高盐油藏表面活性剂的适应性及作用机制——以雁木西油田为例*

郑 锐，李南星，李 乾，李 慧，周小淞

（中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院，新疆鄯善 838200）

0 前言

雁木西油田为高盐疏松砂岩油藏，该油藏地层水的矿化度高达191.8 g/L，其中Ca2+和Mg2+质量浓度超过7 g/L，注水开发后出砂严重，储层非均值性严重，渗透率极差达30～73，变异系数为0.8～1.15，导致采油速率低、综合含水高。前期水驱实验表明该区块水驱油效率小于40%，水驱开发效率明显低于国内其他稀油油田。因此通过表面活性剂改变固-液界面性质，从而降低油水界面的张力，获得更高的采收率十分必要［1-4］。大庆油田在化学驱技术研究和应用方面取得重大成果，为进一步提高采收率提出新方向［5-10］，多元复合体系采油技术研究和矿场试验也受到广泛重视［11-14］。国内外油田及院校在高效表面活性剂研制和改性方面取得大量的研究成果，但因每个区块油藏特征不同，不具备统一适应性［15-18］。目前常用阴离子型表面活性剂（石油磺酸盐类）抗盐能力较差，阳离子型表面活性剂或阳离子-非离子型表面活性剂吸附损耗大，非离子型表面活性剂的优势在于其较强的抗盐能力，但是浊点低，在高温下适应性较差，一般阴离子-非离子表面活性剂复配体系报导较多。笔者针对雁木西油藏特征，根据其原油组分，利用聚氧乙烯烷基醇醚PAA-15和聚氧乙烯烷基苯酚醚LAP-10 研制复配型非离子表面活性剂体系DW-01，评价了其耐盐、耐吸附和驱油效率；模拟了表面活性剂的驱替规律，提出表面活性剂注入时机对提高采收率的贡献；并开展表面活性剂配合其他深部液流转向措施在雁木西油田提高采收率方面的潜力论证，明确了表面活性剂油藏适应性，对后续提高采收率技术矿场试验技术决策具有重要参考价值。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

五水偏硅酸钠、氯化钙、分析纯，国药集团化学试剂有限公司；复配型非离子表面活性剂（DW-01），聚氧乙烯烷基醇醚PAA-15 和聚氧乙烯烷基苯酚醚LAP-10 质量比为7∶3，实验室自制；实验用油为雁木西脱水原油，密度0.8093 g/cm3，地层温度（50 ℃）下黏度3.66 mPa·s；实验所用岩心为雁木西油藏天然岩心，几何尺寸为φ2.5 cm×6 cm，渗透率为108×10-3～147×10-3μm2；油砂由天然岩心粉碎和过筛获取，粒径为40～80目；实验用水为模拟地层水，矿化度为153288 mg/L，离子组成和含量（单位mg/L）：K++Na+49433、Ca2+5173、Mg2+712、HCO3-59、Cl-70 582、SO42-329。

TEXAS500 界面张力仪，美国德州大学；GJS-B12K 型变频高速搅拌器，青岛恒泰达机电设备有限公司；MacroMr12-150H-I 型核磁共振分析仪，苏州纽迈分析仪器股份有限公司；VT550 型旋转黏度计，德国哈克科技股份有限公司；高温高压驱替实验装置，江苏华安科研仪器有限公司，主要由手摇泵、QX 泵、中间容器和压力传感器等组成，具体见图1。

图1 驱替实验装置流程示意图

1.2 实验方法

（1）驱油体系的配制

采用模拟地层水配制一定浓度的复配表面活性剂DW-01溶液。

（2）界面张力测定

将一定浓度的（质量分数0.025%～0.3%）DW-01 表面活性剂溶液注满试管，滴入一滴原油，在温度50 ℃、转速3000 r/min下测定油水动态界面张力。

（3）吸附实验

在200 mL的三角烧瓶中放入25 g的油砂，加入75 mL质量分数0.3%的DW-01表面活性剂溶液（固液比为1∶3），盖紧塞子后置于恒温水浴振荡器中，在50 ℃下振荡24 h，取清液测量与原油的界面张力，然后取清液重复如上步骤多次吸附实验。

（4）发泡性实验

采用GJS-B12K变频高速搅拌器测试不同质量浓度的DW-01非离子表面活性剂溶液的发泡性能，记录起泡体积、泡沫半衰期、析液半衰期和消泡时间，并由起泡体积与析液半衰期乘积计算泡沫综合指数。采用旋转黏度计在地层温度、剪切速率170 s-1下测试稳定30 min的泡沫视黏度。

