适用于高温高盐低渗砂岩油藏的表面活性剂驱油体系

陈 斌，曹小华，周 亮，张瀚龙，王颐同，龙小泳

1长江大学石油工程学院2中国石油玉门油田分公司3中国石油集团渤海钻探工程有限公司油气井测试分公司4中国石油玉门油田分公司老君庙采油厂

0 引言

随着石油资源勘探开发的不断进行，我国大部分中、高渗油田已经进入到开发的中后期，为满足石油资源不断增加的需求量，高温、高盐、低渗透油藏的勘探开发已成为近年来研究及关注的热点［1-5］。我国低渗透油藏储量丰富，但由于其低孔、低渗的特性，导致其可动用程度较低。表面活性剂作为驱油剂在常规低渗透油藏已经得到成功应用，且取得了明显的提高采收率效果，而在高温、高矿化度条件下，常用表面活性剂的驱油效果往往不理想，因此，需要研究新型的耐温抗盐表面活性剂驱油剂来适应高温高盐低渗透油藏提高采收率的需求［6-13］。

阴—非离子表面活性剂综合了阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂的众多优点，在高温、高盐的条件下仍能保持良好的界面活性，能够满足高温高盐低渗透油藏表面活性剂驱的要求［14-20］。本文以陆上某高温高盐低渗砂岩油田为研究对象，在新型阴—非离子表面活性剂SNH-10的基础上，通过复配双子表面活性剂，研制出一种适合高温高盐低渗砂岩油藏的表面活性剂驱油体系，在室内评价了该驱油体系的耐温性能、抗盐性能、乳化性能、润湿性能以及驱油性能，并在此基础之上，将研究结果成功应用于现场试验，为提高高温高盐低渗砂岩油藏采收率提供一定的借鉴和参考。

1 实验部分

1.1 实验试剂和仪器

新型阴—非离子表面活性剂SNH-10，自制；双子表面活性剂HS-1，市售；目标油田模拟地层水（总矿化度为175 000 mg/L，Ca2+浓度为3 750 mg/L，水型为CaCl2型）；目标油田储层原油（50℃下平均黏度为4.8 mPa·s）；目标油田储层天然岩心。

TX500C型旋转滴界面张力仪，美国科诺公司；PZ-100SD型视频接触角测量仪，北京品创精密仪器有限公司；VORTEX型旋涡混合器，上海达坶实业有限公司；PLC-2型恒温干燥箱，上海和呈仪器制造有限公司；岩心动态模拟驱替实验装置，江苏海安石油仪器有限公司。

1.2 实验方法

1.2.1 界面张力的测定

使用模拟地层水配制表面活性剂溶液，参照石油天然气行业标准SY/T 5370—1999《表面及界面张力测定方法》，使用TX500C型旋转滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与原油之间的界面张力。

1.2.2 乳化性能评价

将储层原油和表面活性剂溶液按不同比例混合后置于西林瓶中，在恒温干燥箱中加热恒温2 h，再使用VORTEX型旋涡混合器振动混合均匀，然后将西林瓶置于恒温干燥箱中，记录不同时间的析出水体积，并计算混合溶液的析水率。

1.2.3 润湿性能评价

将储层天然岩心切片，洗油烘干后浸泡在表面活性剂溶液中，在恒温干燥箱中放置不同时间后，使用PZ-100SD型视频接触角测量仪测定岩心切片表面的接触角变化情况，评价表面活性剂对润湿性能的影响。

1.2.4 驱油效果评价

将目标油田储层天然岩心洗油、干燥后称重，然后抽真空饱和模拟地层水，计算孔隙度和孔隙体积，并测定初始渗透率；使用储层原油饱和岩心，直至岩心出口端无水产出；在90℃下使用模拟地层水驱替至岩心出口端无油产出为止，计算水驱油的采收率；注入不同PV的表面活性剂驱油体系，关闭进出口阀门，反应4 h后，继续使用模拟地层水驱替至岩心出口端无油产出为止，计算表面活性剂驱的采收率，评价体系的驱油效果。

