杏南油田含聚污水表面活性剂降压增注研究

曹广胜，王 哲，王 浩，白玉杰，朱芷萱

近年来，杏十三区通过开展活性水降压增注现场试验，提高了过渡带薄差储层的吸水效果[1⁃2]。为了提高低渗透油藏表面活性剂降压增注开发效果，张起翡等[3⁃4]研究了表面活性剂降压增注机理及影响因素；祝仰文等[5⁃8]对表面活性剂体系进行了进一步优化；而随着杏十三区开发的不断深入，含聚污水回注区块受残余聚合物影响，导致区块吸水效果下降，影响油田开发效果。石钻等[9⁃10]开展了含聚污水对表面活性剂界面张力和降压效果的研究。由于不同区块油田含聚污水性质差异较大，为了满足杏十三区块降压增注的需求，需要开展含聚污水区块降压增注药剂配方及配套工艺参数研究[11]。

本文根据杏十二、十三区油层的岩石物性、原油性质、水质情况，利用旋转滴超低界面张力仪，通过测定含聚污水与原油间的界面张力，筛选、复配出能够实现低界面张力的表面活性剂组合；再筛选出各种添加剂，并开展配伍性评价，研究影响界面张力的因素。通过室内岩心模拟降压增注实验，确定出合理的施工参数，包括注入浓度、注入速度、累计注入量、注入段塞组合。

1 注入水水质分析

取杏十二、十三区含聚污水区块注入水进行全水质分析（井号分别为 X12⁃66⁃30、X13⁃6⁃31），结果见表1。

表1 水样综合指标Table 1 Comprehensive index of water sample

1.1 实验仪器

722型分光光度计、原子吸收分光光度仪、空心阴极灯、品氏黏度计、全玻璃微孔滤膜过滤器、RSB⁃HX⁃7型硫酸盐还原菌测试瓶、TGB⁃HX腐生菌测试瓶、FB⁃HX铁细菌测试瓶、电热恒温培养箱等。

1.2 实验方法

1.2.1 离子浓度测定方法[12]

（1）Fe3+的测定：邻二氮菲分光光度法；

（2）Cl-的测定：硝酸银滴定法；

（3）CO23-和HCO23-的测定：双指示剂滴定法；

（4）K+、Ca2+、Na+、Mg2+的测定：原子吸收光谱法。

1.2.2 黏度的测定 用博勒飞DV⁃Ⅲ布氏黏度计，剪切速率为6 r/s，温度为45℃。

1.2.3 矿化度的测定 水样经过滤去除漂浮物及沉降性固体物[13]，放在蒸发皿内蒸干，并用过氧化氢去除有机物，然后在105～110℃下烘干至恒重，将称得质量减去蒸发皿质量，单位体积下的该质量差即为矿化度。

1.2.4 悬浮物含量的测定 悬浮物是指不能通过孔径为0.45μm滤膜的固体物[14]。用0.45μm滤膜过滤水样，经过103～105℃烘干后得到不可滤残渣含量。

1.2.5 聚合物浓度的测定 淀粉⁃三碘化物法[15]：使用HPAM溶液、淀粉⁃碘化镉等试剂进行配制，然后利用722型可见分光光度计进行吸光度的测量，最后绘制标准曲线从而得出样品中聚合物浓度。

1.2.6 细菌含量的测定 利用测试瓶绝迹稀释法（SYT 0532-1993油田注入细菌分析方法/绝迹稀释法）[16]测定硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）和铁细菌（FB）的数量。

1.3 水样综合指标分析

通过对两口井的水质分析（见表1）可以看出，两口井的污水中聚合物质量浓度在10 mg/L左右，细菌含量和悬浮物含量均超标，含氧量指标也超过石油与天然气行业注入水标准。

2 表面活性剂体系优选

收集了不同类型的表面活性剂，包括阴离子表面活性剂、非离子型表面活性剂以及特种表面活性剂[17]，选用界面张力相对较小的表面活性剂进行复配，并通过助剂的添加，初步确定增注降压表面活性剂配方。

2.1 增注降压表面活性剂体系

2.1.1 基础药剂石油磺酸盐筛选 初选石油磺酸盐为表面活性剂的基础药剂，其质量分数与界面张力的关系如图1所示。由图1可见，石油磺酸盐质量分数达到0.7%时，界面张力曲线接近平稳，综合考虑经济成本，选用质量分数0.7%的石油磺酸盐为基础药剂的添加量。

