印尼ASSET3油田表面活性剂吞吐技术研究及应用

(中海油田服务股份有限公司 油田生产事业部，天津 300459)

ASSET 3油田位于印尼南苏门答腊岛，油藏埋深1 981.2～2 286 m，平均孔隙度13%，平均渗透率18×10-3μm2，原油密度0.84 kg/L，原油黏度700 mPa·s(37.78 ℃)，油藏温度115.56 ℃，属于典型碳酸盐稠油油藏。该油田根据单井油藏条件采取电潜泵及多级气举阀生产，经过多年开发生产，ASSET 3油田进入中高含水期，油田含水率95%左右。随着高含水油井近井地带水淹程度增加导致油相渗透率降低，同时较高的气油比造成原油脱气，胶质沥青质不断析出使原油黏度逐渐堵塞近井地带，吸附在岩石表面的剩余油无法产出，使得油井产量降低。该区块每年都由不同油田技术服务公司(包括哈里伯顿、斯伦贝谢、GE等)提供过单井注表面活性剂吞吐作业，但均以失败告终。同时近年正值国际油价低迷时期，如何在低成本条件下采取提高采收率措施增加油井产量成为目前技术主要攻关方向。为此通过大量室内试验评价及筛选工作，最终研发出适合印尼ASSET 3油田油藏条件下的表面活性剂，用于降低油水界面张力，改变岩石润湿性，提高近井地带洗油效率，降低原油黏度，最终达到提高单井采收率目的。

1 表面活性剂种类及增油机理

1.1 表面活性剂种类

1.1.1磺酸盐表面活性剂

木制素磺酸盐是最早用于驱油的表面活性组分，但界面活性差，20世纪80年代后和石油磺酸盐复配用作驱油剂[1]。烯烃磺酸盐是工业化较晚的表面活性剂，分子中含有双键，耐盐能力可达到聚氧乙烯烷基醇醚硫酸盐的水平，但界面活性比烷基苯磺酸盐差，且价格高，在驱油中主要用作起泡剂。

1.1.2非离子-阴离子表面活性剂

非离子表面活性剂是指在水溶液中不电离，其亲水基主要是由具有一定数量的含氧基团构成。正是这一点决定了非离子表面活性剂在某些方面比离子表面活性剂更优越，因为在溶液中不是离子状态，所以稳定性高，不易受强高矿化度地层水影响，也不易受pH值的影响，与其他类型表面活性剂相容性好[2]。阴离子型表面活性剂的洗油能力普遍差于非离子表面活性剂，但其价格低廉，同时具有非离子所不具备的耐酸、耐碱、耐硬水、低温流动性好等优点。因此非离子-阴离子复配表面活性剂，产生很好的协同效应，同时降低表面活性剂用量，降低施工成本。

1.1.3烷基多糖苷

烷基多糖苷起泡性能好，同阴离子表面活性剂配伍性好，无毒，生物降解迅速。但单纯的烷基多糖亲水基较大，降低油水界面张力的能力不强，但是小分子醇类的表面活性物质复配，在较低浓度下界面张力为0.1×10-3N/m以下，且复配的体系界面张力受温度，盐含量的影响很小，但烷基多糖昂贵的成本限制其在油田大规模应用[2]。

1.2 表面活性剂增油机理

1.2.1降低油水界面张力

加入表面活性剂可以明显地降低油水接触面上的表面张力，油滴更容易变形，降低了将其排出孔隙喉道必需的功，同时也增加了原油在地层中的流速，进而提高油井产量。通常油水界面张力在0.02～0.03 N/m，如果将油水界面张力降至足够低，毛细管数将大幅增加，进而提高采收率[3]。

1.2.2改变岩石润湿性

研究结果表明，驱油效率与岩石润湿性有密切关系。油润湿表面导致驱油效率变差，水润湿表面导致驱油效率高。合适的表面活性剂使选择性润湿接触角变小，使岩石颗粒表面水润湿性加强，即使岩石更加亲水从而降低油井含水率。

1.2.3提高洗油效率

表面活性剂水溶液能够清洗掉以薄膜形式覆盖在岩石表面的原油，使得这些油膜破裂并被冲洗出来。表面活性剂可以吸附在油水界面上，取代原油在岩石上形成牢固吸附层的那部分活性原油组分，使原油不易束缚在岩石上。

