張天渠特低滲油藏表面活性劑驅油先導實驗研究

王薇

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南鄭州450006）

張天渠特低滲油藏表面活性劑驅油先導實驗研究

王薇

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南鄭州450006）

張天渠油田屬于特低滲油藏，其主力開發層位長2，經過近20年的注水開發，目前綜合含水84%，已進入高含水開發階段，且采出程度達到20.5%，水驅采收率標定25.0%，已達到水驅開發比較理想的效果。為進一步提高油藏的采收率，開展表面活性劑驅油技術研究，通過表面活性劑單劑優選、復配篩選、臨界膠束濃度測定，優選出4種表面活性較優的驅油體系，并進行性能評價及巖心驅替實驗。室內實驗結果表明，表面活性劑驅油技術可使張天渠油田長2儲層驅油效率提高17.7%。

張天渠油田；特低滲；表面活性劑；驅替實驗；驅油效率

張天渠油田屬特低滲油藏，其主力開發層位長2層，為構造－巖性油藏，1997年開始注水開發，先后經歷了產能建設階段、注水開發見效階段、含水上升遞減階段。長2儲層平均孔隙度15.64%，平均滲透率8.66× 10-3μm2，屬于低孔、低滲儲集層；油藏原始地層壓力12.85 MPa，壓力系數0.68，為異常低壓地層；油藏地層溫度63.5℃，地層原油密度0.745 g/cm3，原油黏度2.70 mPa·s，氣油比31.7 m3/t，體積系數1.151，地面原油密度0.859 g/cm3，原油黏度7.15 mPa·s，為低黏度原油；地層水為CaCl2型，pH平均值6.752，呈弱酸性；油田水的礦化度在62 120.16 mg/L～71 050.71 mg/L，平均66 372.6 mg/L，為高礦化度鹵化水。截至2016年底，該區塊動用含油面積4.62 km2，地質儲量256.5×104t，采出程度20.5%。但隨著開發時間的延長，張天渠油田單井產量由初期4.0 t/d下降至目前的1.1 t/d，綜合含水由36%上升至84%，為進一步提高油藏的采收率，為此開展了表面活性劑驅油先導實驗[1-6]。

1 表面活性劑篩選與評價

1.1 表面活性劑單劑優選

在70℃，模擬地層水礦化度65 000 mg/L條件下，對生物表面活性劑、氟碳類表面活性劑、陰離子表面活性劑、陽離子表面活性劑、兩性表面活性劑，共6種類型19種單劑進行測試和優選。實驗結果表明，不同類型的表面活性劑的表界面活性具有較大差別，其中非離子表面活性劑和陰離子表面活性劑降低界面張力的能力相對更高。從中篩選出CS007、CS010、CS022、CS034、CS045、CS052進行后續表面活性劑體系配方的研究（見表1）。

1.2 表面活性劑的復配篩選

1.2.1 單劑復配研究對CS007、CS010、CS022、CS034、CS045、CS052進行單劑復配實驗研究，以表面活性最佳的氟碳表面活性劑CS034作為輔劑，測試了各復配體系的表面張力。優選出CS007+CS010+CS034（生物+非+氟）、CS045+CS022+CS034（陰+非+氟）和CS045+ CS052+CS034（陰+陽+氟）三種復配體系（見表2）。

1.2.2 正交實驗優化體系配方對三種復配體系進行正交實驗優化確定最終4種超低界面張力配方，分別是生化復配表面活性劑體系DBZ-03和DBZ-04以及化學復配表面活性劑體系DBZ-05和DBZ-07（見圖1、表3）。

表1 不同類型的表面活性劑在模擬地層環境條件下的表/界面張力測定

表2 不同類型的表面活性劑復配

圖1 三種復配體系三因素四水平正交實驗結果

表3 最終形成的表面活性劑體系

2 表面活性劑性能評價

2.1 表面活性劑臨界膠束濃度測定

利用地層水配制終濃度分別為0.1%，0.2%，0.3%，0.4%，0.5%和1.0%的水溶液，利用全自動表界面張力儀測定其表面張力，以表面張力對濃度的對數作圖，曲線的轉折點即為臨界膠束濃度值。由實驗結果可知，4種表面活性劑體系的臨界膠束濃度分別是，DBZ-03為0.2%，DBZ-04為0.5%，DBZ-05為0.3%，DBZ-07為0.2%。在臨界膠束濃度下該4種表面活性劑體系均具有較強的降低表面張力的作用（見表4）。

