一种阴-非离子表面活性剂在安塞油田长6油藏适应性研究

2018-09-19折立军万文杰

石油化工应用 2018年8期

杨剑，马健，折立军，万文杰，李泽，张蓓

（中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000）

安塞油田自1989年注水开发以来，历经20多年，逐步形成了具有安塞特色的低渗透油田开发技术体系，有力支撑了安塞油田的发展[1]。在目前井网条件下，通过实施井网优化、超前注水、精细注采调控、分层注水、堵水调剖等以注水为核心主体开发技术，提高了一次井网水驱采收率，目前达到了21.6%。在目前的井网条件下，现有技术很难大幅度提高油田采收率，需要探索三次采油技术。近年来围绕剩余油定量认识，开展了大量工作，认识到安塞油田储层平面和剖面还存在较多的剩余油[2-6]，为三次采油提高采收率奠定了基础[7-9]。室内制备一种阴-非离子表面活性剂，通过测试评价和现场试验，评价其对安塞油田长6油藏的适应性[10-12]。

1 实验材料与仪器

1.1 实验材料

一种阴离子-非离子型表面活性剂，技术指标（见表1）；安塞油田原油（密度 0.833 g/m3，黏度 35.03 mPa·s）；安塞油田注入水，具体成分（见表2）；安塞油田天然岩心。

表1 一种阴离子-非离子型表面活性剂技术指标

表2 安塞油田地层注入水组成

1.2 实验仪器

TX-500C旋转滴界面张力仪，北京盛维基业科技有限公司；SC-02低速离心机，安徽中科中佳科学仪器有限公司；岩心驱油模拟装置。

2 实验过程与结果

2.1 界面张力测试

用安塞油田采出水配制浓度为0.1%、0.3%、0.5%、0.7%、0.9%五种表面活性剂溶液，在温度40℃、转速5 000 r/min条件下，测试表面活性剂溶液与安塞油田原油的界面张力，结果（见表3）。由表3可知，在较高浓度下，表面活性剂溶液能将油水动态界面张力在7 min内降至10-3mN/m，而在较低浓度下，界面张力达到10-3mN/m超低界面张力所用时间增加，但是最终界面张力都维持在10-3mN/m数量级。

表3 不同浓度表面活性剂与原油界面张力的变化

在40℃下用不同矿化度的注入水配制0.5%的表面活性剂溶液，随时间推移测得油水界面张力数据（见表4），可以看出即使在70 000 mg/L的高盐矿化度下，油水界面张力依旧可达到超低界面张力，说明该表面活性剂具有较好的耐盐性[13，14]。当矿化度为50 000 mg/L时，油水界面张力在10-3mN/m超低数量级维持时间最长。根据R平衡值理论[15，16]，水相（w）的电解质浓度对离子表面活性剂分子的极性基有影响。具有超低界面张力的体系存在一个含盐度范围[17-19]，在此范围内体系具有超低界面张力值，而超出该浓度范围，则界面张力上升。一般来说，油相中的表面活性剂浓度随水相中盐浓度的增大而增大。在低盐浓度条件下，大部分表面活性剂存在于水相，仅有极少量的表面活性剂进入界面或油相；在高盐浓度下，表面活性剂优先溶解于油相，仅有极少量的表面活性剂进入界面或水相。在某一中等盐浓度时，水相和油相中的表面活性剂浓度近似相等，油水界面的表面活性剂浓度最高，界面张力最低，这一中等盐浓度称为最佳含盐度。当体系处在最佳含盐需求量状态（表面活性剂增溶油和增溶水的能力相同）时，体系形成最低界面张力盐浓度的增加，使更多的表面活性剂分子参与形成胶束，导致界面张力降低。但随着盐浓度的进一步增加，界面张力经历一个最低值，由于表面活性剂大部分进入到了油相，油水界面吸附失去了平衡，导致界面张力的回升。

表4 矿化度对油水界面张力的影响

2.2 乳化能力测试

表面活性剂对原油具有较强的乳化能力，同时由于表面活性剂在油滴表面吸附而使油滴带有电荷，不易重新粘回到地层表面，而被活性水夹带着流向采油井[21，22]。以一定的转速搅拌表面活性剂与原油混合溶液，原油乳化所需转速越低，说明表面活性剂乳化能力越强，原油乳化最低转速可以用来表征表面活性剂的乳化能力[20，21]（见表5）。

表5 不同表面活性剂浓度下原油乳化所需最低转速

由表5可见，在40℃条件下，随着表面活性剂浓度的增加，原油乳化所需的最小转速随之降低，说明表面活性剂浓度越高，乳化能力越强。温度40℃，表面活性剂溶液浓度0.5%，测试在不同矿化度下的最低转速，数据（见表6）。可以看出原油乳化的最低转速随矿化度的升高变化不明显，溶液矿化度从10 000 mg/L提高至90 000 mg/L时，最低转速仅从625 r/min下降至525 r/min。说明该表面活性剂对安塞原油的乳化能力较强。

表6 不同矿化度下原油乳化所需最小转速

2.3 长6油藏配伍性测试

用安塞油田注入清水、采出水配制不同浓度的表面活性剂溶液，40℃下恒温静置24 h，观察溶液的浑浊沉淀情况。注入清水配制浓度0.3%、0.5%表面活性剂溶液外观清澈透明，未有絮状物或沉淀出现。回注水配制0.3%、0.5%表面活性剂溶液略微浑浊（浑浊程度与回注水本身基本一致），但未有絮状物或沉淀出现。说明表面活性剂与现场水样配伍性良好（见图1）。

2.4 岩心模拟驱油实验

选取安塞油田长6油藏天然岩心，分别用浓度0.3%、0.5%、0.7%的表面活性剂溶液进行驱油实验，结果（见表7）。可以看出随着表面活性剂溶液浓度的升高，表面活性剂较水驱提高采收率幅度也在加大，说明表面活性剂溶液浓度越高采收率增幅越大。但是浓度由0.3%提高到0.7%，采收率提高仅由10.41%提高到12.84%，采收率增幅仅提高了23.3%，意味着表面活性剂使用量增加一倍以上，提高采收率效果仅增加了不到25%，现场使用时需要考虑经济效益，不可一味追求采收率的提高。