不同表面活性剂二元复合体系对驱油效果的影响

张邈，杨明达，周泽宇，刘学，刘雨薇

油田化学

不同表面活性剂二元复合体系对驱油效果的影响

张邈1，杨明达2，周泽宇1，刘学1，刘雨薇1

（1.东北石油大学，黑龙江大庆163318；2.中国石油天然气股份有限公司管道大庆输油气分公司，黑龙江大庆163000）

随着油田的开采，大多数区块已经进入高含水期，水驱后地层中含油大量的剩余油，因此，开展水驱后提高采收率具有重大意义。由于三元复合体系中存在结垢问题，通过室内实验的方法，优选出无碱二元体系，对比不同类型表面活性剂/聚合物体系的界面张力、润湿反转、驱油效果。表面活性剂与聚合物可以使油水界面张力下降，实验表明，不同类型的表面活性剂组成的无碱二元体系对驱油效果存在较大的差异。

无碱二元体系；界面张力；物理模拟；驱油

油田经过多年开发，大部分油田的油层得到了较大的动用程度[1-3]，含水率在逐渐升高。但低渗透层仍存大量的剩余油有待挖潜。针对这种现象，单独使用聚合物驱油很难增大原油的采出程度，本文选用聚合物与表面活性剂组成的无碱二元体系，应用其调剖和洗油的双重作用，在扩大波及体积的同时，还可以降低界面张力[4-9]。聚合物与表面活性剂良好的协同作用，促使采收率也得到了较大的提高。

1 实验条件

1.1 实验材料

实验用到的聚合物为部分水解聚丙烯酰胺干粉（固含量90%大庆炼化公司），相对分子量2500× 104。表面活性剂为石油磺酸盐（固含量35%大庆炼化公司）；十二烷基苯磺酸盐（固含量50%大庆炼化公司），甜菜碱（固含量50%大庆东昊公司）。

大庆一厂地层水（矿化度：6778mg·L-1）含Na+：2180（mg·L-1），Mg2+：66（mg·L-1），Ca2+：24（mg·L-1），Cl-：2165（mg·L-）1，K+：11（mg·L-）1，HCO3-：2052（mg·L-）1，SO：77（mg·L-1）。实验用油为原油与模拟油配制，45℃时粘度为5.3 mPa·s。实验岩心为石英砂环氧胶结常规人造方岩心（45×45×300mm），渗透率900×10-3μm2。

1.2 实验仪器

用TX-500C型界面张力仪（美国德克萨斯大学）；用IKA-WEARKE搅拌机（德国IKA公司）；驱替实验装置，恒温箱。

1.3 实验方案

（1）测量浓度为0.35%的表面活性剂的界面张力值。

（2）采用切割成小块的方岩心进行自吸排油量和油驱排水量测定，再将岩心浸泡在表面活性剂用液中5h左右，再次进行自吸排油量和油驱排水量测定。

（3）将岩心用真空泵抽真空2h以上，用手摇泵饱和地层水，并记录饱和水量。

（4）岩心进行饱和油处理，并记录饱和油量，放入45℃恒温箱中放置8h以上。

（5）全部实验用液为“水驱98%+0.2PV表面活性剂与聚合物+后续水驱”。方案1：0.35%石油磺酸盐与0.8%聚合物的溶液；方案2：0.35%甜菜碱与0.8%聚合物的溶液；方案3：0.35%十二烷基苯磺酸盐与0.8%聚合物的溶液。

（6）按照方案进行驱油实验，注入速度0.3mL· min-1。30min记一次数。后续水驱含水率为98%。

2 实验结果

2.1 界面张力测试

将石油磺酸盐、十二烷基苯磺酸盐和甜菜碱分别采用的浓度加入到聚合为浓度的溶液中，界面张力值的变化情况见图1。

图1 不同体系与油之间的界面张力Fig.1Interfacial tension between different kinds of surfactant solutions and oil

