优选乳液表面活性剂在子北油田适用性评价

朱长福，赵 婷，雷婷婷，张园园，庞建云，张 康

（延安大学石油工程与环境工程学院，陕西延安 716000）

子北油田位于我国鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，属于典型的“ 三高一低”低渗透油藏，采用超前注水开发方式。由于长时间注水开发，含水上升速度加快，递减速度增加，水驱效率降低。采用常规水驱开采很难解决原油被滞留和剩余油流动性差等难题。为了进一步有效提高原油采收率，可采用物理化学和生物学等技术来强化开采剩余油。乳液表面活性剂驱技术是目前最重要的提高采收率技术之一，由于其提高采收率程度高，适用范围广，被广泛应用在各类油田的注水开发中[1，2]。

表面活性剂驱油是微乳液驱油的一种方式，近几年许多专家都致力于微乳液在石油领域的应用。李家学等[3]采用超级界面张力的纳米乳液来处理含油作业废物。殷代印等[4]采用SDBS/DTAB 复配微乳液驱与三元复合驱驱油效果进行对比，得出微乳液驱采收率比三元复合驱增加0.06 %～0.35 %。李兆敏等[5]对二氧化碳微乳液微观稳定性进行了研究。但是对表面活性剂驱油的研究较少，周敏[6]对特高温油藏开展乳液表面活性剂驱实验。吴伟[7]对特高温中低渗透油藏乳液表面活性剂驱提高采收率进行研究。目前，对于低渗透致密砂岩采用微乳液表面活性剂驱油来提高采收率的研究很少，尤其是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡段低渗致密砂岩的表面活性剂驱油研究几乎缺乏。本文针对鄂尔多斯盆地子北油田毛家河区低渗致密砂岩油藏，优选适合该油田的乳液表面活性剂，以期进一步提高油井产量和最终采收率。

1 乳液表面活性剂体系实验分析

通过测定界面张力来评价两种乳液表面活性剂在研究区低渗透油藏条件下的适用性，选出最适合研究区油藏特征的乳液表面活性剂体系，再通过现场应用，考察该表面活性剂体系的驱油能力。

1.1 乳液表面活性剂体系实验准备

1.1.1 实验药品准备

（1）乳液表面活性剂样品：OAF1-2和OLF1-2表面活性剂驱油体系；

（2）实验油样：研究区1 号注水站附近受益油井脱水后的原油；

（3）实验水样：研究区1 号注水站注入水。

1.1.2 实验仪器 本次对乳液表面活性剂筛选主要用到的仪器为TX500C 的旋滴界面张力仪，另外还包括恒温箱，玻璃管，计量泵，电子天平等。

1.2 乳液表面活性剂体系实验原理

乳液表面活性剂主要由OAF2和OLF1两种驱油剂组成，当乳液表面活性剂浓度＞2 %时，可以形成水连续相，油为分散相的水包油乳状液。该表面活性剂进入油层后，会在油水界面上产生吸附，降低油水界面张力使得原油剥离岩石表面，提高水驱油效率[8]（见图1）。

图1 微乳液表面活性剂驱油原理示意图（引自赵方剑，2017）

该技术主要包括油滴变形、降低界面张力、润湿性的改变和蜡、胶质和沥青的溶解作用等几个方面。该体系中的表面活性剂可以和油互溶，削弱网状分子结构，降低原油的极限动剪切应力，提高原油采收率。

1.3 乳液表面活性剂体系实验方法与步骤

本次实验主要使用旋滴法测油水的界面张力，对比优选乳液表面活性剂体系对油水界面张力的降低程度。主要是在毛细管中加入两液相，再将管子以一定的角速度进行旋转，由于离心力、重力、界面张力共同作用，使得液滴（低密度）在液体（高密度）中形成圆柱形或者椭球形，圆柱直径越小，界面张力就越低[9]。

具体实验步骤如下：

（1）用注射器装水样，并注意装样时不产生气泡，使得水样加至液面离管子顶端2 mm 处停止。

（2）保持温度恒定，用微量注射器装入油样，推入4 μL～8 μL 油样后抽出针头，利用惯性将油滴留在毛细管的下部。用装水样的注射器将毛细管装满，挤走气泡后插入装有垫片和O 形圈的压帽中。

