一種陰-非離子表面活性劑在安塞油田長6油藏適應性研究

楊 劍，馬 健，折立軍，萬文杰，李 澤，張 蓓

（中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716000）

安塞油田自1989年注水開發以來，歷經20多年，逐步形成了具有安塞特色的低滲透油田開發技術體系，有力支撐了安塞油田的發展[1]。在目前井網條件下，通過實施井網優化、超前注水、精細注采調控、分層注水、堵水調剖等以注水為核心主體開發技術，提高了一次井網水驅采收率，目前達到了21.6%。在目前的井網條件下，現有技術很難大幅度提高油田采收率，需要探索三次采油技術。近年來圍繞剩余油定量認識，開展了大量工作，認識到安塞油田儲層平面和剖面還存在較多的剩余油[2-6]，為三次采油提高采收率奠定了基礎[7-9]。室內制備一種陰-非離子表面活性劑，通過測試評價和現場試驗，評價其對安塞油田長6油藏的適應性[10-12]。

1 實驗材料與儀器

1.1 實驗材料

一種陰離子-非離子型表面活性劑，技術指標（見表1）；安塞油田原油（密度 0.833 g/m3，黏度 35.03 mPa·s）；安塞油田注入水，具體成分（見表2）；安塞油田天然巖心。

表1 一種陰離子-非離子型表面活性劑技術指標

表2 安塞油田地層注入水組成

1.2 實驗儀器

TX-500C旋轉滴界面張力儀，北京盛維基業科技有限公司；SC-02低速離心機，安徽中科中佳科學儀器有限公司；巖心驅油模擬裝置。

2 實驗過程與結果

2.1 界面張力測試

用安塞油田采出水配制濃度為0.1%、0.3%、0.5%、0.7%、0.9%五種表面活性劑溶液，在溫度40℃、轉速5 000 r/min條件下，測試表面活性劑溶液與安塞油田原油的界面張力，結果（見表3）。由表3可知，在較高濃度下，表面活性劑溶液能將油水動態界面張力在7 min內降至10-3mN/m，而在較低濃度下，界面張力達到10-3mN/m超低界面張力所用時間增加，但是最終界面張力都維持在10-3mN/m數量級。

表3 不同濃度表面活性劑與原油界面張力的變化

在40℃下用不同礦化度的注入水配制0.5%的表面活性劑溶液，隨時間推移測得油水界面張力數據（見表4），可以看出即使在70 000 mg/L的高鹽礦化度下，油水界面張力依舊可達到超低界面張力，說明該表面活性劑具有較好的耐鹽性[13，14]。當礦化度為50 000 mg/L時，油水界面張力在10-3mN/m超低數量級維持時間最長。根據R平衡值理論[15，16]，水相（w）的電解質濃度對離子表面活性劑分子的極性基有影響。具有超低界面張力的體系存在一個含鹽度范圍[17-19]，在此范圍內體系具有超低界面張力值，而超出該濃度范圍，則界面張力上升。一般來說，油相中的表面活性劑濃度隨水相中鹽濃度的增大而增大。在低鹽濃度條件下，大部分表面活性劑存在于水相，僅有極少量的表面活性劑進入界面或油相；在高鹽濃度下，表面活性劑優先溶解于油相，僅有極少量的表面活性劑進入界面或水相。在某一中等鹽濃度時，水相和油相中的表面活性劑濃度近似相等，油水界面的表面活性劑濃度最高，界面張力最低，這一中等鹽濃度稱為最佳含鹽度。當體系處在最佳含鹽需求量狀態（表面活性劑增溶油和增溶水的能力相同）時，體系形成最低界面張力鹽濃度的增加，使更多的表面活性劑分子參與形成膠束，導致界面張力降低。但隨著鹽濃度的進一步增加，界面張力經歷一個最低值，由于表面活性劑大部分進入到了油相，油水界面吸附失去了平衡，導致界面張力的回升。

表4 礦化度對油水界面張力的影響

2.2 乳化能力測試

表面活性劑對原油具有較強的乳化能力，同時由于表面活性劑在油滴表面吸附而使油滴帶有電荷，不易重新粘回到地層表面，而被活性水夾帶著流向采油井[21，22]。以一定的轉速攪拌表面活性劑與原油混合溶液，原油乳化所需轉速越低，說明表面活性劑乳化能力越強，原油乳化最低轉速可以用來表征表面活性劑的乳化能力[20，21]（見表5）。

表5 不同表面活性劑濃度下原油乳化所需最低轉速

由表5可見，在40℃條件下，隨著表面活性劑濃度的增加，原油乳化所需的最小轉速隨之降低，說明表面活性劑濃度越高，乳化能力越強。溫度40℃，表面活性劑溶液濃度0.5%，測試在不同礦化度下的最低轉速，數據（見表6）。可以看出原油乳化的最低轉速隨礦化度的升高變化不明顯，溶液礦化度從10 000 mg/L提高至90 000 mg/L時，最低轉速僅從625 r/min下降至525 r/min。說明該表面活性劑對安塞原油的乳化能力較強。

表6 不同礦化度下原油乳化所需最小轉速

2.3 長6油藏配伍性測試

用安塞油田注入清水、采出水配制不同濃度的表面活性劑溶液，40℃下恒溫靜置24 h，觀察溶液的渾濁沉淀情況。注入清水配制濃度0.3%、0.5%表面活性劑溶液外觀清澈透明，未有絮狀物或沉淀出現?；刈⑺渲?.3%、0.5%表面活性劑溶液略微渾濁（渾濁程度與回注水本身基本一致），但未有絮狀物或沉淀出現。說明表面活性劑與現場水樣配伍性良好（見圖1）。

2.4 巖心模擬驅油實驗

選取安塞油田長6油藏天然巖心，分別用濃度0.3%、0.5%、0.7%的表面活性劑溶液進行驅油實驗，結果（見表7）。可以看出隨著表面活性劑溶液濃度的升高，表面活性劑較水驅提高采收率幅度也在加大，說明表面活性劑溶液濃度越高采收率增幅越大。但是濃度由0.3%提高到0.7%，采收率提高僅由10.41%提高到12.84%，采收率增幅僅提高了23.3%，意味著表面活性劑使用量增加一倍以上，提高采收率效果僅增加了不到25%，現場使用時需要考慮經濟效益，不可一味追求采收率的提高。

圖1 表面活性劑與安塞油田現場水樣配伍性測試結果

表7 表面活性劑驅替天然巖心的驅替效率

表8 表面活性劑驅現場試驗效果

3 現場應用結果

現場注入10個井組，對應油井見效率在50%左右，有效期7～10個月，措施后井組含水均呈現一定下降趨勢并有效的遏制了產量遞減，注水井、采油井管柱均未發現明顯結垢現象（見表8）。

4 結論

（1）實驗數據表明該表面活性劑與安塞油田長6油藏具有較好的適應性：表面活性劑與原油的最終界面張力維持在10-3mN/m數量級，耐鹽、耐溫性較好，對原油具有較強的乳化能力，并且與安塞油田注入水配伍性良好，濃度0.5%可在水驅基礎上提高采收率12%以上。

（2）現場試驗注入10個井組，對應油井含水下降3.7～6.5個百分點，有效井日增油在0.5 t以上，區域降遞減效果明顯，說明這種陰-非離子表面活性劑可以滿足安塞油田長6油藏三次采油提高采收率要求。