2 结果与讨论

2.1 表面活性剂驱油体系配方研究

2.1.1 单一表面活性剂界面性能

使用模拟地层水配制不同质量分数的SNH-10溶液，参照1.2.1中的实验方法，在90℃下测定界面张力值，实验结果见图1。

图1 SNH-10加量对界面张力的影响

由图1结果可知，随着溶液中新型阴—非离子表面活性剂SNH-10质量分数的增加，界面张力值先降低后升高，当SNH-10的质量分数为0.5%时，界面张力值达到最低点，再继续增加SNH-10的质量分数，界面张力值有所升高。分析原因是由于溶液中表面活性剂未达到临界胶束浓度之前，随着表面活性剂浓度的增大，吸附在油水界面上的表面活性剂分子逐渐增多，使油水界面张力显著下降；当达到临界胶束浓度之后，继续增大表面活性剂浓度，会使形成的胶束明显增大，阻碍表面活性剂分子继续吸附在油水界面上，导致油水界面张力增大［21］。

2.1.2 复配表面活性剂界面性能

双子表面活性剂具有较高的界面活性，且与其他表面活性剂复配使用时能够产生良好的协同效果，提高表面活性剂体系的稳定性，因此选择在新型阴—非离子表面活性剂SNH-10溶液中加入双子表面活性剂HS-1进行复配，考察复配体系的界面性能。实验方法同前所述，实验结果见图2。

图2 HS-1加量对界面张力影响

由图2结果可知，当SNH-10的质量分数为0.5%时，随着双子表面活性剂HS-1质量分数的增大，复配体系的界面张力值逐渐下降，当体系中HS-1的质量分数为0.03%时，复配体系的界面张力能够达到10-3mN/m数量级，继续增大HS-1的质量分数，界面张力值变化不明显。因此，选择表面活性剂驱油体系配方为0.5%SNH-10+0.03%HS-1。

2.2 耐温抗盐性能

参照目标区块模拟地层水离子组成，配制不同矿化度的模拟地层水，再使用不同矿化度的模拟地层水配制质量分数为0.5% SNH-10+0.03%HS-1的表面活性剂溶液，在140℃下恒温静置10 d后，测定表面活性剂溶液与原油之间的界面张力值变化情况，实验结果见图3。

图3 驱油体系耐温抗盐性能评价结果

由图3结果可知，在140℃高温下，随着溶液矿化度的增大，界面张力值呈现出先下降后上升的趋势，当溶液矿化度达到350 g/L时，界面张力值仍能维持在10-3mN/m数量级，说明该表面活性剂驱油体系具有优良的耐温抗盐性能，在高温高矿化度条件下仍具有良好的界面活性，能够应用于高温高盐低渗砂岩油藏表面活性剂驱。

2.3 乳化性能

参照1.2.2中的实验方法，使用模拟地层水配制质量分数为0.5%SNH-10+0.03%HS-1的表面活性剂溶液，在90℃下评价了不同含水率条件下混合液的乳化性能，实验结果见图4。

图4 驱油体系乳化性能评价结果

由图4结果可知，随着含水率的逐渐增大，混合液在放置不同时间后的析水率逐渐升高，乳状液的稳定性逐渐降低。当含水率为30%时，混合液容易形成油包水乳状液，体系较为稳定，15 h的析水率仅为12.4%；而当含水率增加为70%时，混合液倾向于形成水包油乳状液，体系稳定性相对较差，但乳状液并未完全分层，15 h的析水率仅为50%左右。说明表面活性剂驱油体系具有良好的乳化性能，在驱油过程中能够通过乳化捕集和携带原油，从而提高表面活性剂的驱油效率。

2.4 润湿性能

参照1.2.3中的实验方法，将储层岩心切片在质量分数为0.5%SNH-10+0.03%HS-1的表面活性剂溶液中浸泡不同时间，测定表面接触角变化情况，实验结果见图5。

