张天渠特低渗油藏表面活性剂驱油先导实验研究

王薇

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州450006）

张天渠特低渗油藏表面活性剂驱油先导实验研究

王薇

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州450006）

张天渠油田属于特低渗油藏，其主力开发层位长2，经过近20年的注水开发，目前综合含水84%，已进入高含水开发阶段，且采出程度达到20.5%，水驱采收率标定25.0%，已达到水驱开发比较理想的效果。为进一步提高油藏的采收率，开展表面活性剂驱油技术研究，通过表面活性剂单剂优选、复配筛选、临界胶束浓度测定，优选出4种表面活性较优的驱油体系，并进行性能评价及岩心驱替实验。室内实验结果表明，表面活性剂驱油技术可使张天渠油田长2储层驱油效率提高17.7%。

张天渠油田；特低渗；表面活性剂；驱替实验；驱油效率

张天渠油田属特低渗油藏，其主力开发层位长2层，为构造－岩性油藏，1997年开始注水开发，先后经历了产能建设阶段、注水开发见效阶段、含水上升递减阶段。长2储层平均孔隙度15.64%，平均渗透率8.66× 10-3μm2，属于低孔、低渗储集层；油藏原始地层压力12.85 MPa，压力系数0.68，为异常低压地层；油藏地层温度63.5℃，地层原油密度0.745 g/cm3，原油黏度2.70 mPa·s，气油比31.7 m3/t，体积系数1.151，地面原油密度0.859 g/cm3，原油黏度7.15 mPa·s，为低黏度原油；地层水为CaCl2型，pH平均值6.752，呈弱酸性；油田水的矿化度在62 120.16 mg/L～71 050.71 mg/L，平均66 372.6 mg/L，为高矿化度卤化水。截至2016年底，该区块动用含油面积4.62 km2，地质储量256.5×104t，采出程度20.5%。但随着开发时间的延长，张天渠油田单井产量由初期4.0 t/d下降至目前的1.1 t/d，综合含水由36%上升至84%，为进一步提高油藏的采收率，为此开展了表面活性剂驱油先导实验[1-6]。

1 表面活性剂筛选与评价

1.1 表面活性剂单剂优选

在70℃，模拟地层水矿化度65 000 mg/L条件下，对生物表面活性剂、氟碳类表面活性剂、阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、两性表面活性剂，共6种类型19种单剂进行测试和优选。实验结果表明，不同类型的表面活性剂的表界面活性具有较大差别，其中非离子表面活性剂和阴离子表面活性剂降低界面张力的能力相对更高。从中筛选出CS007、CS010、CS022、CS034、CS045、CS052进行后续表面活性剂体系配方的研究（见表1）。

1.2 表面活性剂的复配筛选

1.2.1 单剂复配研究对CS007、CS010、CS022、CS034、CS045、CS052进行单剂复配实验研究，以表面活性最佳的氟碳表面活性剂CS034作为辅剂，测试了各复配体系的表面张力。优选出CS007+CS010+CS034（生物+非+氟）、CS045+CS022+CS034（阴+非+氟）和CS045+ CS052+CS034（阴+阳+氟）三种复配体系（见表2）。

1.2.2 正交实验优化体系配方对三种复配体系进行正交实验优化确定最终4种超低界面张力配方，分别是生化复配表面活性剂体系DBZ-03和DBZ-04以及化学复配表面活性剂体系DBZ-05和DBZ-07（见图1、表3）。

表1 不同类型的表面活性剂在模拟地层环境条件下的表/界面张力测定

表2 不同类型的表面活性剂复配

图1 三种复配体系三因素四水平正交实验结果

表3 最终形成的表面活性剂体系

2 表面活性剂性能评价

2.1 表面活性剂临界胶束浓度测定

利用地层水配制终浓度分别为0.1%，0.2%，0.3%，0.4%，0.5%和1.0%的水溶液，利用全自动表界面张力仪测定其表面张力，以表面张力对浓度的对数作图，曲线的转折点即为临界胶束浓度值。由实验结果可知，4种表面活性剂体系的临界胶束浓度分别是，DBZ-03为0.2%，DBZ-04为0.5%，DBZ-05为0.3%，DBZ-07为0.2%。在临界胶束浓度下该4种表面活性剂体系均具有较强的降低表面张力的作用（见表4）。

表4 表面活性剂体系临界胶束浓度测定

2.2 界面张力测定

将4种表面活性剂体系分别用模拟地层水配制成终浓度分别为0.2%，0.3%，0.5%、1%和2%的水溶液，测定不同浓度下液体石蜡和水样界面张力情况。实验结果可知，4种表面活性剂体系在CMC条件下，界面张力均能达到（10-2～10-3）mN/m（见表5）。