1.2.4降低原油黏度

原油中因含有胶质、沥青质、石蜡等而具有幂律流体性质，其流变力学性质随剪切应力而变化[4]。这是因为原油中胶质、沥青质和石蜡类高分子化合物易形成空间网状结构，在原油流动时这种结构部分破坏，破坏程度与流动速度有关。当原油静止时，恢复这种网状结构。重新流动时黏度就很大。原油的这种非牛顿流体性质直接影响驱油效率和波及系数。而表面活性剂能吸附到结构性原油的某些组分上，并减弱它们之间相互作用，使原油黏度下降[5]。

2 表面活性剂室内实验评价

根据ASSET 3区块地质油藏特征及甲方技术要求，需要筛选出界面活性高、原料来源广、生产工艺简单、成本低、与原油配伍性好、耐盐性较好的产品。通过大量室内实验评价最终筛选出非离子-阴离子表面活性剂HPS。

2.1 界面张力性能评价

配置不同浓度表面活性剂HPS溶液(5%、10%、15%)，溶剂为与ASSET 3区块采出水，测定界面张力。表1实验结果表明，在25 ℃油井采出水界面张力为19×10-3N/m，再加入不同浓度HPS表活剂溶液最低界面张力达0.17×10-3N/m，符合甲方技术要求。

表1 表面活性剂界面张力评价

2.2 表面活性剂吞吐模拟实验

根据该区块以往单井表面活性剂模拟吞吐实验方法，用于评价表面活性剂HPS驱油效率进而决定施工与否。具体实验方法如下：①获取原油及岩心样品并分别称取1.5～2.0 g，分为3份(原油及岩心样品质量大致相等)。②将原油样品与岩心碎屑在量筒中放入水浴锅中加热充分混合。③混合后室温条件下等待原油凝固后称重。④向量杯中分别注入不同浓度40 mL HPS (0、5%、10%、15%)。⑤将量杯放入50 ℃水浴锅中5 h后取出。⑥待量筒中漂浮在顶部原油凝固后取出称重。⑦计算洗油率。针对区块内不同原油及岩心碎屑样品进行试验，结果见表2。表2结果表明：增大表面活性剂浓度可以提高洗油效率，提高采收率80%以上，在实际施工过程中可根据不同油井情况调整表面活性剂浓度，以取得在较低成本下达到较好效果。

表2 不同浓度表面活性剂洗油效率实验

3 现场实施情况

选取ASSET 3油田8口油井作为先导试验井，平均日产液770桶，日产油26桶，含水率97%。综合单井地质油藏情况，结合经济因素选择表面活性剂HPS浓度为5%～6%，设计处理半径为4.57 m。8口实验井分别于2016年8月开始至2017年8月实施作业，作业结束后关井反应48～72 h后开井生产。8口试验井注表面活性剂吞吐后经过一段时间产量监测，其中2口井未达到预期效果，其他6口增油效果平均日增油16桶，实验井效果统计如表3所示。

表3 实验井效果统计表

4 结论

①HPS阴离子-非离子表面活性剂在ASSET 3油田8口井试验，结果表明该药剂具有降低油水界面张力、改变地层润湿性、降低地层原油黏度、提高洗油效率的特点，同时该药剂具有耐盐、耐温等特性。②HPS适用于ASSET 3油田低渗、原油黏度高、油藏温度高等场合。实验结果显示HPS与原油界面张力可降至0.17×10-3N/m，相比油井采出水与原油界面张力19×10-3N/m，降低界面张力效果明显。同时HPS具有低成本优势及较好经济技术指标。③HPS表面活性剂吞吐技术具有施工工艺简单、不动管柱安全可靠性高等特点，易于在目前低油价形势下大范围推广。④鉴于目前行业形势及印尼本地石油炼化工业基础薄弱而导致化学材料匮乏不利因素，如从海外进口将极大地增加作业成本，经济效益较差。因此，还需加强新型表面活性剂研究及实验寻找进一步降低油水界面张力甚至超低界面张力化学药剂，这是今后主力研究方向。