表面活性剂驱油技术在五里湾一区的研究及应用

杨棠英，刘笑春，郑力军 （中石油长庆油田分公司油气工艺研究院）

（低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安710018）

五里湾油田是靖安油田开发最早、产量规模最大的区块，是典型的低渗透油藏，随注水开发时间的延长，目前已进入中含水开发阶段，含水上升速度加快，递减加大、含水上升率变大，水驱效率降低。地层原油黏度2.0mPa·s，地面原油黏度7.69mPa·s，地层水矿化度50560mg/L，总硬度15234.95mg/L。

表面活性剂驱技术是国内外重要的化学驱提高采收率技术之一，长庆低渗透油田室内岩心驱替试验平均水驱效率39.3%，表面活性剂提高驱油效率有一定的潜力和空间。低渗透、高矿化度的储层特点对表面活性剂性能提出了更多要求，因此从2011年起，针对五里湾油田油藏特征研发了双子表面活性剂CYB－1，并开展了9个井组的现场试验。

1 试验部分

1.1 试验仪器及药品

试验仪器：德国dataphysics的SVT20旋转滴超低界面张力仪，恒温箱。

试验材料：双子表面活性剂CYB－1，实验室自制；五里湾一区脱水原油，注入水，模拟油 （脱水原油与航空煤油体积比3∶2进行配制）；935mg/L的注入水，28000、50894mg/L的地层水。离子组成见表1。

表1 3种模拟水的离子组成

1.2 试验方法

1.2.1 油水界面张力的测试

用SVT20旋转滴超低界面张力仪测定表面活性剂驱油体系与原油间的界面张力。测定温度为55℃，转速为5000r/min，平衡时间为90～150min。

1.2.2 乳化性能评价方法

1）乳状液的制备 用3种不同矿化度的水配制不同浓度的表面活性剂溶液，按体积比为1∶1将表面活性剂溶液与油混合于50mL具塞量筒中，将具塞量筒置于55℃恒温箱恒温15min，用手将恒温后的油水混合物上下震荡200次，使其形成乳状液。

2）稳定性评价 将新制备的乳状液于55℃下恒温放置，跟踪记录不同时间的乳化层和水层体积，评价其乳化能力。析水率计算式：

式中：fV为析水率，%；Vl为析出水的体积，mL；V2为制备乳状液时所用表活剂溶液体积，mL。fV值越小，表明乳状液越稳定[1]。

2 结果与讨论

2.1 表面活性剂的性能评价

2.1.1 界面性能评价

将表面活性剂CYB－1用50894mg/L矿化度水配制成质量分数为0.2%、0.3%、0.5%不同的3种溶液，在55℃条件下测定界面张力 （见图1）。由图1可知，表面活性剂在质量分数为0.3%浓度条件下，20min后可以达到10－3mN/m。

2.1.2 界面张力随温度的变化

在50894mg/L的矿化度下，将表面活性剂CYB－1配制质量分数为0.5%的溶液，测定温度在40～80℃条件下界面张力随时间的变化 （见图2）。由图2可知，随着温度的升高，表面活性剂的初始界面张力呈现较大幅度下降趋势，温度越高越易达到最低界面张力，当温度达到80℃时，体系界面张力可以达到10－4mN/m。

图1 不同质量分数的CYB－1对界面张力的影响

图2 温度对CYB－1对界面张力的影响

2.1.3 乳化性能评价

在935、28000、50894mg/L不同的3种矿化度条件下，评价了表面活性剂的乳化稳定性，结果见表2。

表2 CYB－1表面活性剂析水率

由表2所示，由CYB－1表面活性剂配制的乳状液随着时间的延长析水量增加，乳状液配制后的前100min，析水率增加趋势比较明显，在随后的时间内，表面活性剂乳状液析水量趋于稳定值，最高析水率为100%。

表3 表面活性剂注入参数

3 现场试验

3.1 井组注入情况

连片注入9个井组，注入时间为2011年8月～2012年12月，其中2011年注入4个井组，2012年增加5个试验井组。采用段塞式注入，注入表面活性剂质量浓度为5000mg/L，平均单井日注入量37～42m3，累计注入时间451d，累计注入21001m3。9个井组的具体注入情况见表3。

3.2 现场效果分析

3.2.1 总体见效情况

对9个井组对应的41口油井试验前后的生产动态进行对比，发现注入表面活性剂后试验区整体呈现 “两升一降”特征，即日产液量上升，日产油量上升，综合含水率下降的生产趋势，图3为试验区41口油井生产动态曲线。

图3 试验区油井生产动态曲线

试验区对应41口油井，累计见效油井21口，见效率51%，与试验前相比，见效后日产液由242.69m3上升至272.85m3，日产油由174.80t上升至192.82t，平均单井日产油由4.26t上升至4.70t，综合含水率由17.5%下降至16.6%。试验区见效井最高日增油量达到19.7t，累计增油7468t，累计降水1200m3。

3.2.2 油藏开发指标改善

试验前区块自然递减逐年增加，含水率上升加快，试验后年自然递减率由8.26%下降到－4.64%，综合含水率上升率由2.51%下降至－0.89%，水驱开发指标明显好转，可采储量增加。

1）水驱状况变好 从试验区甲型水驱特征曲线 （见图4）可以看出，在注入表面活性剂之后斜率变小，表明注表面活性剂后水驱状况逐步变好。

2）可采储量增加 应用丙型水驱特征曲线计算采收率变化：

式中：LP为累计采液量，104t；NP为累计采油量，104t。

试验区水驱阶段及注表面活性剂后丙型水驱特征曲线如图5。由图5可以看出，注入表面活性剂前后都具有线性关系，斜率B由0.0123降低至0.0118，截距A由0.9145增大至0.9215。

采油量计算公式：

式中：fw为含水率，%。

当含水率fw取值为98%时，计算得注表面活性剂前可采储量为84.03×104t，注表面活性剂后可采储量为119.04×104t，可采储量增加35.01×104t，采收率增加6.3%。

图4 试验区甲型水驱特征曲线

4 结论

1）针对五里湾一区油藏特征，研发了具有超低界面张力及较好乳化能力的表面活性剂CYB－1。

2）在低渗透油藏进行了表面活性剂驱的试验，结果表明表面活性剂CYB－1及注入参数在五里湾油藏中具有一定的适应性，取得了较好的增油降水效果。

3）试验后试验区水驱开发指标得到明显改善，年自然递减率由8.26%下降到－4.64%，综合含水上升率由2.51%下降至－0.89%，可采储量增加。

[1]韩冬，沈平平 .表面活性剂驱油原理及应用 [M].北京：石油工业出版社，2001.

[2]黎晓茸，贾玉琴，樊兆琪，等 .裂缝性油藏聚合物微球调剖效果及流线场分析 [J].石油天然气学报 （江汉石油学院学报），2012，34 （7）：125～129.

[3]陈元千，郭二鹏 .预测水驱油田体积波及系数和可采储量的方法 [J].中国海上油气，2007，19（6）：387～389.

[4]黎晓茸，张营，贾玉琴，等 .聚合物微球调驱技术在长庆油田的应用 [J].油田化学，2012，29（4）：419～422.