2.3 抗温耐盐性能测定

2.3.1 温度适应性评价4种表面活性剂体系在50℃～90℃界面活性，对温度有较好的适应性。随着温度的升高，界面张力变化不显著，其中DBZ-07不论在高温还是中温下，都具有较高的界面活性（见表6）。

2.3.2 矿化度适应性评价DBZ-03、DBZ-04和DBZ-05表面活性剂体系在氯化钠配制的矿化度水中，随着矿化度的增加，界面张力略有增加，界面活性稍有下降，但变化不显著。同时由于非模拟地层水，离子种类少，因此界面活性较在模拟水中略低。DBZ-07界面活性受矿化度影响较大，矿化度越小，界面活性越低（见表7）。

表5 表面活性剂体系界面张力测定

表6 表面活性剂体系的温度适应性

表7 表面活性剂体系的矿化度适应性

2.4 地层水配伍性

无论在常温条件下和高温过夜处理后，4种表面活性剂体系均能完全溶于注入水和采出水中，形成的溶液无浑浊、分层及沉淀产生，并且具有良好流动能力，黏度与清水无异。表明与地层水具有较好的配伍能力，可以用于此温度和矿化度条件下的表面活性剂驱油（见表8）。

表8 生化表面活性剂体系地层水配伍性

2.5 润湿性

由表面活性剂体系处理前后的油-水接触角变化情况可见，经过老化处理后的石英片，地层水在其表面上的接触角为100°左右，表面呈亲油性；通过表面活性剂体系溶液处理后，4种表面活性剂体系的接触角分别为18°、25°、22°和32°，说明石英表面都由亲油性变为较强的亲水性。其中DBZ-03降低接触角的效果最好，最有潜力用于表面活性剂驱油（见表9）。

表9 表面活性剂体系的润湿性接触角实验

表10 表面活性剂体系对原油乳化能力测定

表11 表面活性剂体系在固-液界面吸附性的测定

2.6 乳化能力测试

72 h内DBZ-03对4种油样的乳化效率在65%～76%，DBZ-04对4种油样的乳化效率在44%～62%，DBZ-05对4种油样的乳化效率在55%～73%，DBZ-07对4种油样的乳化效率在69%～82%。总体均具有相对优良的乳化效果，其中乳化效率DBZ-07＞DBZ-03＞DBZ-05＞DBZ-04（见表10）。

2.7 吸附性

在1.5×CMC的浓度条件下，对所筛选出来的4个表面活性剂体系在固-液界面的吸附性能进行了测试，结果可知，测试的4个表面活性剂体系的吸附率都在1.44 mg/g～3.73 mg/g，所设计的表面活性剂体系总体上的吸附性较小。相对来说，由于DBZ-07配方中含有较多的阳离子表面活性剂，易与本身带有负电荷的岩石表面产生静电吸引，使配方中的阳离子组分大量在近井地带富集，即所谓的“色谱分离”现象，因此其吸附量最高；而DBZ-03型生物+非离子+氟碳表面活性剂体系具有最低的1.44 mg/g的吸附量，表明所用的生物表面活性剂可以有效地避免表面活性剂在地层岩石表面的大量吸附，有利于有效地进入地层深处，达到驱替地层深处的原油的作用（见表11）。

对比DBZ-03和DBZ-07两组表面活性剂体系在吸附前后的界面张力进行了测试，结果可知，DBZ-03型生化复配表面活性剂体系在吸附前后的界面张力基本没有太大变化；而DBZ-07型阴阳复配表面活性剂体系界面张力在吸附后明显上升，DBZ-07实际应用潜力较不如DBZ-03体系（见表12）。

2.8 模拟驱油实验

表12 DBZ-03和DBZ-07表面活性剂体系在吸附前后的界面张力

表13 填砂管模拟驱替实验结果

表14 岩心模拟驱替实验结果

图2 微观蚀刻模型模拟驱油实验

表面活性剂的界面张力性能、润湿反转性能、乳化性能和吸附性能都是影响表面活性剂驱油性能的重要因素。因此，对表面活性剂的驱油性能进行评价，综合考量其驱油效率，以期获得综合性能更优的表面活性剂。