（5）驱油实验及剩余油分布测定

使用雁木西天然岩心，在常温下抽真空，饱和模拟地层水，在50 ℃地层温度下饱和原油，确定原始含油饱和度；50 ℃下水驱至含水98%以上；按照实验方案设计表面活性剂驱、再水驱至98%以上，计算原油采收率。采用MacroMr12-150H-I 核磁共振分析仪测试水驱后、表面活性剂驱后剩余油的分布。

2 结果与讨论

2.1 驱油体系的界面活性

模拟地层水配制的质量分数分别为0.025%、0.05%、0.1%、0.2%和0.3%的DW-01 非离子表面活性剂溶液在地层温度下与原油间界面张力见图2。从图2可知，随测试时间的延长，界面张力总体上呈现下降趋势，部分样品呈现“下降、升高、再下降和趋于稳定”的变化趋势。随表面活性剂浓度增加，界面张力呈现下降趋势。当表面活性剂质量分数达到或超过0.05%后，界面张力达到超低界面张力（10-3mN/m）。

图2 不同浓度DW-01溶液与原油间的界面张力随测试时间的变化

2.2 吸附特性

将质量分数为0.3%的DW-01非离子表面活性剂溶液与油砂按固液比1∶3 多次吸附，上层清液与原油间的界面张力见图3。由图3可以看出，随表面活性剂溶液与油砂吸附次数增多，油水界面张力总体上呈现上升趋势，但当吸附次数为3 时的界面张力仍可保持在10-2mN/m，表明DW-01 非离子表面活性剂具有良好的抗吸附能力。

图3 油水界面张力随吸附次数的变化

2.3 发泡特性

采用模拟地层水配制的质量分数分别为0.05%、0.1%、0.2%和0.3%的DW-01 非离子表面活性剂溶液在常温下的发泡性能测试结果见表1。从表1可以看出，随DW-01浓度的增大，起泡体积逐渐增大，泡沫稳定性逐渐增强。当DW-01质量分数由0.05%增至0.3%时，起泡体积由415 mL 增至575 mL；泡沫半衰期由215 s 增至555 s；析液半衰期由23 s 增至75 s；泡沫综合指数由9545 mL·s 增至43 125 mL·s；泡沫的视黏度由653.5 mPa·s 增至809.7 mPa·s。分析认为随DW-01浓度的增大，溶液表面张力降低，表面活性增大，发泡能力增强，因而所形成的泡沫稳定性逐渐增强。DW-01 与地层水具有较好的配伍性。

表1 不同浓度DW-01溶液的发泡性能

2.4 不同段塞尺寸和浓度对驱油效率的影响

在目标油藏天然柱状岩心上，开展DW-01非离子表面活性剂（0.3%）溶液不同段塞下的驱油效率实验，驱替方案为：水驱98%+非离子表面活性剂驱+后续水驱98%，DW-01溶液段塞尺寸对驱油效率影响见表2。从表2可以看出，随着DW-01溶液段塞尺寸的增大，采收率增幅增大。当段塞尺寸超过0.1 PV 后，表面活性剂与原油乳化作用增强，乳状液存在的“贾敏效应”致使渗流阻力增加，液流转向和扩大波及体积作用效果增强，采收率增幅明显提高。

表2 DW-01溶液段塞尺寸对采收率的影响

在目标油藏天然柱状岩心上，开展相同段塞尺寸（0.4 PV）下不同浓度的DW-01 非离子表面活性剂溶液的驱油实验，驱替方案为：水驱98%+非离子表面活性剂驱0.4 PV+后续水驱98%。表面活性剂浓度对驱油效率影响实验结果见表3。从表3 可以看出，随DW-01 浓度的增大，采收率增幅增大。DW-01 浓度越大，油水界面张力越低，原油与岩石黏附力越低，驱油效率越高。不过，在现场试验中要综合考虑经济效果。