2.1.2 复配表面活性剂筛选 表面活性剂复配后，可在浓度极低的情况下达到临界胶束浓度，因此，需要进一步对石油磺酸盐与以上其它类型表面活性剂的复配来进行优选，其它类型表面活性剂质量分数分别取0.3%、0.5%、0.7%、1.0%、1.5%，简记为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ，优选结果见表2。

由表2可知，重烷基苯磺酸盐复配效果最好，在其质量分数为1.5%时界面张力达到了0.05 mN/m。而其他药剂与该区块原油形成的界面张力稳定值较高。根据R比理论[17]，表面活性剂与油相的界面张力降低程度，与该表面活性剂的油相适宜碳数和油相的等效烷烃数有关[18⁃19]，并且当某表面活性剂这两个数值相等时，该表面活性剂可以集中分布于油水界面，从而达到超低界面张力。对于重烷基苯磺酸盐，其油相适宜碳数为9，杏南地区原油的等效烷烃数为8～9。

图1 石油磺酸盐质量分数与界面张力关系Fig.1 The relationship between the mass fraction of petroleum sulfonates and inter facial tension

表2 0.7%石油磺酸盐与不同表面活性剂的界面张力Table 2 Inter facial tension between petr oleum sulfonates with a mass fr action of 0.7%and differ ent types of surfactants

对不同质量分数重烷基苯磺酸盐与0.7%石油磺酸盐复配后界面张力进行考察，结果见图2。

图2 0.7%石油磺酸盐+重烷基苯磺酸盐界面张力Fig.2 Interfacial tension between crude oil and the mix⁃ture of 0.7%petroleum sulfonate and heavy alkyl benzene sulfonate

由图2可见，重烷基苯磺酸盐在质量分数2.0%时与0.7%石油磺酸盐复配，界面张力达到0.015 mN/m，趋于稳定。因此选用质量分数0.7%石油磺酸盐+2.0%重烷基苯磺酸盐作为降压增注的主要药剂配比。

2.2 添加剂的筛选

2.2.1 醇类添加剂 选择了5种醇作为添加剂，分别是甲醇、乙醇、正丙醇、异丙醇、正丁醇，并对醇类与原油的界面张力进行测试，结果见图3。

由图3可以看出，5种醇类添加剂中，当其质量分数为0.5%时，乙醇与原油的界面张力最低，因此选择质量分数0.5%的乙醇作为醇类添加剂。

2.2.2 醚类添加剂 分别对5种醚类添加剂（甲醚、乙醚、正丙醚、正丁醚、聚乙二醇辛基苯基醚）进行筛选，配制不同质量分数醚类的溶液并进行界面张力测试，结果见图4。

图3 不同醇类与原油的界面张力Fig.3 Interfacial tension between crude oil and different alcohol

图4 不同醚类与原油界面张力Fig.4 Inter facial tension between differ ent ethers and crude oil

由图4可见，向该表面活性剂体系中添加醚类后，界面张力值均大于1 mN/m，远大于不添加醚类时的0.009 3 mN/m，说明醚类物质影响了表面活性剂与原油的乳化作用，故不选择醚类作为添加剂。

2.2.3 盐类添加剂 测定体系与不同质量分数NaCl、KCl、NH4Cl、Na2CO3、NaHCO3溶液的界面张力，结果见图5。

图5 不同盐类与原油的界面张力Fig.5 Interfacial tension between different salt and crude oil

由图5可以看出，添加NaCl及KCl均可降低体系与原油的界面张力，且NaCl比KCl效果好，因此选择NaCl（质量分数为1.0%）作为盐类添加剂。

综上所述，考虑降压效果和成本，确定最佳配方（质量分数，下同）为：0.7%石油磺酸盐+2.0%重烷基苯磺酸盐+0.5%无水乙醇+1.0%NaCl，此时体系与原油界面张力为6×10-3mN/m。

3 表面活性剂性能评价

3.1 药剂间配伍性评价

研究表明[20⁃22]，各药剂间存在协同效应，例如有时各种单剂效果评价很好，但合在一起使用就可能降低各自的效果，有的发生沉淀，有的相互抑制。因此，为了检验该含聚污水表面活性剂体系中各药剂的配伍性是否会影响作用效果，进行了各药剂的配伍性实验。将0.7%石油磺酸盐+2.0%重烷基苯磺酸盐+0.5%无水乙醇+1.0%NaCl药剂放置在45℃恒温箱中24 h后发现，药剂既不发生浑浊也不产生沉淀，说明药剂之间具有良好的配伍性。

