适合特低渗透油藏的表面活性剂驱油体系研究及应用

李联中，田浩然

(1.中石化胜利石油工程物资装备管理中心，山东 东营 257055； 2.胜利油田分公司 石油工程技术研究院，山东 东营 257000)

引 言

我国低渗、特低渗油气资源储量丰富，近年来已经逐渐成为各大油田研究开发的重点。低渗透油藏由于其低孔、低渗、强非均质性以及天然裂缝发育等特点，在其开发过程中表现出注水难度大、产油量低、产量递减快以及含水上升快等特点，导致其在水驱开发后仍有大量原油无法有效动用[1-5]。因此，研究如何提高低渗、特低渗油藏水驱开发后的采收率成为各大油田亟待解决的一项难题。

化学驱油技术中最常用的有聚合物驱和表面活性剂驱，对低渗、特低渗透油藏而言，具有一定黏度的聚合物溶液往往存在注入困难的问题，因此，聚合物驱显然无法满足此类油藏提高采收率的要求[6-9]。表面活性剂溶液由于具有良好的界面活性和润湿改变能力，在低渗、特低渗储层中表现出较好的注入能力，近年来在提高低渗、特低渗藏采收率方面的应用及研究较多[10-13]。以往研究认为，表面活性剂主要通过降低油水界面张力来提高低渗、特低渗油藏的驱油效率，近年来，越来越多的研究认为表面活性剂的乳化能力对低渗、特低渗油藏采收率的影响较大[14-16]。一方面，表面活性剂能够通过乳化作用捕集、聚并原油形成油带，达到提高洗油效率的目的；另一方面，表面活性剂与原油乳化形成的乳状液通常具有一定的黏度，可以起到一定的调剖作用，乳状液滴对低渗储层中的高渗通道产生封堵，达到提高波及效率的目的[17-23]。因此，本文以陆上某特低渗透油田为研究对象，通过大量室内实验，研制了一种适合特低渗透油藏的复合表面活性剂驱油体系，室内评价了其界面活性、乳化性能、吸附性能、润湿性能以及驱油效果，并在现场成功进行了应用，为低渗、特低渗透油藏提高采收率技术的发展提供一定的参考和借鉴。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

实验材料：新型两性离子双子表面活性剂MGS-3，实验室自制；阴离子型表面活性剂AES，济南启航化工科技有限公司；模拟油田地层水(总矿化度为65 350 mg/L)；模拟油田注入水(总矿化度为21 535 mg/L)；储层脱气原油(50 ℃下黏度1.64 mPa·s，密度0.863 g/cm3，含蜡量2.15%，含硫量0.24%，胶质和沥青质含量3.82%，凝固点-42 ℃，深褐色)；储层天然岩心(长度7.5 cm，直径2.5 cm)；储层油砂(取自目标油田储层段，含油率约为4.2%，属于长石细砂岩，主要成分为石英，黏土矿物含量在8%左右，其中蒙脱石相对含量19.6%，伊利石32.5%，高岭石37.2%，绿泥石5.6%，其余为伊蒙混层等其他矿物)。

实验仪器：SVT15N型视频旋转滴张力仪，北京奥德利诺仪器有限公司；C60型接触角测量仪，美国科诺公司；HN-08型均质器，上海达洛科学仪器有限公司；JC-GGC1000全自动旋转振荡器，青岛聚创环保集团有限公司；恒温烘箱，盐城市科恩机械设备有限公司；岩心驱替实验装置，江苏博锐科研仪器有限公司。