表3 DW-01溶液浓度对采收率的影响

2.5 表面活性剂注入时机对驱油效率的影响

在目标油藏天然柱状岩心上，开展DW-01非离子表面活性剂（质量分数为0.3%）溶液驱油效率实验，驱替方案为：水驱（0～98%）+非离子表面活性剂驱（0.2～0.4 PV）+后续水驱98%，方案3-1、3-2 中考虑水驱后注入不同段塞尺寸表面活性剂的驱油效果；方案3-2、3-3、3-4中考虑不同水驱阶段注入同样段塞尺寸表面活性剂的驱油效果，结果见表4。驱替过程中，注入压力、含水和采收率随注入体积的变化见图4。从表4 可以看出，在DW-01 溶液注入时机（含水率98%）相同条件下，表面活性剂驱提高采收率增幅随着该段塞尺寸的增加而增大。在同一表面活性剂溶液段塞尺寸（0.4 PV）下，随注入时机延后，表面活性剂驱采收率增幅减小。分析认为，随着注入时机延后，岩心内水驱波及体积增大，水相渗透率增加的同时渗流阻力减小，注入压力降低（见图4），岩心中小孔隙驱替压力梯度减小，微观波及体积减小，驱油效率降低，采收率增幅减少。与“方案3-1”和“方案3-2”相比较，“方案3-3”和“方案3-4”注入压力明显提高，驱替压力梯度较大，采收率增幅较大。由此可见，表面活性剂溶液注入时机越早，表面活性剂扩大波及体积效果越好，采收率增幅越大。

图4 注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化

表4 DW-01溶液的注入时机对采收率的影响

采用核磁共振成像仪观察了“方案3-2”不同驱替阶段的T2谱（见图5）。从图5可以看出，岩心非均质特征明显，T2谱曲线呈现3个峰展布，T2弛豫时间表明岩心内大孔隙占主要部分（T2值在100～1000 ms），其次为中孔隙。随着驱替不断推进，3 个峰值面积均呈现下降趋势，水驱结束时右峰曲线降幅明显。分析认为，由于大孔隙渗流阻力较小，驱替过程中注入水主要沿大孔道推进，中小孔隙难以波及，中小孔隙内仍存在较多剩余油。同样，表面活性剂也主要进入大孔隙内发挥洗油作用，水驱未波及区域波及程度较低。

图5 驱替过程各阶段的T2谱分布曲线

2.6 配套其他液流转向措施效果

在目标油藏天然柱状岩心上，开展配套其他液流转向措施的提高采收率实验。驱替方案为表面活性剂驱（方案4-1），本源凝胶+表面活性剂驱（方案4-2）、本源凝胶+表面活性剂和气交替注入驱（方案4-3）。结果见表5，驱替过程中注入压力、含水、采收率随注入体积变化见图6。其中DW-01质量分数为0.3%，方案4-2和4-3中本源凝胶为0.2 PV质量分数为3%的五水偏硅酸钠+0.05 PV去离子水+0.2 PV质量分数为1.2%氯化钙，方案4-3 中所用气体为氮气，DW-01溶液和氮气按体积比1∶1 分为5个轮次交替注入，每轮次注入0.08 PV DW-01+0.08 PV氮气。

图6 配套液流转向措施实验中注入压力、含水率、采收率随注入体积的变化

表5 配套液流转向措施提高采收率实验数据

从表5 和图6 可以看出，与单纯表面活性剂驱相比，调剖段塞增加了高渗通道渗流阻力，注入压力升高，后续的表面活性剂及水驱段塞发生液流转向，驱油效率显著提高（采收率增幅7.88%）；泡沫可以进一步增强液流转向效果，“本源凝胶+表面活性剂溶液+气”交替注入方式扩大波及体积效果明显，采收率增幅11.33%。

3 结论

在高盐油藏储层条件下，由聚氧乙烯烷基醇醚PAA-15和聚氧乙烯烷基苯酚醚LAP-10复配的非离子表面活性剂DW-01具有界面张力低、抗吸附能力强及发泡性能好等特点，与目标油藏间具有良好适应性。

表面活性剂溶液提高采油率幅度，随着段塞浓度和尺寸的增大而增加，同一段塞尺寸，随着注入时机延后而逐渐减小。

天然岩心核磁共振T2谱呈现3峰，T2值在100～1000 ms 范围内大孔隙占主要部分，其次为中小孔隙。无论是水驱还是表面活性剂驱，3 个峰值面积均呈现下降趋势，其中以右峰曲线降幅明显。水驱后表面活性剂主要沿水驱形成优势通道流动，水驱未波及区域的波及程度较低，表面活性剂必须与其他液流转向措施联合使用才能获得较好增油降水效果。