超低界面张力强乳化复合驱油体系在低渗透油藏中的应用

杨森 ，舒政 ，闫婷婷 ，陈刚 ，4，卢申辉 ，杜巍

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500；2.中国石化华东石油工程有限公司国际业务项目部，江苏 南京 210036；3.中国石油新疆油田分公司准东采油厂，新疆 阜康 831500；4.延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西 延安 716000；5.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015；6.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552）

0 引言

注水开发是低渗透油藏最主要的开发方式，但随着各大油田注水开发时间的延长，逐渐出现了油井含水率升高、见水速度快、产油量下降等问题，导致注水开发整体驱油效率的下降［1-4］。因此，如何进一步提高低渗透油藏水驱开发后的采收率成为各大油田所面临的一项重要的现实问题，而表面活性剂驱油技术是目前应用较多、有前景的一种化学驱油技术［5-9］。

表面活性剂的界面张力是考察其作为驱油剂的一项重要指标，较低的界面张力可以使毛细管力大幅减小，并且可以有效降低原油的黏附力和启动压力梯度，从而提高原油采收率。同时，研究结果表明［10-15］，驱油剂的乳化能力对采收率的提高也起着十分重要的作用。注入地层中的驱油剂与原油通过乳化作用可以形成具有一定黏度的乳状液，有效改善流度比，大粒径的乳状液滴可以在一定程度上封堵储层中的大孔隙，扩大后续流体的波及体积；此外，驱油剂的乳化作用可以使黏附在岩石表面的原油剥落、分散，易于流动，从而提高洗油效率。因此，在低渗透油藏化学驱油过程中，不仅需要关注驱油剂的界面活性，还需要兼顾其乳化性能［16-18］。由于单一的表面活性剂很难同时兼具良好的界面活性和乳化能力，所以使用复合表面活性剂是低渗透油藏化学驱油过程中比较常用的技术手段。

本文以准噶尔盆地B油田M区块低渗透储层为研究对象，在分析目标区块基本概况的基础上，通过对不同类型表面活性剂的界面活性以及乳化性能进行评价，优选出适合目标区块的复合驱油体系，评价了其驱油性能，并开展了现场应用试验。

1 目标区块概况

B油田位于准噶尔盆地东北部，该油田M区块属于典型的低孔、低渗油藏，区块含油面积为3.16 km2，石油地质储量为237×104t。油层之间的连通性较好，油层厚度平均10.3 m，储层孔隙度为7.85%～15.61%，平均 12.64%，储层渗透率为 2.37×10-3～67.32×10-3μm2，平均 19.46×10-3μm2。油层温度在 50 ℃左右，平均地层原油黏度低于2 mPa·s，地层水为CaCl2型。该区块经过20多年的开发后，逐渐进入中—高含水开发阶段，目前该区块内采油井的综合含水率已经达到75%以上，且含水率有进一步上升的趋势，产油量递减速度较快，采出程度低，水驱开发效率逐渐下降，需要采取更加高效的提高采收率技术措施。

2 实验

2.1 材料及仪器

实验材料：非离子型表面活性剂6501，AEO-3，海安石油化工厂；阴离子型表面活性剂AES，S12，广州聚顺化工有限公司；两性离子型表面活性剂BS-16，LS-100，济南浩然化工科技有限公司；双子表面活性剂GMS-101，GMS-102，实验室自制；乳化剂 SOE-1，实验室自制；储层脱气原油（50℃下黏度为1.75 mPa·s，密度为0.841 g/cm3）；模拟地层水（矿化度为35 175 mg/L）；储层天然岩心（长度和直径分别为7.0，2.5 cm）。

实验仪器：TX-500C型旋转滴界面张力仪、SH122型自动乳化仪、CK-1型岩心抽真空饱和实验装置，以及多功能岩心驱替实验装置。

2.2 方法

2.2.1 界面张力测定

使用TX-500C型旋转滴界面张力仪测定不同驱油剂溶液与储层脱气原油之间的界面张力值，实验温度为50℃。

2.2.2 乳化性能评价

将储层脱气原油和不同类型的驱油剂溶液按3∶7的质量比进行混合，然后使用SH122型自动乳化仪在温度为50℃、转速为30 r/min的条件下搅拌10 min，再在50℃下放置不同时间，记录析出水相的体积，并计算分水率（析出水相体积与混合液中初始水相总体积的比值），以此评价驱油剂溶液的乳化性能。