1.2 表面活性剂驱油体系组成

为提高特低渗透油藏表面活性剂驱油效率，需要驱油体系在具有超低界面张力的同时，还要具有良好的乳化能力，单一的表面活性剂通常无法同时满足以上要求，因此，需要研究复合表面活性剂驱油体系[24-25]。两性离子型双子表面活性剂通常具有良好的溶解能力和油水互溶能力，能使水溶液达到较低的界面张力水平，并且其还具有良好的耐温性能和抗盐性能；阴离子型表面活性剂AES的界面活性虽然一般，但其具有较强的乳化性能。因此，通过资料调研和室内合成实验，研制了一种新型两性离子双子表面活性剂MGS-3，并通过大量实验评价，将新型两性离子双子表面活性剂MGS-3和阴离子型表面活性剂AES进行复配，以界面张力和乳化能力为主要评价指标，研制出了一种兼具超低界面张力和较强乳化能力的表面活性剂复合驱油体系，具体组成为0.2%MGS-3+0.1%AES。

1.3 实验方法

1.3.1 界面活性、乳化性能和吸附性能评价方法

参照石油天然气行业标准SY/T 6424—2014《复合驱油体系性能测试方法》中的规定进行实验。

(1)界面活性。使用模拟注入水配制表面活性剂溶液，利用SVT15N型视频旋转滴张力仪在70 ℃下测定其与储层原油之间的界面张力值。

(2)乳化性能。将表面活性剂溶液与储层原油按体积比7∶3进行混合，使用均质器进行混合匀化，然后装入具塞比色管中，放入恒温烘箱，在70 ℃下记录不同时间的析出水体积，并计算析水率。

(3)吸附性能。将储层油砂与表面活性剂溶液按一定的质量比置于具塞三角瓶中，在全自动旋转振荡器上充分振荡24 h，然后离心分离出上层清液，测定表面活性剂的浓度，与初始浓度相比计算出表面活性剂的吸附量。两性离子双子表面活性剂浓度的测定采用两相滴定法，使用亚甲基蓝作为指示剂，海明1622标准溶液进行滴定。

1.3.2 润湿性能评价方法

将洗油烘干后的储层天然岩心处理成尺寸一致的岩心切片，然后将切片放置在表面活性剂溶液中浸泡，在70 ℃下浸泡不同时间后，取出烘干，使用C60型接触角测量仪测定蒸馏水在岩心切片表面的接触角。

1.3.3 驱油效果评价方法

将储层天然岩心洗油烘干后称重，然后饱和模拟地层水，并计算岩心的孔隙体积和孔隙度；将岩心装入驱替实验装置中，使用模拟注入水测定其初始渗透率；饱和储层原油，静置老化24 h；以0.1 mL/min的流速使用模拟注入水驱替岩心，直至岩心出口端含水率达到98%以上，计算水驱油采收率；继续注入表面活性剂溶液驱替，流速为0.1 mL/min，直至出口端含水率达到98%以上为止，计算最终采收率和表面活性剂驱采收率；实验过程中准确记录产油量、产水量和驱替压力等数据，以上实验流程均在70 ℃下进行。

2 结果与讨论

2.1 界面活性

图1为质量分数均为0.30%的不同表面活性剂溶液与储层原油之间的界面张力随时间的变化情况。

图1 不同表面活性剂溶液的界面张力Fig.1 Interfacial tension variation of different surfactant solutions with time

从图1可以看出，AES的界面活性较差，仅能达到10-1mN/m数量级，MGS-3的界面活性较强，能够达到10-3mN/m数量级，属于超低界面张力范围内。而MGS-3与AES按不同比例复配后的界面张力值变化较大，其中两者按质量比2∶1复配时的界面张力值最小，稳定时的界面张力同样可以维持在10-3mN/m数量级，这表明两种表面活性剂按2∶1复配时产生了“1+1>2”的效果。这是由于两性离子型双子表面活性剂MGS-3带有一定量的正电荷，其能与阴离子表面活性剂AES中的阴离子基团产生一定的静电吸引作用，使混合表面活性剂分子的排列更加紧密，在水溶液中形成了混合胶束，使表面活性剂分子在气液界面的吸附量更大，从而增大了其界面活性。

图2为MGS-3和AES按不同比例复配后界面张力与浓度之间的关系曲线。

图2 MGS-3与AES复配后界面张力与浓度的关系Fig.2 Relationship between interfacial tension and mass fraction of MGS-3 and AES composite solution

