克拉玛依油田B21井区油藏表面活性剂性能评价

李凯，李织宏，刘晓丽，陈丽艳，万青山，许人军

（中国石油 新疆油田分公司 实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000）

克拉玛依油田B21井区下三叠统百口泉组油藏，其储集层为山麓洪积扇相沉积的巨厚块状砂砾岩，具有低孔、低渗、非均质性强的特点。经过多年注水开发，目前处于高含水开采期，采出程度达29%，综合含水率高达88%，而水驱预测采收率为33%，水驱后仍有近70%的地质储量未被动用。因此，如何更加有效、高效地开发B21井区百口泉组砾岩油藏，成为目前亟待解决的问题。虽然已经开展了调驱、聚合物驱等应用研究，但采出液因含有较高浓度的聚合物，导致乳液稳定性高，油水分离难度大，严重影响采出液的脱水和原油的外输，同时污水处理难度加大，成本增加[1-3]。表面活性剂具有降低油水界面张力、降低岩层表面自由能的优点，在合理调整油水界面张力的前提下，可确保高的洗油效率和低的乳化程度[4-8]。因此，表面活性剂驱油成为低渗透油田提高采收率的重要方法[9-11]。为了提高油井产量，进一步提高原油采收率，开展了表面活性剂的研究与应用工作[12-15]。HW表面活性剂是针对低渗透特点和原油物性开发的第三代“双子型”表面活性剂产品，适应范围广、活性高、无碱、耐盐、抗温和对地层无伤害。本文对HW表面活性剂的界面张力及乳化能力评价，并进行驱油模拟实验，为现场应用提供技术参数。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

HW表面活性剂（属于双磷酸盐型表面活性剂，北京鸿威石油工程技术服务有限公司，工业纯）；克拉玛依油田B21井区百口泉组原油（B41井、AB6井和AB7井，地层原油密度0.767 6 g/cm3，黏度2.5 mPa·s）；克拉玛依油田B21井区百口泉组回注水（NaHCO3型，矿化度6 406.4 mg/L）；XZD-5型旋转液滴界面张力仪（北京哈科实验仪器厂，测量范围1～10 mN/m，精度0.01 mN/m）；岩心驱替装置（HKY，海安县石油科研仪器有限公司，环压50 MPa，驱替压力40 MPa，压力测试精度0.1%；流量0.01～10.00 mL/min；工作温度150℃，控温精度±1℃；交流电源380 V，50 Hz；总功率6 kW）。

1.2 界面张力测定方法

使用XZD-5型旋转液滴界面张力仪测定驱油剂的界面张力。在60℃恒温条件下将注好油滴的离心管装入仪器的旋转轴内，离心管轴向长度记作Lc，离心管直径记作dD，调节转速观察液滴变化，在Lc/dD大于4时，记录液滴直径d的数据，并计算该溶液体系界面张力γ，公式如下[16]：

式中 d——液滴直径，mm；

KP——放大系数，0.24；

R——仪器最终转速，r/min；

ρA，ρB——分别为测试用高密度液体和低密度液体密度。

1.3 表面活性剂吸附实验

天然岩心砂粉碎后过150 μm筛，在105℃下干燥至恒重，待用。采用注入水配制质量分数为0.1%，0.2%，0.3%，0.4%和0.5%的表面活性剂溶液，将岩心砂与表面活性剂溶液按1∶100，1∶50，1∶20和1∶10的固液比加入100 mL锥形瓶中，振摇混匀后密封，置于60℃下恒温12 h.倒出溶液至离心管中，在3 000 r/min的转速下离心10 min后，取出离心管中上层清液，按照界面张力测定方法测定其与B41井原油的界面张力。

1.4 表面活性剂乳化和驱油能力评价

取50 mL的具塞量筒，将不同质量分数的表面活性剂与原油分别以体积比1∶1，1∶2，1∶3，1∶5，1∶10和1∶20混合，上下震荡50下，60℃恒温下用秒表测定水相析出一半体积时所用时间，即为半衰期。

岩心驱替实验参照文献［17］的方法进行，所用岩心参数如表1所示。所用油、水分别为研究区B41井采出原油和百口泉组二类砾岩油藏采出水，注入0.5 PV表面活性剂溶液。

表1 驱油用人造岩心基本参数

2 结果与讨论

2.1 表面活性剂的表面张力

水驱油藏原油的采收率是水驱波及系数与洗油效率的乘积。用注表面活性剂的方法可降低界面张力，以此降低残余油饱和度来提高驱油效率。采用研究区百口泉组采出水，配制质量分数为0.1%，0.2%，0.3%，0.4%和0.5%的HW表面活性剂溶液，测定60℃（油藏温度）下的界面张力（图1）。由图1可见，质量分数为0.1%～0.5%时，界面张力稳定在10-2mN/m量级。随着质量分数的增加，HW表面活性剂溶液与AB6井原油的界面张力呈现先减小后增大再减小的趋势，但整体变化不大，质量分数为0.3%时，界面张力最小，为0.030 9 mN/m；HW表面活性剂溶液与AB7井原油界面张力呈现先减小后增大再减小的趋势，质量分数为0.3%时，界面张力最低，为0.007 8 mN/m；HW表面活性剂溶液与B41井原油界面张力呈现先增大后减小再增大的趋势，质量分数为0.4%时，界面张力最小，为0.006 0 mN/m.随着界面张力的减小，原油黏度降低，易于从岩石颗粒表面剥离[3]。HW表面活性剂溶液可以显著降低界面张力，且在较宽的浓度范围，其界面张力较稳定，具有良好的应用前景。

