低渗透油藏注表面活性剂提高采收率技术研究及应用*

向 辉，冯 宁，职文栋，马迪娜·马吾提汗

（1.新疆油田公司 准东采油厂勘探开发研究所，新疆 阜康 831511；2.新疆油田公司 采油二厂地质研究所，新疆 克拉玛依 834000）

表面活性剂驱油技术是国内外各大油田最常用的三次采油技术之一，从20 世纪30年代开始，表面活性剂作为驱油剂就被应用到了油田现场施工中，并取得了良好的提高采收率效果。近年来，表面活性剂驱油技术已经取得了比较大的发展，并积累了较多的现场施工经验，成为水驱油开发后一项重要的增油措施[1-4]。低渗透油田由于其储层物性差，原油的采出程度通常不高，因此，表面活性剂驱油技术在低渗透油田有着比较广阔的应用前景。

表面活性剂驱油的机理主要包括降低界面张力、改变岩石润湿性、乳化剥离原油以及改善原油流变性等，其可以将水驱开发后残留在储层孔隙中的剩余油驱替出来，有效提高原油的采收率[5-7]。目前，用于驱油作业中的表面活性剂类型主要包括阳离子型、阴离子型、非离子型、两性离子型以及双子表面活性剂等[9-13]，其中双子表面活性剂相比于其他类型的表面活性剂，具有比较大的优势，由于其可以同时具有两个亲水基团和两个亲油基团，使其具有更高的界面活性和水溶性，并且与其他表面活性剂有更好的协同效应。因此，近年来，双子表面活性剂作为驱油剂应用于油田提高采收率的研究逐渐增多。本文以低渗透油藏为研究对象，通过分析研究区块的基本地质概况，以新型双子表面活性剂GSK-1 为主要处理剂，辅以非离子型表面活性剂AEO，研究出了一套适合低渗透油藏的表面活性剂驱油体系，室内评价了其综合性能，并成功在现场进行了应用。

1 目标区块地质概况

目标研究区块位于准噶尔盆地西北部，主要含油目的层位为三叠系的克拉玛依组，储层埋深平均为2405m，储层岩性主要为细砂岩和砂砾岩，其次为砾状砂岩，其中砂岩成分以变质岩为主。碎屑颗粒以次棱角状为主，分选性较差。胶结物的主要成分为方解石，胶结类型主要为孔隙型。储层黏土矿物含量较高，在5%～20%之间，平均为13.3%，储层物性较差，渗透率在0.25～65.7mD 之间，平均为8.95mD，孔隙度在8.6%～17.2%之间，平均为11.6%，属于典型的低孔、低渗油藏。储层温度在80℃左右，地层水矿化度为25415mg·L-1，水型为CaCl2型。

2 实验材料及仪器

新型双子表面活性剂GSK-1（实验室自制）；阳离子型表面活性剂CTAB、阴离子型表面活性剂AES、非离子型表面活性AEO、两性离子型表面活性剂BS-12，均为工业品，济南奥斯利化工有限公司；模拟地层水（总矿化度为15360mg·L-1）；储层原油（50℃下黏度值为3.67mPa·s，密度为0.857g·cm-3），取自目标区块储层段；天然岩心，取自目标区块储层段。

JYW200a 型全自动界面张力仪（承德优特检测仪器制造有限公司）；HH-1 型恒温水浴锅（济南欧莱博科学仪器有限公司）；OCA25-视频接触角测量仪（北京奥德利诺仪器有限公司）；HKY 型多功能岩心驱替实验装置（海安县石油科研仪器有限公司）。

3 表面活性剂驱油体系配方优选及性能评价

3.1 表面活性剂驱油体系配方优选

3.1.1 驱油体系主剂浓度优选 表面活性剂驱油体系的界面张力大小是评价其性能优劣的主要指标。因此，室内针对前期研制的新型双子表面活性剂GSK-1 进行了评价，使用模拟地层水配制不同浓度的表面活性剂溶液，然后采用全自动界面张力仪测定了不同浓度表面活性剂溶液的界面张力值，结果见图1。

图1 双子表面活性剂GSK-1 浓度对界面张力的影响Fig.1 Effect of Gemini surfactant GSK-1 concentration on interfacial tension

