表面活性劑驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)研究論文
摘要：三次采油是油藏水驅(qū)開發(fā)之后提高原油采收率的重要途徑，表面活性劑驅(qū)是三次采油技術(shù)中的重要組成部分，對(duì)提高高溫高鹽油藏采收率起到了較好的效果；表面活性劑通過降低油水界面張力或改變儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性來提高洗油效率，表面活性劑溶液的濃度、注入倍數(shù)、注入時(shí)機(jī)直接影響原油最終采收率，結(jié)合實(shí)際區(qū)塊巖石，通過室內(nèi)表面活性劑驅(qū)替實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出表面活性劑以及相應(yīng)的注入?yún)?shù)，應(yīng)用于該油田區(qū)塊，原油遞減趨勢(shì)明顯變緩，增油效果很好。
關(guān)鍵詞：三次采油；表面活性劑；界面張力；驅(qū)油效率
中圖分類號(hào)：TE357文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A文章編號(hào)：1671-0460（2017）09-1779-03
我國(guó)大部分油田是通過注水開發(fā)方式進(jìn)行開發(fā)的，隨著幾十年的注水開發(fā)，部分油田已經(jīng)進(jìn)入高含水期，油田穩(wěn)產(chǎn)難度越來越大，采出程度也很低。為了提高油田采出程度，達(dá)到控水穩(wěn)油的效果，三次采油技術(shù)[1]中的表面活性劑驅(qū)[2-8]是很好提高采收率方法，表面活性劑驅(qū)對(duì)儲(chǔ)層的傷害相對(duì)其他三采技術(shù)較低，能夠顯著降低油水界面張力或改變儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性，從而將一些剩余油從儲(chǔ)層巖石中驅(qū)替出來，達(dá)到提高原油采收率[9-13]的效果。表面活性劑主要有陰離子表面活性劑、非離子表面活性劑、兩性表面活性劑，我國(guó)很多油田是高鹽高礦化度雙高[14-17]的情況，對(duì)表面活性劑提出了較高的要求，上個(gè)世紀(jì)60年代，大慶油田和勝利油田開展了表面活性劑驅(qū)先導(dǎo)性試驗(yàn)，為我國(guó)表面活性劑驅(qū)積累了相關(guān)經(jīng)驗(yàn)。通過對(duì)江漢油田某區(qū)塊儲(chǔ)層巖石進(jìn)行表面活性劑驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，確定了表面活性劑型號(hào)、濃度、注入倍數(shù)以及注入時(shí)機(jī)，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用取得了很好的增油效果，提高了驅(qū)油效率，區(qū)塊開發(fā)狀態(tài)得到了改善。
1實(shí)驗(yàn)部分
1.1實(shí)驗(yàn)材料及儀器
表面活性劑有如下三種：YD-G1（非離子表面活性劑和離子表面活性劑復(fù)配），有效含量為45%；YC-3[18，19]（磺酸鹽類、陰陽離子共存的雙子型表面活性劑），有效含量為50%；TX-30（非離子表面活性劑，工業(yè)品），有效含量為55%。
實(shí)驗(yàn)用水為江漢油田某區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)注入水，其礦化度為126700mg/L，鈣離子和鎂離子濃度為3800mg/L和390mg/L，密度為1.1g/cm3。
實(shí)驗(yàn)用油為江漢油田某區(qū)塊產(chǎn)出脫氣原油，70℃時(shí)的粘度為20mPa·s。
實(shí)驗(yàn)所用的巖心是該實(shí)際區(qū)塊儲(chǔ)層巖心，規(guī)格為：直徑25mm，長(zhǎng)度為800mm。
實(shí)驗(yàn)儀器如下：Texas-500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、微量計(jì)量泵、六通閥、水儲(chǔ)罐、LPS儲(chǔ)罐、巖心夾持器、恒溫箱、燒杯、壓力傳感器、環(huán)壓泵、壓力顯示儀、計(jì)算機(jī)等。
1.2實(shí)驗(yàn)過程