（3）用滤纸吸干外漏液体，避免腐蚀。再将毛细管的压帽放置到界面张力仪的旋转轴上。

（4）打开界面张力仪，并将温度调至控制温度，移动读取显微镜，调焦距直到在毛细管中找到被拉长的油珠。

（5）测定时，调整读数旋钮使得眼睛与油柱下端重合，读取螺旋测微器（d1），再双线向上移至油柱上端，读取（d2）。油柱直径为d（单位10-4m）=d2-d1。每隔一段时间测量读数一次，计算动态界面张力，直到两次读数差在±0.001 cm，则认定该体系达到平衡状态。

（6）测量油、水密度，测水的折光率。当油柱长度大于直径的4 倍时，计算界面张力：

式中：δ-油水界面张力，mN/m；ρ-油水相对密度，10-3kg/m3；Y-油柱直径，10-4m；P-转速的倒数，ms/rev；n-水相折光率，无量纲。

但是如果油柱的长度比直径小于4 时，计算界面张力的公式变为：

式中：δ-油水界面张力，mN/m；ρ-油水相对密度，10-3kg/m3；Y-油柱直径，10-4m；P-转速的倒数，ms/rev；n-水相折光率，无量纲；Z-油柱长度，）-校正因子，无量纲。

2 乳液表面活性剂体系的筛选

通过大量文献调研可以发现，乳液表面活性剂的好坏的评价一般用其对油水界面张力来评价[6-9]。因此本文主要通过对比两种乳液表面活性剂对研究区油水界面张力的降低，与研究区地层水的配伍性以及最佳浓度三方面作为乳液表面活性剂的优选条件。

2.1 配伍性实验研究

在温度30 ℃下进行了乳液表面活性剂体系与研究区注入水及地层水的配伍性实验。在实验过程中，溶液表面活性剂的浓度为4 %，同时随机配制1 %、4 %、6 %的溶液来进行实验，如果溶液和地层水不匹配，则会产生沉淀，堵塞孔隙（见表1）。

表1 表面活性剂体系配伍性实验

从表1 可以看出，浓度为2 %和4 %的OAF1-2和OLF1-2溶液与地层水的混合实验中，实验结果为澄清状态，或者是浑浊状态，说明配伍性较好。而OLF1当浓度为5 %时，与地层水混合产生悬浮物，说明OLF1溶液在浓度较大时，配伍性差。

2.2 界面活性评价

表面活性剂洗油能力强弱的重要指标为界面张力，根据前人研究成果可以得出，如果所测得的界面张力越低，残余油饱和度就越小，乳液表面活性剂的洗油效率就越高，提高采收率的能力也就越高，将＜10-3mN/m的界面张力称为超低界面张力[10-12]。本文评价了四种乳液表面活性剂的界面张力，进一步优选具有超低界面张力的体系。

本次实验温度恒定为30 ℃，将OAF1、OAF2、OLF1、OLF2系配成浓度为4 %的溶液，静置密封24 h 之后，测定动态界面张力（转速6 000 r/min），实验结果（见图2）。

从图2 可以看出，四种表面活性剂乳液与原油的界面张力都随时间的增加而下降，其中OAF2和OLF1界面张力始终低于OAF1和OLF2，也就是说OAF2和OLF1两种溶液更容易将残余油从地层岩石上剥离下来。而OLF1比其他三种溶液更快达到动态界面张力平衡状态，说明该表面活性剂体系吸附能力更强，其分子在水中运移速度更快，可在较短时间内达到吸附速率和脱附速率相等，达到界面张力平衡状态。而OAF1和OLF2界面张力值达不到10-3mN/m，不适合作为研究区的乳液表面活性剂。

图2 表面活性剂体系与原油动态界面张力曲线图

3 乳液表面活性剂在研究区适应性评价

本次适用性评价主要采用TX500C 型旋滴界面张力仪，常温常压下对不同比例的OAF2和OLF1表活体系进行筛选，测定了不同比例时的油水界面张力（见图3）。经过实验得出，OAF2和OLF1在2:3 比例条件下，油水两相界面张力最低，适合实验区油藏特征。

