表面活性剂驱室内评价实验研究

　　摘要：三次采油是油藏水驱开发之后提高原油采收率的重要途径，表面活性剂驱是三次采油技术中的重要组成部分，对提高高温高盐油藏采收率起到了较好的效果；表面活性剂通过降低油水界面张力或改变储层岩石润湿性来提高洗油效率，表面活性剂溶液的浓度、注入倍数、注入时机直接影响原油最终采收率，结合实际区块岩石，通过室内表面活性剂驱替实验优选出表面活性剂以及相应的注入参数，应用于该油田区块，原油递减趋势明显变缓，增油效果很好。

　　关键词：三次采油；表面活性剂；界面张力；驱油效率

　　中图分类号：TE357文献标识码：A文章编号：1671-0460（2017）09-1779-03

　　我国大部分油田是通过注水开发方式进行开发的，随着几十年的注水开发，部分油田已经进入高含水期，油田稳产难度越来越大，采出程度也很低。为了提高油田采出程度，达到控水稳油的效果，三次采油技术[1]中的表面活性剂驱[2-8]是很好提高采收率方法，表面活性剂驱对储层的伤害相对其他三采技术较低，能够显著降低油水界面张力或改变储层岩石的润湿性，从而将一些剩余油从储层岩石中驱替出来，达到提高原油采收率[9-13]的效果。表面活性剂主要有阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂、两性表面活性剂，我国很多油田是高盐高矿化度双高[14-17]的情况，对表面活性剂提出了较高的要求，上个世纪60年代，大庆油田和胜利油田开展了表面活性剂驱先导性试验，为我国表面活性剂驱积累了相关经验。通过对江汉油田某区块储层岩石进行表面活性剂驱替实验，确定了表面活性剂型号、浓度、注入倍数以及注入时机，现场实际应用取得了很好的增油效果，提高了驱油效率，区块开发状态得到了改善。

　　1实验部分

　　1.1实验材料及仪器

　　表面活性剂有如下三种：YD-G1（非离子表面活性剂和离子表面活性剂复配），有效含量为45%；YC-3[18，19]（磺酸盐类、阴阳离子共存的双子型表面活性剂），有效含量为50%；TX-30（非离子表面活性剂，工业品），有效含量为55%。

　　实验用水为江汉油田某区块现场注入水，其矿化度为126700mg/L，钙离子和镁离子浓度为3800mg/L和390mg/L，密度为1.1g/cm3。

　　实验用油为江汉油田某区块产出脱气原油，70℃时的粘度为20mPa·s。

　　实验所用的岩心是该实际区块储层岩心，规格为：直径25mm，长度为800mm。

　　實验仪器如下：Texas-500型旋转滴界面张力仪、微量计量泵、六通阀、水储罐、LPS储罐、岩心夹持器、恒温箱、烧杯、压力传感器、环压泵、压力显示仪、计算机等。

　　1.2实验过程

　　第一步（油水界面张力评价）：使用江汉油田现场实际区块注入水配置不同质量分数的表面活性剂溶液，采用美国产Texas-500型旋转滴界面张力仪测定温度在70℃条件下YD-G1、YC-3、TX-30这三种表面活性剂（优选出的适合该油藏环境的三种表面活性剂）与区块脱气原油间的界面张力。

　　第二步（表面活性剂耐温抗盐性能评价）：用现场注入水配置质量分数为0.4%的YD-G1、YC-3溶液，温度为70℃条件下测定其与现场脱气原油的界面张力，将表面活性剂溶液在100℃密封恒温箱中，放置一个月之后取出，测试油水界面张力。

　　第三步（驱油效率评价）：①用现场脱气原油饱和岩心，计算含油饱和度；②注水驱替至含水率达到98%时，注入0.4PV质量分数为0.4%的表面活性剂，后续注水驱替，当含水率达到98%截止，整个驱替过程保持70℃恒温环境。

　　第四步（注入参数优化）：注入体积倍数优化，①用现场脱气原油饱和岩心，计算含油饱和度；②注水驱替至含水率达到98%時，注入0.2、0.4、0.6、0.8、1.0体积倍数的质量分数为0.4%的YC-3，后续注水驱替，当含水率达到98%截止，整个驱替过程保持70℃恒温环境。

　　第五步（注入时机优选）：当含水率为0%、10%、30%、50%、70%、80%、90%、98%时（温度为70℃）注入0.4PV的质量分数为0.4%的YC-3表面活性剂溶液，分别记录最终采出程度。

　　2实验结果及分析

　　2.1评价油水界面张力

　　表面活性剂扩散至油水界面，可以降低油水界面张力，由图1可知：TX-30溶液的油水界面张力处于10-1mN/m数量级，为低界面张力，YD-G1和YC-3溶液界面张力处于10-3mN/m数量级，达到了超低界面张力[20-25]，因此YD-G1和YC-3溶液更加适用于该区块的表面活性剂驱溶液。

