰裕，刘东升.三元复合驱举升配套技术［M］.北京：石油工业出版社，2008.

［5］宋淑静.强碱三元复合体系配方优化技术研究［J］.吉林：吉林大学，2013.

［6］Stefan Iglauer,Yongfu Wu,Patrick Shuler,et al.New surfactant classes for enhanced oil recovery and their tertiary oil recovery potential［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2010，（71）:23-29.

［7］隋军.三元复合体系油水界面张力数量级及动态特征对驱油效果的影响［D］.四川：西南石油学院，2004.

［8］包玲，邹洪超，梁保生，等.无碱二元复合驱注入参数优化研究［J］.精细石油化工进展，2013,14（1）:20-41.

Laboratory experiment of EOR technology of SP flooding for tertiary-main layers

HUANG Jin，MENG Fan-hai，XU Chun-ling
（Experimental Department of Oil Product No.4,Daqing Oilfield Company Limited,Daqing 163511,China）

With the development of oil fields,it is increasingly important to develop the tertiary-main layers effectively.In this paper EOR technology of SP flooding for tertiary-main layers is studies to obtain the suitable flooding system.The results show that the SP flooding system can achieve ultra-low interfacial tension,when HLX surfactant concentration is above 0.05%;and the stability time of the interfacial tension is 60 days.When the oilwater ratio is 1∶1,the water separating proportion is 93.0%after 7 days for the SP flooding system with HLX surfactan concentration of 0.3%.It is can achieve ultra-low interfacial tensio after adsorbed 6 times for the SP flooding system with HLX surfactan concentration of 0.2%and 0.3%.When the HLX surfactant concentration is 0.3%, the SP flooding system can enhance oil recovery by 15.31%after water flooding.

surfactant；adsorption；emulsification；interfacial tensions

TE34

A

1002-1124（2014）11-0030-03

2014-08-12

黄金（1982-），男，吉林省大安市，大学本科，工程师，从事油田化学研究。