从图2可以看出，随着复配表面活性剂浓度的增大，3种复配比例表面活性剂溶液与原油之间的界面张力均呈现“先减小后增大”的趋势，存在一个最佳的质量分数使界面张力达到最低。这是由于当水溶液中的表面活性剂浓度大于其临界胶束浓度值后，溶液中的胶束数量增多，聚集成团，油水界面过渡相中的表面活性剂分子容易受到胶束团的影响，使界面张力有所增大。

其中当m(MGS-3)∶m(AES)=2∶1时，不同浓度条件下的界面张力值均最低，复配效果优于其他两种比例，其最佳浓度范围在0.25%～0.3%之间，且当其质量分数大于0.3%时，界面张力开始增大，因此，综合考虑表面活性剂吸附损失等因素，推荐其最佳质量分数为0.3%。

2.2 乳化性能

乳状液在经过一段时间的静置后会析出一定量的水，析水率可以反映乳状液的稳定性。图3为不同表面活性剂溶液与储层原油形成的乳状液静置不同时间后的析水率变化情况。从图3可以看出，MGS-3的乳化性能较差，乳状液静置10 min左右析水率就达到90%以上；AES的乳化性能最强，乳状液静置120 min后的析水率仅为35%左右；AES与MGS-3复配后的乳化性能相对较强，乳状液静置120 min后的析水率为50%左右，较强的乳化性能有助于提高表面活性剂溶液的驱油效率。

图3 不同乳状液析水率随时间的变化曲线Fig.3 Variation of water evolution rate of different emulsions with time

2.3 吸附性能

表面活性剂溶液注入地层后不可避免地会在地层岩石表面产生一定量的吸附损失，这不仅影响表面活性剂的驱油效果，还会造成一定的资源浪费，因此，在表面活性剂驱油现场施工过程中应设法减小表面活性剂在地层中的吸附损失。图4为不同液固比条件下两种表面活性剂在储层油砂表面的吸附量实验结果。

图4 不同表面活性剂吸附量实验结果Fig.4 Experimental results of adsorption capacity of different surfactant

从图4可以看出，随着实验液固比的逐渐增大，两种表面活性剂在储层油砂表面的吸附量均逐渐增大，当实验液固比达到10∶1时，吸附量基本达到饱和。其中AES的吸附量明显小于MGS-3， 当液固比为20∶1时，AES和MGS-3的吸附量分别为0.55 mg/g和0.98 mg/g，吸附量均较小。这是由于一方面储层油砂表面被原油占据了一定量的吸附位点，导致可被表面活性剂分子吸附的位点数量较少，所以表面活性剂的吸附量较小；另一方面，表面活性剂的质量分数达到0.3%时，已基本超过其临界胶束浓度值，此时表面活性剂溶液中的胶束数量较多，胶束表面所带电荷与油砂表面电荷存在一定的静电斥力，使得原本吸附在油砂表面的表面活性剂分子有一部分又重新解吸到水溶液中与胶束产生互溶，造成表面活性剂吸附量有所降低。表明研究的表面活性剂驱油体系具有良好的抗吸附性能，在设计的浓度范围内能够保证表面活性剂驱油效果的同时，还可以避免资源浪费。

2.4 润湿性能

按照1.3.2中的实验方法，评价了表面活性剂驱油体系对储层岩心表面润湿性的影响，实验结果如图5所示。由图5结果可知，目标区块储层岩心表面的初始润湿性为强亲水，接触角为19.8 °，随着表面活性剂驱油体系浸泡时间的延长，岩心表面接触角逐渐增大，逐渐向弱亲水或中性润湿方向转移，浸泡30 h后接触角增大至60.6 °。说明研制的表面活性剂驱油体系能够改善储层岩石表面的润湿性，使其更有利于提高驱油效率。

图5 表面活性剂驱油体系对润湿性能的影响Fig.5 Effect of surfactant flooding system on rock wettability

2.5 驱油效果

按照1.3.3中的实验方法，评价了不同表面活性剂溶液的驱油效果，实验结果见表1和图6。

图6 不同表面活性剂驱油实验结果Fig.6 Oil displacement experiment effects of different surfactants