第一步（油水界面張力評(píng)價(jià)）：使用江漢油田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際區(qū)塊注入水配置不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表面活性劑溶液，采用美國(guó)產(chǎn)Texas-500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測(cè)定溫度在70℃條件下YD-G1、YC-3、TX-30這三種表面活性劑（優(yōu)選出的適合該油藏環(huán)境的.三種表面活性劑）與區(qū)塊脫氣原油間的界面張力。
第二步（表面活性劑耐溫抗鹽性能評(píng)價(jià)）：用現(xiàn)場(chǎng)注入水配置質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的YD-G1、YC-3溶液，溫度為70℃條件下測(cè)定其與現(xiàn)場(chǎng)脫氣原油的界面張力，將表面活性劑溶液在100℃密封恒溫箱中，放置一個(gè)月之后取出，測(cè)試油水界面張力。
第三步（驅(qū)油效率評(píng)價(jià)）：①用現(xiàn)場(chǎng)脫氣原油飽和巖心，計(jì)算含油飽和度；②注水驅(qū)替至含水率達(dá)到98%時(shí)，注入0.4PV質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的表面活性劑，后續(xù)注水驅(qū)替，當(dāng)含水率達(dá)到98%截止，整個(gè)驅(qū)替過程保持70℃恒溫環(huán)境。
第四步（注入?yún)?shù)優(yōu)化）：注入體積倍數(shù)優(yōu)化，①用現(xiàn)場(chǎng)脫氣原油飽和巖心，計(jì)算含油飽和度；②注水驅(qū)替至含水率達(dá)到98%時(shí)，注入0.2、0.4、0.6、0.8、1.0體積倍數(shù)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的YC-3，后續(xù)注水驅(qū)替，當(dāng)含水率達(dá)到98%截止，整個(gè)驅(qū)替過程保持70℃恒溫環(huán)境。
第五步（注入時(shí)機(jī)優(yōu)選）：當(dāng)含水率為0%、10%、30%、50%、70%、80%、90%、98%時(shí)（溫度為70℃）注入0.4PV的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的YC-3表面活性劑溶液，分別記錄最終采出程度。
2實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析
2.1評(píng)價(jià)油水界面張力
表面活性劑擴(kuò)散至油水界面，可以降低油水界面張力，由圖1可知：TX-30溶液的油水界面張力處于10-1mN/m數(shù)量級(jí)，為低界面張力，YD-G1和YC-3溶液界面張力處于10-3mN/m數(shù)量級(jí)，達(dá)到了超低界面張力[20-25]，因此YD-G1和YC-3溶液更加適用于該區(qū)塊的表面活性劑驅(qū)溶液。
表面活性劑YD-G1和YC-3質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過0.4%以后，界面張力有所上升，主要是因?yàn)橛退缑鎻埩_(dá)到最低值的時(shí)候油水界面聚集了大量的表面活性劑分子，水、油以及油水界面的分子作用力處于動(dòng)態(tài)平衡狀態(tài)，當(dāng)繼續(xù)添加表面活性劑時(shí)，動(dòng)態(tài)穩(wěn)定體系將被打破，造成油水界面張力上升，直到達(dá)到新的動(dòng)態(tài)平衡。
2.2評(píng)價(jià)耐溫抗鹽性能
表面活性劑的耐溫抗鹽性能實(shí)驗(yàn)非常重要，表面活性劑溶液在一定條件下能夠達(dá)到很好的降低油水界面張力的效果，有些表面活性劑溶液在溫度（特別是在高溫的條件下）有所上升后性能有所降低，為了優(yōu)選出抗高溫高鹽的表面活性劑，我們將表面活性劑溶液在該高溫高鹽環(huán)境中保存一段時(shí)間之后在測(cè)定其性能是否下降。
由圖2可知，YD-G1和YC-3溶液（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%）放入100℃恒溫環(huán)境以前，油水界面張力均達(dá)到10-3mN/m超低界面張力，YD-G1和YC-3溶液（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%）放入100℃恒溫環(huán)境一個(gè)月之后，由Texas-500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測(cè)定的油水界面張力，50min以后油水界面張力也達(dá)到了10-3mN/m超低界面張力，說明了YD-G1和YC-3溶液均具有較強(qiáng)的耐溫抗鹽特性，表明YD-G1和YC-3表面活性劑溶液可以適應(yīng)高溫高鹽油藏環(huán)境。
