基于低渗透油藏驱油用的表面活性剂研究

王亚奇



基于低渗透油藏驱油用的表面活性剂研究

王亚奇

（长江大学 石油学院， 湖北 武汉 434100）

针对传统低渗透油藏开采中，采用水驱采收率低和开发效果差的问题，提出一种无碱的阴离子－非离子表面活性剂体系。为验证该表面活性剂性能，对上海石油化工研究院合成的表面活性剂体系的界面张力进行实验。通过实验得到SHPC7体系性能最佳，能快速得到界面张力平衡状态。然后，配置不同浓度的SHPC7，并对其界面张力进行观察，从而得到其最佳的实验浓度。最后，通过模拟低渗透油藏环境，就SHPC7表面活性剂在乳化性能、驱油性能等进行评价，并将其与AOS表面活性剂比较。实验结果表明，在实验环境下SHPC7的乳化性能要优于AOS表面活性剂，同时随着SHPC7的加入，其采收率可提高15%。由此说明SHPC7体系在提高低渗透油藏开采方面具有很好的作用。

低渗透油藏；表面活性剂；驱油体系；乳化性能；界面张力

随着石油开采的不断深入，我国大部分油田都处在水驱（二次采油）阶段。通过水驱开采后，仍存在大约65%的原油不能得到有效的开采，然后油层进入到高含水或特高含水阶段，此时如果对石油进行开采，其难度将大大增加。如何提高三次石油采收效率，稳定原油产量，成为目前思考的重点。而提高水驱采收率是一种有效的方法，主要是通过添加各种化学试剂，从而降低油水界之间的表面张力，以此提高石油的采收率。由此，表面活性剂成为降低油水界面张力的一个关键因素，受到广泛的关注[1,2]。但是，要达到地界面张力的活性剂种类非常的多。在使用的过程中，种类的选择需要根据具体的地质条件进行选择。地层的温度越高，水中所含有的钙镁离子也就越多，对活性剂的要求也就越加苛刻。比如在文东油田地层中，其矿化度可以达到2.510 5。在这种高矿化下的地层中，如采用传统的活性剂，通常会产生盐析现象，从而导致表面活性剂失效。为解决这个问题，人们通常在传统的表面活性剂中加入碱，从而降低界面张力[3-7]。但是再加入碱之后，往往会造成地面损害。因此，采用一种不加碱的超低界面活性剂，成为目前研究的重点。本文则提出一种阴离子－非离子的表面活性剂体系，并对该活性体系的驱油效率等性能进行了评价。

1 实验部分

1.1 实验原材料

活性剂样本：采用上海石油化工研究院合成的SHPC1~7 表面活性驱油体系。

油层水样取自延长油田某地层，具体水样如表1所示。

表1 油层注入和产出水样分析

1.2 实验方法

1.2.1 界面张力测定

界面张力的采用北京环球恒达科技有限公司生产的Texas-500C 旋滴界面张力仪，其主要采用旋滴法对界面张力进行测定。测量原理是通过重力、离心力和界面张力三者的共同作用，从而使得密度高的液滴会在密度高的液滴当中，自然的形成一个圆柱形的液滴。而该液滴的特点就是，其直径和张力呈现出反比的关系。如油柱长度大于直径的4倍，此时界面张力计算如下：

如果油柱的长度小于直径的4倍，那么界面张力计算如下：

（2）

1.2.2 乳化性能测定

对乳化性能的测定，主要包括自乳化性能和乳化力评价。为进一步凸显本文选用的表面活性体系的特点，选择AOS表面活性剂与其进行比较。

1）自乳化评价

该评价主要通过将选出的最佳表明活性剂与表1中的注入水混合，配置成溶液。取20m L的溶液加入到玻璃管中，按照1∶1的比例将其与实验油田中的原油进行混合。在混合后，将混合后的原油放入到95 ℃恒温的水当中，并观察混合原油的颜色变化情况。

2）乳化力评价方法

同样，根据上述的试验步骤，取20 mL的溶液，并将该溶液加入到50 mL大小的玻璃管当中。在放入后，按照1∶1的比例对原油和水进行配比，然后放入到95℃水浴锅恒温水浴中，时间5min，以后每隔1 min上下震荡10次，重复该动作5次，最后静静置并观察结果。

1.2.3 界面张力测定

将人造岩心抽空5 h饱和地层水，然后测量孔隙的体积p；然后测定标准盐水水相的渗透率；饱和原油，造束缚水，驱替原油，直到岩心的出口无水产出为置。注入表面活性驱油剂，然后利用水驱至含水为98%时结束，此时计算其驱油的采收滤和总的采收滤。计算公式为[8]：