　　表面活性剂YD-G1和YC-3质量分数超过0.4%以后，界面张力有所上升，主要是因为油水界面张力达到最低值的时候油水界面聚集了大量的表面活性剂分子，水、油以及油水界面的分子作用力处于动态平衡状态，当继续添加表面活性剂时，动态稳定体系将被打破，造成油水界面张力上升，直到达到新的动态平衡。

　　2.2评价耐温抗盐性能

　　表面活性剂的耐温抗盐性能实验非常重要，表面活性剂溶液在一定条件下能够达到很好的降低油水界面张力的效果，有些表面活性剂溶液在温度（特别是在高温的条件下）有所上升后性能有所降低，为了优选出抗高温高盐的表面活性剂，我们将表面活性剂溶液在该高温高盐环境中保存一段时间之后在测定其性能是否下降。

　　由图2可知，YD-G1和YC-3溶液（质量分数为0.4%）放入100℃恒温环境以前，油水界面张力均达到10-3mN/m超低界面张力，YD-G1和YC-3溶液（质量分数为0.4%）放入100℃恒温环境一个月之后，由Texas-500型旋转滴界面张力仪测定的油水界面张力，50min以后油水界面张力也达到了10-3mN/m超低界面张力，说明了YD-G1和YC-3溶液均具有较强的耐温抗盐特性，表明YD-G1和YC-3表面活性剂溶液可以适应高温高盐油藏环境。

　　2.3驱油效率对比

　　YD-G1和YC-3表面活性剂溶液驱油效率如图3、4所示，注入0.4倍孔隙体积之后，含水率有所下降，注入YC-3表面活性剂溶液后含水率波动性较大。根据表1可知，注入YC-3溶液之后，原油采出程度提高了14.3%，而注入YD-G1溶液后，原油采出程度提高了8.2%，说明了YC-3溶液更加有利于驱替出更多原油，驱油效果最佳，所以优选出的表面活性剂是YC-3。

　　2.4优化表面活性剂YC-3注入参数

　　注入0.2、0.4、0.6、0.8、1.0PV质量分数为0.4%的YC-3溶液，相比较于纯注水驱替采出程度增加值分别为5.6%、14.3%、15.1%、15.5%，在注入0.4倍孔隙体积之后，采出程度增幅显著降低，增加0.6PV，采出程度仅增加1.2%，从0.2PV增加到0.4PV，采出程度增幅达8.7%，综合考虑，优选最佳注入的孔隙体积倍数为0.4PV；在其他条件不变的情况之下，含水率为0%、10%、30%、50%、70%、80%、90%、98%时，最终采出程度分别为73.5%、73.3%、73.2%、73.0%、72.8%、72.6%、71.5%、70.7%，在含水率达到80%以上时，最终采出程度下降幅度较大，所以优选出的注入时机是在含水率低于80%，最佳的注入时机是开发初期就注入表面活性剂溶液，但是油田基本上是在含水率较高时采取三采技术进行提高油田采收率，所以建议该区快在含水率低于80%时注入驱油效果更佳。

　　该实际区块某井组（该井组综合含水率达到了75%）进行注表面活性剂YC-3溶液（质量分数为0.4%，注入孔隙体积倍数为0.4PV，含水率在80%以下时注入）试验，注水井周围油井增油量明显，油量增幅介于30%～70%之间，洗油效果较好，在注入该表面活性剂溶液一段时间之后，含水率出现较为明显的波形，与实验室驱替实验的含水率变化趋势较为接近，全区含水率下降明显。通过对现场实际区块岩石做表面活性剂驱替实验，优选出适合该区块最佳的表面活性剂以及该表面活性剂的质量分数、注入孔隙体积倍数、注入时机等参数，现场实际运用效果很好，驱油效率较高，到达了一定的控水稳油成效，为其他可以进行表面活性剂驱提高采收率的油田提供了思路。

　　3结论

　　（1）在江汉油田实际区块高温高矿化度环境下，表面活性剂YC-3、YD-G1溶液在质量分数为0.2%～0.8%时，油水界面张力达到10-3mN/m数量级超低界面张力，并且耐温抗盐效果很好。

　　（2）YD-G1、YC-3、TX-30三种表面活性剂中，YC-3表面活性剂溶液在江汉油田该实际区块岩石驱替实验中的驱油效果最佳。

　　（3）现场井组试验表明，注入体积倍数为0.4PV质量分数为0.4%的表面活性剂YC-3溶液，优化的注入时机是含水率低于80%时注入，井组增油量明显，驱油效果很好。

　　作者：廖茂林等

　　参考文献： 

　　[1]孙晓康. 三次采油技术现状与其发展方向研究[J]. 中国石油和化工标准与质量，2012（12）：82. 

　　[2]宋瑞国，梁成浩，张志军.驱油用表面活性剂体系的发展趋势及展望[J].化学工程师，2006，11（4）：37-38. 

　　[3]马涛，张晓凤.驱油用表面活性剂的研究进展[J].精细石油化工，2008，25（4）：79-80. 

　　[4]李宪文，刘笑春，谭俊岭，等.长6油层表面活性剂驱油效果研究[J].科学技术与工程，2012，12（17）：4293-4294.