图1 HW表面活性剂质量分数对界面张力的影响

2.2 表面活性剂的稳定性

由于表面活性剂随水注入地层后，将在地层长时间运移，因此需要具有一定的稳定性。将配制好的质量分数为0.1%，0.2%，0.3%，0.4%和0.5%的HW表面活性剂溶液放入安瓿瓶中密封，60℃下恒温保存，分别在配置当天、第7 d，第14 d，第30 d，第60 d和第90 d加入B41井原油，测定HW表面活性剂与B41井原油的界面张力（图2）。由图2可知，随着表面活性剂老化时间的延长，各质量分数表面活性剂溶液的界面张力逐渐提高，但其变化不大，始终低于0.1 000 mN/m，表明该表面活性剂具有较好的稳定性，可以在储集层中长时间运移。

表面活性剂驱油在地层运移时要反复接触原油，因此考察了表面活性剂与原油混合体系老化后界面张力的变化。选取降低界面张力最优体积比，按照1∶1（体积比）将表面活性剂和原油置于安瓿瓶中密封，在60℃下恒温保存，分别在配置当天、第7 d，第14 d，第30 d，第60 d和第90 d测定界面张力（图3）。结果表明，表面活性剂溶液与不同原油的界面张力随老化时间的延长，整体呈现略有升高的趋势，但其中也有部分波动。对于AB6井原油，其界面张力在第7 d达到最小值；对于AB7井原油和B41井原油，其界面张力均在第30 d达到最小值。实验显示该表面活性剂的稳定性和广泛适用性有利于其在新疆油田B21井区百口泉组的较大区域内广泛使用[18]。

图2 不同质量分数HW表面活性剂溶液与B41井原油界面张力随时间的变化

图3 质量分数为0.3%的HW表面活性剂溶液与不同原油共同老化时界面张力变化

2.3 表面活性剂在岩心上的吸附性

图4 HW表面活性剂溶液在岩心砂上吸附后界面张力变化

表面活性剂溶液在岩心砂上吸附之后，测定其与B41井原油间的界面张力。由图4可见，界面张力随着固液比的升高而升高，在低质量分数表面活性剂溶液中尤为突出，而在高质量分数溶液中界面张力虽有所上升，但幅度不大。质量分数为0.3%及其以上时，在所实验范围内界面张力仍低于0.1 000 mN/m.由此可见，该表面活性剂在岩心砂上吸附较弱，用于驱油则在地层运移时吸附损失小，利于起到长效作用。

2.4 表面活性剂的乳化性能

将不同质量分数的表面活性剂与3种原油分别以体积比1∶1，1∶2，1∶3，1∶5，1∶10和1∶20混合，测半衰期。结果显示，质量分数为0.1%～0.5%的HW表面活性剂均能与不同体积比的原油形成乳液，即具有较好的乳化能力，同时该乳液体系析水较快，因此考察了其质量分数和水油比对析液半衰期的影响。对表面活性剂与AB6井原油混合液乳化半衰期的影响如图5所示，其半衰期变化规律整体不明显，半衰期最长的是质量分数0.2%，水油比1∶3的混合液，为706.4 s.实验中发现，油水分离后界限清晰，水质清澈，在较低水油比时（1∶1）含有少量乳状物。

图5 HW表面活性剂质量分数和水油比对AB6井原油析液半衰期影响

表面活性剂与AB7井原油混合液的乳化半衰期，随水油比的减小，呈现先增大后减小再增大再减小的马鞍形趋势（图6），最长半衰期在质量分数0.1%，水油比1∶10时，为598.5 s.实验中发现，油水分离后界限清晰，分离后的水质清澈，在较低水油比时（1∶1）含有少量乳状物。

图6 HW表面活性剂质量分数和水油比对AB7井原油析液半衰期影响

水油比对B41井原油的析液半衰期影响如图7所示。由图7可看出，析液半衰期呈现先增大后减小的趋势，最长半衰期在质量分数0.1%，水油比1∶2时，为448.5 s.实验中发现，油水分离后界限清晰，水质清澈，在较低水油比时（1∶1和1∶2）含有少量乳状物。

图7 HW表面活性剂质量分数和水油比对B41井原油析液半衰期影响

由上述乳化实验可知，HW表面活性剂与克拉玛依油田B21井区二类砾岩油藏产出的原油乳化能力强，且乳液不稳定，在较短时间内可恢复油水分离状态。因此，HW表面活性剂用于驱油后采出液容易破乳，利于产出液的快速油水分离。

2.5 驱油实验

克拉玛依油田B21井区二类砾岩油藏采出水配制不同质量分数的HW表面活性剂溶液，B41井原油饱和岩心，考察了表面活性剂质量分数对驱油效果的影响（表2）。由表2可知，增大表面活性剂质量分数，可以提高采收率，质量分数为0.3%时，采收率提高了10.5%，进一步提高表面活性剂质量分数，化学驱采收率仍有提高，但是提高幅度不明显。

表2 不同HW表面活性剂质量分数下的驱油效果 %

3 结论

（1）HW表面活性剂质量分数为0.1%～0.5%时，界面张力低于0.100 0 mN/m，最小为0.006 0 mN/m.

（2）HW表面活性剂溶液60℃下保存90 d，其界面张力略有提高，但变化不大，始终保持在10-2mN/m量级，表明该表面活性剂具有较好的稳定性，且在岩心砂上吸附较弱。

（3）HW表面活性剂具有较好的乳化能力，同时该乳液体系析水较快，HW表面活性剂用于驱油后采出液容易破乳，利于生产中快速油水分离。

（4）HW表面活性剂溶液具有较强的驱油能力，质量分数为0.3%时，化学驱提高采收率达到了10.5%，进一步提高质量分数，采收率提高不大。

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