图5 驱油体系润湿性能评价结果

由图5结果可知，目标油田储层天然岩心表面为强水湿（初始接触角为35.2°），而经过表面活性剂溶液浸泡处理后，岩心表面接触角逐渐增大，最后趋于平衡，但仍维持在亲水状态。分析原因认为砂岩表面通常带有负电荷，阴—非离子表面活性剂通过静电吸引力吸附在岩石表面，亲水基向内，疏水基朝向外，从而使砂岩表面润湿性向亲油方向转移，接触角变大；同时，由于阴—非离子表面活性剂会在岩石表面产生一定量的双层吸附，外层的表面活性剂分子亲水基向外，使岩石表面不会出现强疏水现象。以往研究结果表明，岩石表面处于弱水湿或者中性润湿状态时水驱油的效率较高，因此，研究的表面活性剂驱油体系能够通过改变岩石表面润湿性来提高驱油效率［22］。

2.5 驱油性能

参照1.2.4中的实验方法，评价了质量分数为0.5%SNH-10+0.03%HS-1、0.5%SNH-10以及前期使用过的0.5%AES和0.5%DTB表面活性剂驱油体系的驱油效果，实验用天然岩心参数和驱油实验结果见表1和表2。

表1 天然岩心基本参数

表2 表面活性剂驱油效果评价结果

由以上实验结果可知，低渗砂岩岩心水驱采收率基本维持在40%左右，随着表面活性剂驱油体系（0.5%SNH-10+0.03%HS-1）注入PV数的不断增大，表面活性剂驱采收率也逐渐增大，当驱油体系注入1.0PV时，表面活性剂驱提高采收率幅度能够达到16%以上，继续增大表面活性剂注入量，提高采收率幅度变化不大；而单独使用0.5%SNH-10驱油时，表面活性剂驱提高采收率幅度仅为6%左右，与前期使用过的表面活性剂0.5%AES和0.5%DTB的效果相差不大，最终采收率只有45%左右，驱油效果较差。这说明研制的0.5%SNH-10+0.03%HS-1表面活性剂驱油体系能适应高温高矿化度的油藏条件并显著提高低渗油藏水驱后的采收率。

3 矿场试验

陆上某油田属于典型的高温高盐低渗砂岩油田，地层温度达到130℃左右，地层水矿化度达到了175 000 mg/L左右，经过长时间的注水开发后，前期取得了良好的水驱开发效果，但目前该油田已经进入高含水的后期开发阶段，为了改善注水开发效果，近年来先后采取过表面活性剂驱（阴离子表面活性剂AES和非离子表面活性剂DTB），但由于高温高盐环境的影响，常规的单一表面活性剂驱效果不理想。因此，开展了适用于高温高盐低渗砂岩油田的新型表面活性剂驱油体系研究，以新型阴—非离子表面活性剂SNH-10和双子表面活性剂HS-1的复配体系在进行了矿场驱油试验。

针对区块内的4口注水井采取了注表面活性剂驱措施，表面活性剂驱油体系配方为0.5%SNH-10+0.03%HS-1，共计注入表面活性剂溶液359.5 m3。注入4个月后，注水井的注入压力下降明显，试验区块内的6口生产井的产液量和产油量均出现不同程度上升，且含水率显著下降，具体生产参数见表3所示。

表3 生产井施工措施前后产油量与含水率对比结果

由表3结果可知，区块内的6口生产井在采取表面活性剂驱措施后，平均日产油量由措施前的3.78 m3升高为5.44 m3，平均含水率由措施前的90.2%下降为80.4%，施工见效率达到100%，目前已累计增油410 t左右。说明研制的表面活性剂驱油体系能够较好的适应高温高盐环境，起到了显著的增油控水效果，为同类油藏提高水驱后的采收率提供一定的借鉴。

4 结论

（1）以新型阴—非离子表面活性剂SNH-10为主要处理剂，通过复配双子表面活性剂HS-1，研究出一种适用于高温高盐低渗砂岩油藏的表面活性剂驱油体系，具体配方为0.5%SNH-10+0.03%HS-1。

（2）室内性能评价结果表明，该表面活性剂驱油体系具有良好的耐温抗盐性能，在高温高矿化度条件下仍能保持良好的界面活性，体系具有良好的乳化性能、润湿性能和驱油效果，当驱油体系注入1.0 PV时，天然岩心水驱后的采收率提高幅度可以达到16%以上。

（3）矿场试验结果表明，该表面活性剂驱油体系能够明显改善高温高盐低渗砂岩油藏的水驱开发效果，生产井产油量上升、含水率下降，增油效果显著，适合在同类油藏继续进行推广应用。