2.2.3 驱油性能评价

1）将柱状天然岩心洗油、烘干后称重，测定其初始气测渗透率，然后抽真空，饱和模拟地层水，计算孔隙体积和孔隙度，备用；2）在50℃条件下将岩心饱和储层脱气原油，注入速度为0.03 mL/min，饱和原油结束后关闭岩心驱替装置的进出口阀门，50℃恒温、老化24 h后，备用；3）使用模拟地层水驱替饱和原油后的岩心，驱替流速为0.3 mL/min，驱替至岩心出口端含水率达到98%以上为止，记录驱替过程中含水率、压力以及驱油效率的变化情况；4）继续以相同的流速注入0.5 PV的驱油剂溶液，后续水驱至含水率达到98%以上为止，持续记录驱替过程中含水率、压力，以及驱油效率的变化情况，并计算最终的驱油效率。

2.3 结果与讨论

2.3.1 不同驱油剂溶液界面张力值

参照2.2.1节中的实验方法，使用模拟地层水分别配制质量分数为0.3%的不同类型的驱油剂溶液，测定其与储层原油之间的界面张力，实验结果见图1。

图1 不同驱油剂溶液界面张力随时间的变化情况

由图1可以看出：AEO-3，AESd的界面活性较差，油水稳定的界面张力为10-1mN/m数量级；6501，S12，BS-16，LS-100，SOE-1的界面活性一般，油水稳定的界面张力为10-2mN/m数量级；GMS-101，GMS-102的界面活性较好，油水稳定的界面张力可以维持在10-3mN/m数量级，达到了超低界面张力的水平。单从驱油剂界面活性的角度考虑，双子表面活性剂GMS-101和GMS-102更适合于作为低渗透油藏提高采收率的驱油剂。

2.3.2 不同驱油剂溶液乳化性能

参照2.2.2节中的实验方法，评价了质量分数为0.3%的不同类型的驱油剂溶液对储层原油的乳化性能，实验结果见图2。

图2 不同驱油剂溶液乳化性能评价结果

由图2可以看出：S12，BS-16，LS-100的乳化性能较差，120 min时的分水率均达到了90%以上；AEO-3，GMS-101，GMS-102的乳化能力一般，120 min时的分水率在 60%～80%；6501，AES的乳化性能较好，120 min时的分水率在40%～60%；SOE-1的乳化能力最强，120 min时的分水率在10%以下。而单从驱油剂乳化性能的角度考虑，SOE-1，6501，AES更适合于作为低渗透油藏提高采收率的驱油剂。

2.3.3 复合驱油体系的确定

化学驱油剂体系的界面张力和乳化能力都会影响原油的采收率，因此，为了找到兼具良好界面活性和乳化能力的驱油剂体系，室内根据以上不同驱油剂溶液的界面活性以及乳化性能的评价结果，开展了使用复合表面活性剂作为驱油体系的研究。选择界面活性较好的 GMS-101，GMS-102和乳化性能较强的 SOE-1，6501，AES进行复配，以总质量分数0.3%为标准，考察了不同复合驱油体系的界面活性和乳化性能，实验结果见表1。

表1 不同复合驱油体系界面活性和乳化性能

由表1可以看出：GMS-101和SOE-1复配后的效果最好，且随着复合体系中GMS-101加量的增大，界面张力值逐渐降低，乳化分水率逐渐升高；当两者按1∶1（即 0.15%GMS-101+0.15%SOE-1）进行复配时，界面张力值可以达到10-3mN/m数量级，同时120 min分水率在25%以下，在保证良好界面活性的同时，还能具有较强的乳化能力。此外，GMS-101和SOE-1按1∶1复配时，随着其总质量分数的不断增大，界面张力先降低，然后稍有升高；当其总质量分数为0.3%时，界面张力值达到最低，并且此时的乳化能力较强。因此，综合考虑复合驱油体系的界面活性、乳化性能，以及成本等因素，选择复合驱油体系的配方为0.15%GMS-101+0.15%SOE-1。

2.3.4 驱油性能评价结果

参照2.2.3节中的实验方法，评价了复合驱油体系的驱油性能，并与单独注入GMS-101和SOE-1的驱油效果进行了对比，实验结果见表2和图3—5。

表2 不同驱油体系的驱油效果

图3 单独双子表面活性剂GMS-101驱油效果

图4 单独乳化剂SOE-1驱油效果

图5 复合驱油体系驱油效果

由表2可知，4块渗透率相近的岩心水驱油效率均在43%左右，注入相同孔隙体积、不同类型的驱油剂后，岩心的驱油效率提升幅度差距较大。其中：注入具有超低界面张力的驱油剂0.3%GMS-101后，驱油效率仅提升7.6百分点，驱油效果较差；注入具有较强乳化能力的驱油剂0.3%SOE-1后，驱油效率提升13.8百分点，驱油效果一般；而注入具有超低界面张力和较强乳化性能的复合驱油体系0.15%GMS-101+0.15%SOE-1后，驱油效率提升了21.7百分点，驱油效果较好；注入具有乳化能力较强、而界面活性一般的复合驱油体系0.1%GMS-101+0.2%SOE-1后，驱油效率提升了17.2百分点。由此可见，同时提高驱油体系的界面活性和乳化能力可以有效提升其驱油效率。