从图1结果分析，具有相同浓度的不同类型表面活性剂，在油藏温度测量时，界面张力值随着时间的变化，逐渐下降。由于十二烷基苯磺酸盐与聚合物组成的体系界面张力值最高，因此后续的实验不会用十二烷基苯磺酸盐。

2.2 润湿性测试

经过测量结果可知：起到润湿反转的表面活性剂是石油磺酸盐，石油磺酸盐属于阴离子表面活性剂，甜菜碱未起到此种作用（表1）。

计算公式：

表1 岩心润湿性测定结果Tab.1Measurement results of core wettability

2.3 驱替实验对比

实验结果：水驱采收率、聚驱采收率、后续水采收率和最终采收率见表2。

表2 方案一与方案二驱油效果对比Tab.2Comparison of the results of scheme 1 and scheme 2

分析表2中数据结果可知，采用相似孔隙度和含油饱和度的岩心实验，用相同浓度的不同类型表面活性剂加入聚合物中进行驱油实验，方案1的效果较好。PV数表示注入液体占岩心孔隙体积的倍数，根据图2,3可知，方案1中当PV数增大时，采出液的含水平上升较慢，压着相对较低，说明石油磺酸盐与聚合物的配伍性优于甜菜碱与聚合物的组合体系。

图2 含水率随注入PV数的变化曲线Fig.2Curve of water content change with injected PV

2.4 结果分析

由于非均质的地层，在水驱过程中，水相渗透率逐渐增大，水沿着中高渗透层驱出，低渗层的剩余油难以驱出[10]。随着无碱二元体系的注入，溶液首先进入了中高渗层，表面活性剂降低了界面张力值，有利于剩余油的采出。当体系在中高渗层停滞时，会增加注入压力，从而使低渗透层的油发生流动，导致采收率得到了提高。方案1与方案2含水率下降幅度与持续时间基本一致，压力上升幅度也很相似，方案1的采收率比方案2的聚表剂驱提高的采收率高8.24%，说明方案1驱油效果更好。这是由于甜菜碱属于非离子型表面活性剂，虽然界面张力值降低，但不会起到润湿反转。在岩心的驱替过程，所得到的采收率与岩心最初的润湿性关系紧密，与阴离子型表面活性剂相比较，非离子表面活性剂改变岩石润湿性的能力差。所以亲水的油层内部的油较易被驱出。而石油磺酸盐属于阴离子型表面活性剂，在降低油水界面张力的同时可改变岩石润湿性，同时起到润湿反转的作用，这样更有利于油的采出。

3 结论

（1）在渗透率为900×10-3μm2的岩心中，表面活性剂浓度相同的情况下，无碱二元体系的采收率可达到20%左右。

（2）不同类型的表面活性剂构成的无碱二元体系对采收率起到的效果不同，石油磺酸也能与聚合物组成的体系采收率最高。

（3）对于非均质类型的油藏先进行水驱再进行二元复合驱替，可以使最终采收率达到更高。

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Effect of polymer-surfactant system with different surfactants on oil displacement efficiency

ZHANG Miao1，YANG Ming-da2，ZHOU Ze-yu1，LIU Xue1，LIU Yu-wei1
（1.Northeast University of Petroleum，Daqing 163318 China;2.Pipeline Daqing and Gas Company Branch,PetroChina,Daqing 163000,China）

With the exploitation of oil fields,the vast oil block of has entered a high water cut stage,the remaining oil is also very rich in the formation after water flooding,thus,initiating enhanced oil recovery after water flooding is of great significance.Interfacial tension,wettability alteration and displacement effect of polymer-surfactant system with different kinds of surfactants were studied by indoor experiment.The system of surfactant and polymer can require low interfacial tension,experiment shows there is a big difference among the effect of different kinds of surfactant of polymer-surfactant system.

polymer-surfactant system;interfacial tension;physical simulation;oil displacement

TE357

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170250

2016-11-22

张邈（1992-），女，在读硕士研究生，从事油气田开发理论与技术工作。