2.3驅(qū)油效率對(duì)比
YD-G1和YC-3表面活性劑溶液驅(qū)油效率如圖3、4所示，注入0.4倍孔隙體積之后，含水率有所下降，注入YC-3表面活性劑溶液后含水率波動(dòng)性較大。根據(jù)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%，說明了YC-3溶液更加有利于驅(qū)替出更多原油，驅(qū)油效果最佳，所以優(yōu)選出的表面活性劑是YC-3。
2.4優(yōu)化表面活性劑YC-3注入?yún)?shù)
注入0.2、0.4、0.6、0.8、1.0PV質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的YC-3溶液，相比較于純注水驅(qū)替采出程度增加值分別為5.6%、14.3%、15.1%、15.5%，在注入0.4倍孔隙體積之后，采出程度增幅顯著降低，增加0.6PV，采出程度僅增加1.2%，從0.2PV增加到0.4PV，采出程度增幅達(dá)8.7%，綜合考慮，優(yōu)選最佳注入的孔隙體積倍數(shù)為0.4PV；在其他條件不變的情況之下，含水率為0%、10%、30%、50%、70%、80%、90%、98%時(shí)，最終采出程度分別為73.5%、73.3%、73.2%、73.0%、72.8%、72.6%、71.5%、70.7%，在含水率達(dá)到80%以上時(shí)，最終采出程度下降幅度較大，所以優(yōu)選出的注入時(shí)機(jī)是在含水率低于80%，最佳的注入時(shí)機(jī)是開發(fā)初期就注入表面活性劑溶液，但是油田基本上是在含水率較高時(shí)采取三采技術(shù)進(jìn)行提高油田采收率，所以建議該區(qū)快在含水率低于80%時(shí)注入驅(qū)油效果更佳。
該實(shí)際區(qū)塊某井組（該井組綜合含水率達(dá)到了75%）進(jìn)行注表面活性劑YC-3溶液（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%，注入孔隙體積倍數(shù)為0.4PV，含水率在80%以下時(shí)注入）試驗(yàn)，注水井周圍油井增油量明顯，油量增幅介于30%～70%之間，洗油效果較好，在注入該表面活性劑溶液一段時(shí)間之后，含水率出現(xiàn)較為明顯的波形，與實(shí)驗(yàn)室驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的含水率變化趨勢(shì)較為接近，全區(qū)含水率下降明顯。通過對(duì)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際區(qū)塊巖石做表面活性劑驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出適合該區(qū)塊最佳的表面活性劑以及該表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)、注入孔隙體積倍數(shù)、注入時(shí)機(jī)等參數(shù)，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)用效果很好，驅(qū)油效率較高，到達(dá)了一定的控水穩(wěn)油成效，為其他可以進(jìn)行表面活性劑驅(qū)提高采收率的油田提供了思路。
3結(jié)論
�。�1）在江漢油田實(shí)際區(qū)塊高溫高礦化度環(huán)境下，表面活性劑YC-3、YD-G1溶液在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%～0.8%時(shí)，油水界面張力達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)超低界面張力，并且耐溫抗鹽效果很好。
�。�2）YD-G1、YC-3、TX-30三種表面活性劑中，YC-3表面活性劑溶液在江漢油田該實(shí)際區(qū)塊巖石驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中的驅(qū)油效果最佳。
�。�3）現(xiàn)場(chǎng)井組試驗(yàn)表明，注入體積倍數(shù)為0.4PV質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的表面活性劑YC-3溶液，優(yōu)化的注入時(shí)機(jī)是含水率低于80%時(shí)注入，井組增油量明顯，驅(qū)油效果很好。
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