2 结果与讨论

2.1 阴离子－非离子活性剂结构

该活性剂的结构如图1所示。

图1 阴离子－非离子活性剂结构

2.2 不同活性剂体系张力评价结果

将 SHPC1~7 活性体系溶液配制为浓度大小为0.25%的溶液，密闭24 h，然后利用Texas-500C 界面张力仪对界面张力进行动态测定[9,10]，从而得到图2所示的结果。

通过图2的结果可以看出，上海石油化工研究院合成的表面活性剂界面张力随着时间的推移在不断地减少，并且SHPC7稳定在10-3mN/m的数量级。同时相比与其他体系来讲，SHPC7在短时间之内达到动态界面张力平衡，说明SHPC7的吸附能力更强，并可快速运移。

图2 表面活性剂界面张力与油田动态界面张力对数图

2.3 不同浓度下的SHPC7张力变化

为进一步验证SHPC7浓度大小对界面张力的影响，从而为后续的驱油效果奠定基础，设置0.05%、0.10%、0.30%和0.50%四种不同的浓度。同样采用Texas-500C 界面张力仪对不同浓度下的界面张力进行测定。通过实验可以得到图3的界面张力变化情况。

图3 不同SHPC7浓度下的界面张力变化

通过上述的图可以看出，当SHPC7浓度在0.05%的时候，此时的界面张力最差，油水界面张力保持在10-2mN/m的数量级。而当浓度在0.3%的时候，此时的油水界面张力在10-3mN/m的数量级。由此可以看出，当SHPC7的浓度在0.3%的时候，其界面张力最小，满足试验油田样品的驱油需求。

2.4 乳化性能评价

为验证SHPC7活性剂与其他表面活性剂的性能，通过乳化实验对SHPC7活性剂与AOS活性剂在乳化方面的乳化性能进行观察，从而可以得到如图3的实验前后效果。

（a）实验前     (b)试验后

通过上述的实验结果看出，AOS在通过乳化实验后存在油团沉积的现象，而在融入SHPC7活性剂的油相下液面有不同程度的上移，从而说明SHPC7可以将原有进行轻微的乳化，但AOS则不能。

2.5 驱油评价

采用相同的岩心，加入不同浓度的SHPC7表明活性剂，从而得到不同浓度下对低渗透油层的驱油效果。

由此，通过表2看出，在增大SHPC7表明活性剂的浓度下，其驱油效果在不断增加。但是在0.3%的浓度下其驱油采收率小于浓度为0.2%的采收率。根据上述的结果得出，在实际的应用中，应选择SHPC7表明活性剂浓度大小为0.2%的浓度，此时采收率最高。

表2 不同浓度表面活性剂浓度的驱油效果

3 结论

通过上述的研究看出，在SHPC体系中，SHPC7体系的油水界面张力最小，并可以达到的超低数量级。同时通过乳化实验看出，传统的AOS表面活性剂加入后会形成沉淀，而SHPC7会乳化部分原油，从而提高了原油的采收率。另外，通过在不同浓度下的SHPC7采收率对比，在实际中将其浓度设定为0.2%情况下，其采收率最高。

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［5］ 曹涛. 低渗透油藏驱油用表面活性剂SAS体系及性能评价[J]. 长江大学学报(自科版),2015,22:31-33+4.

［6］ 赵健慧,赵冀,周代余,闫立朋,崔仕提,戴彩丽. 高温高盐油藏驱油用表面活性剂性能评价[J]. 新疆石油地质,2013,06:680-683.

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Research on Surfactants for Oil Displacement in Low Permeability Reservoirs

（School of Petroleum, Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China）

Aiming at the problem of low water-flooding recovery and poor development efficiency in traditional low permeability reservoirs, an alkali-free anionic-nonionic surfactant system was proposed. In order to verify the performance of the anionic-nonionic surfactant, the interfacial tension and compatibility of the surfactant system synthesized by Shanghai Petrochemical Research Institute were tested. The results show that the performance of SHPC7 system is the best, and the interface tension balance can be obtained quickly. Then, different concentrations of SHPC7 samples were prepared, and their interfacial tensions were observed, and the optimum experimental concentration was obtained. Finally, emulsifying performance and oil displacement performance of SHPC7 surfactant were evaluated by simulating the environment of low permeability reservoir, and it was compared with AOS surfactant. The experimental results show that the emulsification performance of SHPC7 is better than that of AOS surfactant in the experimental environment, and the recovery rate is increased by 15 % after adding SHPC7.So the SHPC7 system has a good effect in improving the recovery rate of low permeability reservoirs.

Low permeability reservoir; Surfactant; Flooding system; Emulsifying property; Interfacial tension

TE 357

A

1671-0460（2017）08-1543-03

2017-03-16

王亚奇（1990-），男，河北保定人，在读硕士研究生，研究方向：油藏描述方向。E-mail：718977016@qq.com。