3.2 表面活性剂稳定性评价

表面活性剂的分子活性会随着时长发生老化、变性甚至失去活性。因此，需要对其进行稳定性评价，评价结果见图6。

图6 表面活性剂稳定性曲线Fig.6 Stability curve of surfactant

从图6可以看出，表面活性剂溶液在室温放置30 d，界面张力在前期趋于稳定，随后又逐渐增大，但变化范围均可以满足实验要求，说明稳定性较好。

3.3 岩心润湿性测定

为了研究复合表面活性剂与岩心间的润湿性，选取了渗透率分别为 50、100、150、200、250 mD的岩心，用哈克接触角测定仪测量了复合表面活性剂与不同渗透率间岩心的接触角，对照组为现场注入水，结果见图7。

由图7可知，复配后的表面活性剂与岩心切片接触角比注入水与岩心切片接触角降低了二分之一左右，说明复配后的表面活性剂降低了水与岩石的界面张力，并且可以增加岩心中的渗透距离，更好的剖及深处，降低注入压力，增加注入量。

图7 复配表面活性剂和注入水接触角随渗透率的变化Fig.7 The change of contact angle between compound surfactant and injected water with the change of permeability

4 降压增注岩心实验

4.1 表面活性剂注入速度对降压效果的影响

在低渗岩心表面活性剂降压增注的过程中，考察了含聚污水表面活性剂体系的注入速度对降压增注效果的影响，结果见表3。

表3 注入速度与降压率的关系Fig.3 Relationship between different injection r ates and pressure drop rate

由表3可以看出，注入速度对降低岩心注入压力影响很大，当水驱注入速度0.10 mL/min时28.9 mD岩心的降压率为23.73%；0.20 mL/min时31.3 mD岩心的降压率为20%；0.30 mL/min时30.3 mD岩心的降压率为17.28%。综合考虑，确定较佳注入速度为0.15 mL/min。

4.2 表面活性剂累计注入量优化

在注入速度0.15 mL/min，对3种渗透率的岩心进行了不同累计注入量（0.1、0.3、0.5、1.0、1.5 PV）的表面活性剂的岩心实验，结果见图8。由图8可以看出，表面活性剂不同累计注入量对降低岩心注入压力效果影响很大。在3个渗透率范围内规律相似，都是随着表面活性剂累计注入量的增大，降压率不断增加。当累计注入量大于1 PV以后，降压率变化不明显，综合考虑，选用表面活性剂累计注入量为1 PV，其在10、30、50 mD渗透率的岩心中降压率均超过21.3%。

图8 不同渗透率在不同累计注入量条件下的降压率Fig.8 Results of pressure dr op rate with differ ent permea⁃bility and different cumulative injection amount

4.3 表面活性剂段塞优化

分别对同浓度同累计注入量的表面活性剂进行岩心驱油降压模拟实验，确定表面活性剂的段塞组合对降压效果的影响。将1 PV表面活性剂分两段注入岩心中，分析其降压效果，结果见图9。

图9 两段塞组合的降压率Fig.9 Pressure dr op rate data gr aph of two slug combinations

由图9可知，当一次段塞注入量大于二次段塞注入量时，其总降压率要高于一次注入量小于二次注入量时的总降压率；而两次不同注入量的总降压率大于两次相同注入量的值，分析得出在设计段塞组合时，一次段塞注入量应大于二次段塞注入量。因此在该实验结果基础上设计三次段塞组合。

在0.15 mL/min注入速度和1 PV注入量表面活性剂的实验条件下进行三段段塞组合实验，段塞组合与降压率变化关系见图10。

由图10可见，3号段塞组合（0.5 PV+0.4 PV+0.1 PV）和 4号段塞组合（0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV）降压率分别为23.75%和23.91%，实验确定较优段塞组合为：0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV。

4.4 表面活性剂降压增注效果

在室内分别开展了同浓度同累计注入量的表面活性剂对不同渗透率的岩心进行驱油降压模拟实验，确定表面活性剂的段塞组合对降压效果的影响，结果见表4。

图10 不同段塞组合的降压率变化Fig.10 Pr essur e drop r ate data gr aph of different slug combinations

5 结 论

（1）降压增注含聚污水表面活性剂的最佳配方为：0.7%石油磺酸盐+2.0%重烷基苯磺酸盐+0.5%无水乙醇+1.0%NaCl，与原油之间的界面张力为6×10-3mN/m。

（2）该含聚污水表面活性剂体系与地层水配伍性、稳定性良好，可以增加岩石亲水。

（3）通过三段段塞注入优化确定最优段塞组合：0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV；在5种不同渗透率（10～50 mD）条件下，降压率均超过24%。

表4 最优段塞组合时的降压率Table 4 Pr essur e drop r ate data of optimal slug combination