由图3可见，SC-1号岩心水驱油后注入0.5 PV的0.3%GMS-101，含水率出现一定程度的下降，驱油效率小幅上升，驱替压力明显下降。这是由于GMS-101具有较强的界面活性，可以降低注入流体的流动阻力，使得驱替压力降低，同时会一定程度地提高驱油流体的洗油效率，但较低的界面张力会使水驱后的窜流程度进一步加剧，使得后续流体无法更多地波及到岩心中的残余油，从而导致驱油效率不高。

由图4可知，SC-2号岩心水驱油后注入0.5 PV的0.3%SOE-1，含水率出现明显下降，驱油效率提升明显，驱替压力明显升高。这是由于乳化剂SOE-1在注入岩心后可以与原油形成比较稳定的乳状液，改善驱油流体的流度比，乳状液滴可以对岩心孔隙中大孔道产生一定的封堵作用，局部调整岩心的吸液剖面，使后续注入流体更多地波及到岩心中的残余油和剩余油，提高波及效率，因此具有较高的驱油效率。

由图5可知，SC-3号岩心水驱油后注入0.5 PV的0.15%GMS-101+0.15%SOE-1，与单独注入GMS-101和SOE-1的岩心相比，含水率下降幅度更大，驱油效率提升幅度更大，驱替压力小幅升高。这是由于复合驱油体系0.15%GMS-101+0.15%SOE-1不仅具有良好的界面活性，还具有较强的乳化能力。驱油体系注入地层后，在通过乳化作用将岩心孔隙中的原油不断聚并、分散以及运移的过程中，可以使岩心含水率降低的时间延长。另外，复合驱油体系能在提高波及效率的同时，还具有较强的洗油能力，可以将残留在岩心小孔隙中的原油更多地驱替出来，从而大幅度提升驱油效率。

综合以上研究结果可以看出，对低渗透油藏岩心而言，驱油体系乳化能力的强弱对驱油效率的提升幅度影响较大，因此，应尽可能选择兼具良好界面活性和乳化能力的驱油体系，以最大程度地提高低渗透油藏的化学驱油效率。

3 现场应用效果

针对B油田M区块水驱开发效率较低的问题，自2016年1月开始决定在该区块内采取化学驱油提高采收率现场试验，驱油剂选择研制的超低界面张力强乳化复合驱油体系，驱油剂为0.15%GMS-101+0.15%SOE-1，区块内共设计注入井4口，GMS-101和SOE-1的总用量均为240 t，累计注入时间设计为780 d。通过监测该区块内对应油井的生产动态，在注入超低界面张力强乳化复合驱油体系3个月后，区块整体见效，与措施前相比，油井呈现出“两升一降”的特征，即产液量和产油量显著提升，含水率明显下降。至2018年3月，区块内6口油井的见效率达到100%，其中各油井具体的生产参数见表3。

表3 区块内油井试验前后产量及含水率变化情况

由表3可知，M区块采取注入超低界面张力强乳化复合驱油体系试验后，6口油井的平均产液量由试验前的10.35 t/d升高至13.33 t/d，平均产油量由试验前的2.35 t/d升高至5.04 t/d，提升了1倍多，平均含水率由试验前的77.3%降低至62.2%，含水率降低幅度较大。这说明研制的超低界面张力强乳化复合驱油体系具有良好的降水增油效果，能够满足低渗透油藏水驱开发后继续提高采收率的需求，具有较好的推广应用前景。

4 结论

1）通过对驱油剂的界面活性和乳化性能进行综合评价及优选，研制出一种具有超低界面张力和较强乳化能力的复合驱油体系，配方为0.15%GMS-101+0.15%SOE-1。

2）驱油性能评价结果表明，低渗透油藏天然岩心水驱油后继续注入0.5 PV的复合驱油体系，可使驱油效率提高21.7百分点，而单独注入驱油剂GMS-101和SOE-1后驱油效率分别提高7.6百分点和13.8百分点，复合驱油体系的驱油效果明显更好。

3）现场应用试验结果表明，M区块实施复合驱油体系现场施工措施后，6口油井的平均日产液量和平均日产油量均明显升高，平均含水率显著降低，达到了良好的现场施工效果。