由表1实验结果可以看出， 在水驱过程结束后注入不同类型的表面活性剂溶液均能使特低渗透岩心的采收率得到进一步的提高，其中复合表面活性剂驱油体系的提高采收率幅度最大，可以达到20%以上；而单独注入乳化能力较强的AES和界面活性较强的MGS-3时提高采收率幅度分别为12.36%和8.13%，可以看出乳化能力的强弱对特低渗透岩心采收率的提高程度影响较大，而界面活性的影响则相对较弱。

表1 表面活性剂驱油效果Tab.1 Oil displacement effect of various surfactants

由图6可知，T-1岩心注入0.3%的AES溶液后注入压力出现了明显的升高，含水率也有一段明显的下降，采收率提升幅度较大，这是由于AES的乳化作用可以与原油形成具有一定黏度的乳状液，能够有效改善驱油体系的流度比，并且其中粒径较大的乳状液滴能够对岩心中较大的孔隙进行封堵，从而导致注入压力升高，提高驱油体系的波及效率，从而使其具有较好的驱油效果；T-2岩心注入0.3%MGS-3溶液后注入压力出现了明显下降，含水率小幅降低，采收率提升幅度较小，这是由于MGS-3具有较强的界面活性，能够降低驱油体系注入时的流动阻力；T-3岩心注入0.2%MGS-3+0.1%AES溶液后注入压力有小幅度的升高，含水率下降明显，采收率大幅度提高，这是由于复配表面活性剂体系具有较强的乳化作用的同时，还具有较强的界面活性，能使其在提高波及效率的同时发挥出较强的微观驱油作用，从而使采收率得到较大幅度的提高。

3 现场应用

陆上某油田S区块属于典型的低孔、特低渗储层，地层孔隙度平均为13.8%，渗透率平均为1.83×10-3μm2，储层温度为70 ℃左右，地面原油密度平均为0.869 1 g/cm3，地层原油黏度平均为1.95 mPa·s，地层水型为NaHCO3型，总矿化度为65 350 mg/L。区块内可动用地质总储量为356×104t，该区块共设计注入井8口，采油井39口。

该区块前期采用注水开发，由于水驱开发效果逐年变差，为进一步提高该区块原油的采收率，2014年开始在该区块内实施复合表面活性剂驱油现场试验，驱油体系配方为0.2%MGS-3+0.1%AES，截至2016年5月共计注入复合表面活性剂溶液351.3 m3。注入表面活性剂后，注水井注入压力有了小幅度的提升，吸液剖面得到了一定的改善，对应采油井的产液量和产油量显著增大，含水率稍有下降，油井见效率达到95%，其中部分采油井的生产参数见表2。

表2 部分采油井措施前后生产参数对比Tab.2 Comparison of production parameters of partial oil production wells before and after measures

由表2可以看出，注入复合表面活性剂后，4口采油井的平均日产油量由措施前的3.58 m3增大至5.06 m3，平均含水率由措施前的83.1%降低至76.7%，取得了较好的增油效果。

4 结 论

(1)研制的表面活性剂复合驱油体系(0.2%MGS-3+0.1%AES)具有良好的界面活性、较强的乳化能力以及良好的抗吸附性能，并且能够有效改变岩心表面的润湿性，可以满足特低渗透油藏进一步提高采收率的需求。

(2)驱油性能评价结果表明，特低渗岩心水驱后注入乳化能力和界面活性均较好的复合驱油体系能使原油采收率提升20%以上，采收率提高幅度远大于单一表面活性剂驱。说明在特低渗透油藏条件下，表面活性剂的乳化性能对采收率的提升幅度影响较大，因此，在保证一定界面活性的同时，应注意选择乳化能力较强的表面活性剂作为驱油剂。

(3)现场应用结果表明，陆上某油田S区块注入复合表面活性剂驱油体系后，生产井的日产油量显著提高，含水率下降，取得了良好的增产效果。