根据子北油田地层特征和流体性质，并结合乳液表面活性剂驱油的技术原理，在该区选择注水井4226-4 和5226-4 进行乳液表活剂驱实验。

3.1 5226-4 井组受益油井效果评价

图3 乳液表面活性剂在不同比例下与原油界面张力图

图4 5226-4 井组施工前后对比图

5226-4 为研究区长6 储层注水井，有利层位为741.3 m～748.5 m、750.7 m～752.9 m，日注水量为12.2 m3，注水方式为笼统注水（见图4）。

对比施工前后受益井可知，5226-4 井组累计增油量达到75.91 t，其中5237-4 采油井的增油效果最为明显。平均日产油比施工前增加了0.4 倍，有效期内累计增油24.1 t，含水率上升了1.7 %。主要是由于5237-4井与5226-4 井之间连通性好，乳液表面活性剂更多的作用在其上，将该井生产层内部剩余油更大程度的驱替出来。除了5225-3 增油效果不明显外，其他采油井都在一定程度上受到了乳液表面活性剂的作用，增加产量降低综合递减率。

3.2 5229 井组受益油井效果评价

5229 井组注水井注水方式为分层配注。该井组主力开采层位为长6 层，日注水量为11.3 m3。对比施工前后受益井效果图（见图5）得知，该井组累计增油量达到127.2 t，其中采油井理75-2 增油效果最明显，主要是由于理75-2 与注水井5229 之间连通性好，乳液表面活性剂作用范围更广，降低了综合递减率。其次是5237-4 井，平均日产油量增加了0.4 倍，累计增油24.1 t，含水率增加1.7 %。最后是5226-3 井，累计产油量增加了1 倍，累计增油23.58 t。

3.3 5273-4 井组受益油井效果评价

5273-4 井组注水方式为分层配注。主力层位为长6 层，日注水量10.3 m3。对比乳液表面活性剂前后效果（见图6）可以看出，该井组增油量达到271.74 t，其中5275 平1 井增油效果最明显，累计增油75.98 t，含水率下降了27 %。其他生产井也一定程度的受到了乳液表面活性剂驱油的作用，增加了产量，降低了综合递减率。

图5 5229 井组受益油井施工效果图

图6 5273-4 井组受益井效果评价图

图7 理75-3 注水井组受益效果图

3.4 理75-3 井组受益油井效果评价

理75-3 井组注水方式为分层配注，主力开发层位为长6 层，日注水量为11.4 m3。

从该井组受益效果图（见图7）可以看出，该井组累计增油量高达67.82 t，其中理75-2 和5253-4 井的增油效果最明显。理75-2 井乳液表面活性剂驱油后，平均日产量增加了2 倍，累计增油36.68 t，含水率几乎不变。其次是5253-4 井，增产将近1 倍，乳液表面活性剂驱油之后，累计增油25.62 t，含水率下降了15 %。

通过对4 口实验井注入实验所筛选的乳液表面活性剂驱油，OAF2和OLF1在2:3 比例条件下注入井组。结果表明实验井组控制的21 口生产井产量都有了明显提高，累计增油542.68 t。平均累计增油25.84 t，取得了良好的经济效益，实验效果较为明显。

4 结论

（1）浓度为2 %和4 %的OAF1-2和OLF1-2溶液与地层水配伍性好，OLF1当浓度为5 %时，与地层水混合产生悬浮物，说明OLF1溶液在浓度较大时，配伍性差。

（2）OAF2和OLF1两种溶液更容易将残余油从地层岩石上剥离下来，而OLF1比其他三种溶液更快达到动态界面张力平衡状态，说明该表面活性剂体系吸附能力更强。

（3）OAF2和OLF1在2:3 比例条件下，油水两相界面张力最低，适合实验区油藏特征。

（4）按照乳液表面活性剂OAF2和OLF1以2:3 的比例注入4 口实验井组，受益效果显示，该4 个井组所控制的21 口生产井的产量都有了明显的提高，累计增油542.68 t，平均累计增油25.84 t，取得良好经济效益。