表4 表面活性劑體系臨界膠束濃度測定

2.2 界面張力測定

將4種表面活性劑體系分別用模擬地層水配制成終濃度分別為0.2%，0.3%，0.5%、1%和2%的水溶液，測定不同濃度下液體石蠟和水樣界面張力情況。實驗結果可知，4種表面活性劑體系在CMC條件下，界面張力均能達到（10-2～10-3）mN/m（見表5）。

2.3 抗溫耐鹽性能測定

2.3.1 溫度適應性評價4種表面活性劑體系在50℃～90℃界面活性，對溫度有較好的適應性。隨著溫度的升高，界面張力變化不顯著，其中DBZ-07不論在高溫還是中溫下，都具有較高的界面活性（見表6）。

2.3.2 礦化度適應性評價DBZ-03、DBZ-04和DBZ-05表面活性劑體系在氯化鈉配制的礦化度水中，隨著礦化度的增加，界面張力略有增加，界面活性稍有下降，但變化不顯著。同時由于非模擬地層水，離子種類少，因此界面活性較在模擬水中略低。DBZ-07界面活性受礦化度影響較大，礦化度越小，界面活性越低（見表7）。

表5 表面活性劑體系界面張力測定

表6 表面活性劑體系的溫度適應性

表7 表面活性劑體系的礦化度適應性

2.4 地層水配伍性

無論在常溫條件下和高溫過夜處理后，4種表面活性劑體系均能完全溶于注入水和采出水中，形成的溶液無渾濁、分層及沉淀產生，并且具有良好流動能力，黏度與清水無異。表明與地層水具有較好的配伍能力，可以用于此溫度和礦化度條件下的表面活性劑驅油（見表8）。

表8 生化表面活性劑體系地層水配伍性

2.5 潤濕性

由表面活性劑體系處理前后的油-水接觸角變化情況可見，經過老化處理后的石英片，地層水在其表面上的接觸角為100°左右，表面呈親油性；通過表面活性劑體系溶液處理后，4種表面活性劑體系的接觸角分別為18°、25°、22°和32°，說明石英表面都由親油性變為較強的親水性。其中DBZ-03降低接觸角的效果最好，最有潛力用于表面活性劑驅油（見表9）。

表9 表面活性劑體系的潤濕性接觸角實驗

表10 表面活性劑體系對原油乳化能力測定

表11 表面活性劑體系在固-液界面吸附性的測定

2.6 乳化能力測試

72 h內DBZ-03對4種油樣的乳化效率在65%～76%，DBZ-04對4種油樣的乳化效率在44%～62%，DBZ-05對4種油樣的乳化效率在55%～73%，DBZ-07對4種油樣的乳化效率在69%～82%。總體均具有相對優良的乳化效果，其中乳化效率DBZ-07＞DBZ-03＞DBZ-05＞DBZ-04（見表10）。

2.7 吸附性

在1.5×CMC的濃度條件下，對所篩選出來的4個表面活性劑體系在固-液界面的吸附性能進行了測試，結果可知，測試的4個表面活性劑體系的吸附率都在1.44 mg/g～3.73 mg/g，所設計的表面活性劑體系總體上的吸附性較小。相對來說，由于DBZ-07配方中含有較多的陽離子表面活性劑，易與本身帶有負電荷的巖石表面產生靜電吸引，使配方中的陽離子組分大量在近井地帶富集，即所謂的“色譜分離”現象，因此其吸附量最高；而DBZ-03型生物+非離子+氟碳表面活性劑體系具有最低的1.44 mg/g的吸附量，表明所用的生物表面活性劑可以有效地避免表面活性劑在地層巖石表面的大量吸附，有利于有效地進入地層深處，達到驅替地層深處的原油的作用（見表11）。

對比DBZ-03和DBZ-07兩組表面活性劑體系在吸附前后的界面張力進行了測試，結果可知，DBZ-03型生化復配表面活性劑體系在吸附前后的界面張力基本沒有太大變化；而DBZ-07型陰陽復配表面活性劑體系界面張力在吸附后明顯上升，DBZ-07實際應用潛力較不如DBZ-03體系（見表12）。