由图1 可以看出，随着溶液中双子表面活性剂GSK-1 质量浓度的不断增大，界面张力值呈现出“先降低后稍微升高”的趋势，当双子表面活性剂GSK-1 的质量浓度为2000mg·L-1时，溶液的界面张力值达到最低值，可以达到10-2mN·m-1数量级，再继续增大双子表面活性剂GSK-1 的浓度，界面张力值有所升高。因此，为了保证驱油效果和降低现场施工成本，选择双子表面活性剂GSK-1 的最佳质量浓度为2000mg·L-1。

3.1.2 驱油体系辅剂优选 根据相关调研结果分析，在表面活性剂驱油技术现场应用过程中，使用单一的表面活性剂驱油往往很难达到较好的驱油效果，因此，需要研究在主剂中加入一定的辅剂来进一步提高驱油效率。室内以2000mg·L-1的双子表面活性剂GSK-1 为主剂，再加入不同类型、不同浓度的辅剂，进一步考察了其对溶液界面张力的影响，辅剂的类型选择为阳离子型表面活性剂CTAB、阴离子型表面活性剂AES、非离子型表面活性AEO，以及两性离子型表面活性剂BS-12，结果见图2。

图2 不同辅剂浓度对溶液界面张力的影响Fig.2 Effects of different adjuvant concentrations on solution interfacial tension

由图2 可以看出，在主剂浓度确定的情况下，随着溶液中不同辅剂浓度质量分数的逐渐增大，溶液的界面张力值呈现出不同的变化。辅剂的类型为阳离子型表面活性剂CTAB 时，随着辅剂浓度的增大，溶液的界面张力值呈现出“先降低后升高”的趋势，两种表面活性剂的协同效果较差；而辅剂的类型选择为阴离子型表面活性剂AES、非离子型表面活性AEO 以及两性离子型表面活性剂BS-12 时，随着辅剂浓度的增大，溶液的界面张力值均呈现出逐渐降低的趋势，3 种辅剂与主剂均具有一定的协同效应。其中非离子型表面活性AEO 与主剂的协同增效作用最好，当其质量浓度为1500mg·L-1时，可使复合表面活性剂溶液的界面张力值降低至10-3mN·m-1数量级，达到超低界面张力水平。因此，选择非离子型表面活性AEO 作为驱油体系的辅剂，推荐其加量为1500mg·L-1。

3.1.3 表面活性剂驱油体系配方确定 根据上述主剂双子表面活性剂GSK-1 浓度的优选实验结果，并结合驱油体系辅剂的优选实验结果，最终确定适合目标低渗透油藏的表面活性剂驱油体系配方为：2000mg·L-1双子表面活性剂GSK-1+1500mg·L-1非离子型表面活性AEO，并进一步对其综合性能进行了评价。

3.2 表面活性剂驱油体系性能评价

3.2.1 乳化性能 表面活性剂驱油体系的乳化性能对提高原油采收率具有十分重要的影响，因此，室内通过乳化稳定性实验评价了表面活性剂驱油体系的乳化性能。具体实验步骤为：将表面活性剂溶液与储层原油按照一定的比例混合均匀，在80℃水浴加热下搅拌使其充分乳化，然后将其放置不同时间，测定其析水率随时间的变化情况，以此评价表面活性剂驱油体系的乳化性能，结果见图3。

图3 表面活性剂驱油体系的乳化性能实验结果Fig.3 Experimental results of emulsifying performance of surfactant flooding system

由图3 可以看出，随着乳状液放置时间的不断延长，析水率呈现出逐渐升高的趋势，当时间达到120min 时，乳状液的析水率仍低于30%，说明表面活性剂驱油体系具有较强的乳化性能，能够使其与原油形成的乳状液保持较长时间的稳定状态，进而有助于提高原油的采收率。

3.2.2 润湿性能 表面活性剂驱油体系的润湿性能同样是提高低渗透油藏驱油效率的一个重要因素，因此，室内通过接触角变化情况来考察表面活性剂驱油体系的润湿性能。具体实验步骤为：将目标区块储层段岩心经过烘干处理后，切割成大小尺寸统一的切片，然后将其在表面活性剂驱油体系中浸泡不同时间，浸泡实验温度为80℃，浸泡结束后取出，将其使用蒸馏水冲洗干净，再次烘干后，使用视频接触角测量仪测定蒸馏水在岩心切片表面上接触角的变化情况，以此考察表面活性剂驱油体系的润湿性能。结果见图4。