2.8.1 填砂管驱油实验4种表面活性剂体系在模拟驱油实验中，生物+非离子表面活性剂体系（DBZ-03、DBZ-04）和阴离子+非离子表面活性剂体系（DBZ-05）可以获得更好的驱油效果；考虑DBZ-07具有超低界面张力，具有大幅度提高驱油率的潜力，将DBZ-03与DBZ-07用于填砂管驱油模拟实验（见表13）。

2.8.2 岩心驱油实验通过岩心驱油实验结果可知，2种表面活性剂体系在模拟驱油实验中，应用两种岩心的物模实验中，DBZ-03提高驱油效率分别为19.02%和17.71%，降低驱替压力1.33 MPa和1.21 MPa；而用两组岩心的物模实验中，DBZ-07提高驱油效率分别为14.03%和13.12%，降低驱替压力分别达1.09 MPa和1.16 MPa。可见，其中DBZ-03作用后的驱油效果最好（见表14）。

2.8.3 微观蚀刻模型驱油实验利用微观蚀刻模型，对DBZ-03和DBZ-07的驱油效果进行测试（见图2）。

由图2可见，水驱结束后的模型中，剩余油较多，且被驱替的原油主要在主孔道附近，远处原油基本没有被波及；DBZ-03驱后，模型中的原油基本完全被驱除，且波及范围大；DBZ-07驱替后，模型中剩余的原油相对较多，并且可以明显的看到，注入品附近的原油被驱替地较干净，但注入距离稍远的位置，原油剩余较多。因此，可见DBZ-03是一种相对来说波及范围更广，驱替效果更好的驱油剂。

3 结论

（1）通过考察6种类型19种单剂降低表界面张力的能力，优选出表面活性较优的6种单剂进行复配实验，获得界面张力低于1.0 mN/m的3种复配体系，对性能优良界面活性较好的复配体系进行正交实验，优化确定DBZ-03、DBZ-04、DBZ-05和DBZ-07四种最终的超低界面张力（10-2～10-3）mN/m配方。

（2）考察了4个驱油体系的临界胶束浓度、界面张力、环境适应性、地层水配伍性、润湿性、乳化性、吸附性及驱油性能。其中DBZ-03具有较优的性能，其临界胶束浓度为0.2%，在2%的浓度下可将界面张力降低至10-2mN/m，与地层水有较好的配伍性，岩心实验也表明了DBZ-03良好的驱油性能，可使采收率提高17.7%。

［1］王修垣，等.石油微生物学在中国科学院微生物研究所的发展［J］.微生物学通报，2008，35（12）：1851-1861.

［2］伍晓林，陈坚，伦世仪.生物表面活性剂在提高原油采收率方面的应用［J］.生物学杂志，2000，17（6）：25-28.

［3］罗剑波，等.株产脂肽类生物表面活性剂菌株的分离及代谢产物分析［J］.化学与生物工程，2010，27（2）：46-49.

［4］赵贲，邓志英，高作禧.微生物与生物表活剂复配体系在清防蜡中的应用研究［J］.钻采工艺，2008，31（B08）：94-95.

［5］赵辉，闫华晓，杨腾，等.高效生物表面活性剂产生菌筛选及其性质研究［J］.生物技术，2010，20（1）：76-78.

［6］舒成强，蒋良群，李华斌.用生物表面活性剂提高采收率的实验研究［J］.石油石化节能，2005，（5）：1-5.

Experimental research of surfactant flooding to improve water drive effect for Zhangtianqu ultra-low permeability reservoir

WANG Wei
（Research Institute of Engineering and Technology，North Branch Sinopec，Zhengzhou Henan 450006，China）

Zhangtianqu oilfield belongs to low permeability reservoir,the main development horizon of Chang 2 layer,after nearly 20 years of water flooding development,comprehensive water cut by 84%now,has entered high water cut development stage,and high recovery degree has reached the ideal effect of water flooding development.In order to further improve reservoir recovery factor.Research on surfactant oil displacement technology,single dose optimization by surfactant,compound with screening,determination of critical micelle concentration,selected four kinds of oil displacement system has a better surface activity,performance evaluation and core displacement experiment was carried on.Indoor experimental results show that surfactant flooding technology can make the Chang 2 layer of Zhangtianqu oilfield reservoir oil displacement efficiency is increased by 17.7%.

Zhangtianqu oilfield；ultra-low permeabilityreservoir；surfactantflooding；displacement experiment；oil displacement efficiency

TE357.46

A

1673-5285（2017）01-0118-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.01.031

2016－12-14

国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”，项目编号：2016ZX05048。

王薇（1982-），工程师，本科学历，2007年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事采油方面科研和生产工作，邮箱：smilev@163.com。