长6特低渗储层驱油用表面活性剂性能评价及矿场试验

崔鹏兴，梁卫卫, 张文哲

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院， 陕西 西安 71069）

长6特低渗储层驱油用表面活性剂性能评价及矿场试验

崔鹏兴，梁卫卫, 张文哲

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院， 陕西 西安 71069）

通过对鄂尔多斯盆地一低渗透M区块驱油用表面活性剂的界面张力、乳化能力的测试，并在室内通过物理模拟实验，主要是针对M区岩心基本特征，研制模拟岩心进行表面活性剂驱油实验和渗吸实验。结果表明，该表面活性剂溶液可以提高低渗岩心的微观驱油效率，且渗透率越低其提高的程度越大，渗吸实验结果说明了表面活性剂溶液的渗吸对于注入水的渗吸是有提高的作用，其主要机理是降低了油滴的流动阻力。并通过M区柳90-38和96-32井组注表面活性剂矿场试验，进一步说明了表面活性剂溶液对于提高原油采收率的效果。

低渗透油藏；表面活性剂；驱油效率；渗吸；表面活性剂矿场试验

低渗特低渗储层的开发越来越受到重视，表面活性剂驱对于低渗透储层驱油具有良好的前景，已经显示出了巨大的优势，成为主要提高原油采收率的方法之一[1,2]。

根据M区块长6特低渗储层利用表面活性剂进行了先导性实验，取得了较好的效果。先从实验室对表面活性剂进行性能评价，并从矿场试验中得到了认识和进展。

1 室内试验对表面活性剂的评价

1.1 试验仪器及材料

JJ2000B旋滴界面张力仪，ISCO，MODEL 10000000DX恒流泵（精度：0.000 01 mL/min），渗析瓶，恒温箱（油气藏开发模拟系统），压力传感器，中间容器和压力记录计算机等。

实验室模拟岩心，0.2%A表面活性剂体系（M注区入水体配置），M区地面脱气脱水原油，M区长6储层地层水，M模拟注入水，石油醚等。

1.2 试验方法

（1）界面张力的测定

用 JJ2000B旋滴界面张力仪，在 54 ℃、6 000 r/min的转速下测定M区地面脱气原油与A表面活性剂溶液的界面张力。

（2）乳化能力的测定

在温度室温下，将A表面活性剂体系与M区块原油以体积比7:3在刻度试管中混合，震动5分钟，计量乳化水率[3]。

（3）短岩心表面活性剂驱油的测试

短岩心均选用Φ2.5 cm×10 cm的均质亲水岩心，基本参数见表1。实验在恒温54 ℃，注入速度为1 m/d，先用注入水驱替，当出口端含水上升至98%并不在下降时，换浓度为0.2%的A表面活性剂溶液驱替，直到不出油为止。

表1 表面活性剂驱油实验结果Table 1 Surfactant displacement experiment results

（4）渗吸能力的测定

根据石油行业标准SY/T5336-2006来测定岩心的渗透率等参数，在54℃的恒温箱里造束缚水，并测量其孔隙度，然后注入M区长6原油。放入渗吸瓶中定时观察，并记录出油量。

表2为渗吸实验所用的岩心基本参数。岩心均为实验室人工模拟的均质亲水岩心。

表2 低渗亲水岩心基本参数Table 2 The basic parameters of the hydrophilic core permeability

1.3 试验结果及讨论

分别测试得到界面张力、乳化能力、表面活性剂驱油结果以及渗吸结果。

（1）界面张力

如图1，0.2%A表面活性剂体系的平衡界面张力为7.69×10-3mN/m，属于超低界面张力。

图1 界面张力测试曲线Fig.1 Interfacial tension test curve

（2）乳化能力

测试的乳化能力衰变曲线为图 2，可以看出，A表面活性剂溶液的乳化能力较差，初始乳化水率在26%左右。

图2 乳化衰变曲线Fig.2 Emulsified decay curve

（3）短岩心表面活性剂驱油的测试结果

从表3和图3可以看出，表面活性剂可以提高微观驱油效率，但由于A表面活性剂溶液的乳化性能不是很强，所以提高的微观驱油效率不是很大，但是可以明显的看到，在低渗特低渗区域，表面活性剂驱油效率效果比较明显，在0.2 mD的时候提高的驱油效率能达到 4%，且渗透率越低表面活性剂驱油效果越高[4]。

表3 表面活性剂驱油实验结果Table 3 Surfactant oil displacement experiment results

图3 渗透率对A表面活性剂驱油效率的影响Fig.3 Influence of permeability on surfactant oil displacement efficiency

（4）渗吸实验结果

从表 4和图 4中可知，A表面活性剂溶液在0.2-10渗透率范围内，都可以提高渗吸驱油效率，跟注入水渗吸效果相比，表面活性剂溶液对于低渗岩心是可以提高渗吸效率。且随着渗透率减小渗吸驱油效率也变小，在10 mD 左右渗透率的3-1和3-2岩心渗吸效率是最高，最低的为1-2组，表面活性剂溶液渗吸在三组中均高于注入水的渗吸，说明了表面活性剂溶液使得岩心中的原油得到活化，降低了油滴启动的阻力，使得粘附功降低因子变小，增加了岩心的驱油效率[5,6]。