2.8 模擬驅油實驗

表12 DBZ-03和DBZ-07表面活性劑體系在吸附前后的界面張力

表13 填砂管模擬驅替實驗結果

表14 巖心模擬驅替實驗結果

圖2 微觀蝕刻模型模擬驅油實驗

表面活性劑的界面張力性能、潤濕反轉性能、乳化性能和吸附性能都是影響表面活性劑驅油性能的重要因素。因此，對表面活性劑的驅油性能進行評價，綜合考量其驅油效率，以期獲得綜合性能更優的表面活性劑。

2.8.1 填砂管驅油實驗4種表面活性劑體系在模擬驅油實驗中，生物+非離子表面活性劑體系（DBZ-03、DBZ-04）和陰離子+非離子表面活性劑體系（DBZ-05）可以獲得更好的驅油效果；考慮DBZ-07具有超低界面張力，具有大幅度提高驅油率的潛力，將DBZ-03與DBZ-07用于填砂管驅油模擬實驗（見表13）。

2.8.2 巖心驅油實驗通過巖心驅油實驗結果可知，2種表面活性劑體系在模擬驅油實驗中，應用兩種巖心的物模實驗中，DBZ-03提高驅油效率分別為19.02%和17.71%，降低驅替壓力1.33 MPa和1.21 MPa；而用兩組巖心的物模實驗中，DBZ-07提高驅油效率分別為14.03%和13.12%，降低驅替壓力分別達1.09 MPa和1.16 MPa。可見，其中DBZ-03作用后的驅油效果最好（見表14）。

2.8.3 微觀蝕刻模型驅油實驗利用微觀蝕刻模型，對DBZ-03和DBZ-07的驅油效果進行測試（見圖2）。

由圖2可見，水驅結束后的模型中，剩余油較多，且被驅替的原油主要在主孔道附近，遠處原油基本沒有被波及；DBZ-03驅后，模型中的原油基本完全被驅除，且波及范圍大；DBZ-07驅替后，模型中剩余的原油相對較多，并且可以明顯的看到，注入品附近的原油被驅替地較干凈，但注入距離稍遠的位置，原油剩余較多。因此，可見DBZ-03是一種相對來說波及范圍更廣，驅替效果更好的驅油劑。

3 結論

（1）通過考察6種類型19種單劑降低表界面張力的能力，優選出表面活性較優的6種單劑進行復配實驗，獲得界面張力低于1.0 mN/m的3種復配體系，對性能優良界面活性較好的復配體系進行正交實驗，優化確定DBZ-03、DBZ-04、DBZ-05和DBZ-07四種最終的超低界面張力（10-2～10-3）mN/m配方。

（2）考察了4個驅油體系的臨界膠束濃度、界面張力、環境適應性、地層水配伍性、潤濕性、乳化性、吸附性及驅油性能。其中DBZ-03具有較優的性能，其臨界膠束濃度為0.2%，在2%的濃度下可將界面張力降低至10-2mN/m，與地層水有較好的配伍性，巖心實驗也表明了DBZ-03良好的驅油性能，可使采收率提高17.7%。

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［6］舒成強，蔣良群，李華斌.用生物表面活性劑提高采收率的實驗研究［J］.石油石化節能，2005，（5）：1-5.

Experimental research of surfactant flooding to improve water drive effect for Zhangtianqu ultra-low permeability reservoir

WANG Wei
（Research Institute of Engineering and Technology，North Branch Sinopec，Zhengzhou Henan 450006，China）

Zhangtianqu oilfield belongs to low permeability reservoir,the main development horizon of Chang 2 layer,after nearly 20 years of water flooding development,comprehensive water cut by 84%now,has entered high water cut development stage,and high recovery degree has reached the ideal effect of water flooding development.In order to further improve reservoir recovery factor.Research on surfactant oil displacement technology,single dose optimization by surfactant,compound with screening,determination of critical micelle concentration,selected four kinds of oil displacement system has a better surface activity,performance evaluation and core displacement experiment was carried on.Indoor experimental results show that surfactant flooding technology can make the Chang 2 layer of Zhangtianqu oilfield reservoir oil displacement efficiency is increased by 17.7%.

Zhangtianqu oilfield；ultra-low permeabilityreservoir；surfactantflooding；displacement experiment；oil displacement efficiency

TE357.46

A

1673-5285（2017）01-0118-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.01.031

2016－12-14

國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發關鍵技術”，項目編號：2016ZX05048。

王薇（1982-），工程師，本科學歷，2007年畢業于西南石油大學石油工程專業，現從事采油方面科研和生產工作，郵箱：smilev@163.com。