图4 表面活性剂驱油体系的润湿性能实验结果Fig.4 Experimental results of wettability of surfactant flooding system

由图4 可以看出，未经浸泡的岩心切片表面初始接触角为110.3°，呈现出亲油状态，而随着岩心切片在表面活性剂驱油体系中浸泡时间的不断延长，其表面接触角呈现出逐渐降低的趋势，逐渐向亲水性方向转变，当浸泡时间达到48h 时，岩心切片表面的接触角可以降低至50.4°，润湿性改变比较明显。这说明研制的表面活性剂驱油体系具有良好的润湿反转性能，能使目标区块储层段岩石表面的润湿性由亲油性向亲水性方向转移，进而提高洗油效率，达到提高低渗透油藏原油采收率的目的。

3.2.3 驱油性能 室内通过岩心流动实验评价了表面活性剂驱油体系的驱油效果，具体实验步骤为：（1）将储层段天然岩心洗油、洗盐、烘干处理后，称量干重和气测渗透率；（2）将岩心抽真空饱和模拟地层水，称湿重计算孔隙体积和孔隙度；（3）在地层温度条件下将岩心继续饱和储层原油，然后关闭岩心驱替装置的进出口阀门，静置24h；（4）使用模拟地层水驱替岩心，直至岩心出口端液体含水率达到98%为止，计算水驱油采收率；（5）注入不同PV 数的表面活性剂驱油体系，继续使用模拟地层水驱替岩心，直至岩心出口端液体含水率再次达到98%为止，计算最终采收率。驱替实验流速均为0.2mL·min-1，结果见表1。

表1 表面活性剂驱油体系的驱油效果Tab.1 Oil displacement effect of surfactant oil displacement system

由表1 可以看出，目标低渗透油藏天然岩心的水驱油采收率基本维持在39%左右，而注入不同PV数的表面活性剂驱油体系后，最终采收率均呈现出不同程度的升高现象，并且注入PV 数越大，提高采收率的幅度就越大，当表面活性剂驱油体系注入PV数为0.5 时，其提高原油采收率的幅度可以达到15%以上，而再继续增大表面活性剂驱油体系的注入PV 数，原油采收率增大的幅度逐渐下降。因此，综合考虑施工效果和成本等因素，推荐表面活性剂驱油体系的最佳注入量为0.5PV。

4 现场应用

将研究的表面活性剂驱油体系在目标区块的低渗透油藏成功进行了现场应用，该区块经过长期注水开发，已经进入中高含水期阶段，注水开发效果逐年变差，采取注表面活性剂驱油体系措施后，区块内的采油井大部分均达到了降水增油的效果，施工成功率较高，取得了良好的开发效果和经济效益。图5为区块内5 口采油井的生产参数。

图5 采油井注表面活性剂前后日产油量对比结果Fig.5 Comparison results of daily oil production before and after surfactant injection in production wells

由图5 可知，注表面活性剂驱油体系措施前，5口采油井的日产油量均低于1.5t，而采取表面活性剂驱油措施后，5 口井的日产油量均显著提升，均达到了3t 以上，日产油量提升幅度均在2 倍以上，增油效果显著，取得了良好的现场施工效果。

5 结论

（1）在分析了目标区块地址概况的基础之上，通过对新型双子表面活性剂GSK-1 浓度的优化以及辅剂的优选实验，研究出了一套适合低渗透油藏的表面活性剂驱油体系，具体配方为：2000mg·L-1双子表面活性剂GSK-1+1500mg·L-1非离子型表面活性AEO。

（2）表面活性剂驱油体系性能评价结果表明，该驱油体系具有较强的乳化性能和润湿反转性能，并且其驱油效果较好，当目标区块储层段天然岩心使用水驱至含水率达98%以后，注入0.5PV 的表面活性剂驱油体系，可使采收率继续提高15%以上。

（3）现场应用结果表明，目标区块内5 口采油井实施表面活性剂驱油措施后，日产油量显著提升，增长幅度均可达到2 倍以上，说明研究的表面活性剂驱油体系具有良好的驱油效果，能够显著提高低渗透油藏油井的采收率。