表4 低渗亲水岩心渗吸结果Table 4 Imbibition of the hydrophilic core of low permeability

图4 低渗透岩心渗吸驱油动态曲线Fig.4 Low permeability core imbibition dynamic curve

2 M区柳90-38和96-32井组注表面活性剂矿场试验

2.1 试验目的

单独考察表活剂在三叠系长6油藏洗油效果。

2.2 注入浓度

根据前面表面活性剂浓度对界面张力的影响评价实验，表活剂在浓度0.2%～0.5%范围内，均可实现超低界面张力，考虑到注入过程中的地层水稀释和地层吸附影响，选择注入浓度为 0.5%进行试验。

2.3 注入速度和注入量

依托已有注水系统，采用原配注量进行施工，注入压力不做调整，注入速度为37～40 m3/d。

通过室内不同注入PV数对水驱后表活剂驱油效率的评价，当注入量在0.6～0.8 PV时，驱油效率值趋于稳定。针对现场的实际情况，采取分段塞的方式注入，达到注入PV数。90-38井组注入一个段塞，注入2 671 m3，0.004 PV。柳92-36注入两个段塞。第一断塞注入1 498 m3，注入0.003 PV，第二段塞注入3 378 m3，注入0.008 PV，累计注入4 876 m3，0.011 PV。

2.4 试验效果

试验两个井组井间连通性好，试验前测试吸水剖面较均匀。其中柳90-38油层厚度24.2 m，吸水厚度8.59 m；柳92-36油层厚度12.2 m，吸水厚度4.13 m。

柳90-38井组2012年注表活剂后，井组油井见效8井次，见效率100%，液量上升、油量上升、含水下降，增产幅度32.0%，至目前效果持续稳定，有效期7个月(图5)。

柳92-36井组，注入两个段塞。2011年注表活剂0.003 PV，对应油井液量上升、油量上升、含水下降，增产幅度8.8%，有效期7个月以上，至2012年注第二段赛前持续有效。第二段塞注入0.008 PV，增产幅度12.8%，至目前有效期7个月，持续有效。该井组累计增产幅度22.7%。从两次注入情况来看，见效高峰期在注入后第二个月，后期逐月递减(图6)。

图5 柳90-38井组生产曲线Fig.5 Liu 90-38 well group production curve

图6 柳92-36井组生产曲线Fig.6 Liu 92-36 well group production curve

3 结论与认识

（1）在低渗和特低渗油藏中，表面活性剂可以提高原油的采收率，一般情况下，在亲水性低渗油藏中表面活性剂可以提高微观驱油效率，渗透率越低的表面活性剂提高的微观驱油效率越高，提高的驱油效率为1%～4%。

（2）表面活性剂溶液可以提高渗吸驱油效率，在低渗透岩心中，其渗吸驱油效率比注入水渗吸的驱油效率要高 2%左右。在油藏中可以扩大波及效率，降低油滴的流动阻力，使得采收率提高。

（3）现场试验表活剂注入后对应部分油井出现了液量上升的作用、液量上升特点，表活剂在地层提高了洗油效率。增产幅度主要是由于油层厚度越大，吸水厚度越大，增产幅度越大，效果持续时间越长；从柳92-36两次注入情况对比，注入PV数越大，见效越明显。

［1］ 赵福麟.油田化学[M].东营：石油大学出版社，2010:110-112.

［2］ Meyers J,Pitts M J,Wyatt K.Alkaline-surfactant-polymer of the West Kiehl,Minnelusa Unit:SPE,24144[P].1992.

［3］ 孙春柳，康万利，刘卫东等.影响原油乳状液稳定性的因素研究[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报）,2010，32(2)：134-136.

［4］ 王业飞，李继勇，赵福麟.高矿化度条件下应用表面活性剂的驱油体系[J].油气地质与采收率，2001(2)：67-69.

［5］ 李继山.表面活性剂体系对渗吸过程的影响[D].中国科学院研究生院，2006：40-72．

［6］ 曲志浩.孔令荣.低渗透油层微观水驱油特征[J].西北大学学报（自然科学版），2002，32(4)：329-334．

Performance Evaluation and Field Test of a Displacement Surfactant Used in Chang 6 Low Permeability Reservoir

CUI Peng-xing , LIANG Wei-wei, ZHANG Wen-zhe
（Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum(Group) Co.,Ltd., Shaanxi Xi’an 71069, China）

Through the interfacial tension and emulsifying capacity test of a surfactant for oil displacement in M area of Ordos basin, and the indoor physical simulation experiment, oil displacement experiment and imbibition experiment of the surfactant on simulated core based on core basic characteristics of M area were carried out. The results show that, the surfactant solution can improve the oil displacement efficiency of low permeability cores; the lower the permeability, the higher the enhanced degree. Imbibition experiment results show that the surfactant solution imbibition can increase injected water imbibition obviously,its main mechanism is to reduce the flow resistance of oil drop. Through the surfactant flooding pilot test in Liu 90-38 and 96-32 well group of M area, oil recovery effect of surfactants was further proved.

Low permeability reservoir; Surfactant; Oil displacement efficiency; Imbibition; Surface active agent field test

TE 357

A

1671-0460（2015）08-1832-03

2015-02-10

崔鹏兴（1986-），男，陕西西安人，助理工程师，硕士，2013年毕业于中国石油大学（北京）石油与天然气工程，研究方向：从事油气田开发工作。E-mail：butterapple@163.com。