超低界面張力強乳化復合驅油體系在低滲透油藏中的應用

楊森 ，舒政 ，閆婷婷 ，陳剛 ，4，盧申輝 ，杜巍

（1.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500；2.中國石化華東石油工程有限公司國際業務項目部，江蘇 南京 210036；3.中國石油新疆油田分公司準東采油廠，新疆 阜康 831500；4.延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西 延安 716000；5.中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院，山東 東營 257015；6.中國石油華北油田分公司勘探開發研究院，河北 任丘 062552）

0 引言

注水開發是低滲透油藏最主要的開發方式，但隨著各大油田注水開發時間的延長，逐漸出現了油井含水率升高、見水速度快、產油量下降等問題，導致注水開發整體驅油效率的下降［1-4］。因此，如何進一步提高低滲透油藏水驅開發后的采收率成為各大油田所面臨的一項重要的現實問題，而表面活性劑驅油技術是目前應用較多、有前景的一種化學驅油技術［5-9］。

表面活性劑的界面張力是考察其作為驅油劑的一項重要指標，較低的界面張力可以使毛細管力大幅減小，并且可以有效降低原油的黏附力和啟動壓力梯度，從而提高原油采收率。同時，研究結果表明［10-15］，驅油劑的乳化能力對采收率的提高也起著十分重要的作用。注入地層中的驅油劑與原油通過乳化作用可以形成具有一定黏度的乳狀液，有效改善流度比，大粒徑的乳狀液滴可以在一定程度上封堵儲層中的大孔隙，擴大后續流體的波及體積；此外，驅油劑的乳化作用可以使黏附在巖石表面的原油剝落、分散，易于流動，從而提高洗油效率。因此，在低滲透油藏化學驅油過程中，不僅需要關注驅油劑的界面活性，還需要兼顧其乳化性能［16-18］。由于單一的表面活性劑很難同時兼具良好的界面活性和乳化能力，所以使用復合表面活性劑是低滲透油藏化學驅油過程中比較常用的技術手段。

本文以準噶爾盆地B油田M區塊低滲透儲層為研究對象，在分析目標區塊基本概況的基礎上，通過對不同類型表面活性劑的界面活性以及乳化性能進行評價，優選出適合目標區塊的復合驅油體系，評價了其驅油性能，并開展了現場應用試驗。

1 目標區塊概況

B油田位于準噶爾盆地東北部，該油田M區塊屬于典型的低孔、低滲油藏，區塊含油面積為3.16 km2，石油地質儲量為237×104t。油層之間的連通性較好，油層厚度平均10.3 m，儲層孔隙度為7.85%～15.61%，平均 12.64%，儲層滲透率為 2.37×10-3～67.32×10-3μm2，平均 19.46×10-3μm2。油層溫度在 50 ℃左右，平均地層原油黏度低于2 mPa·s，地層水為CaCl2型。該區塊經過20多年的開發后，逐漸進入中—高含水開發階段，目前該區塊內采油井的綜合含水率已經達到75%以上，且含水率有進一步上升的趨勢，產油量遞減速度較快，采出程度低，水驅開發效率逐漸下降，需要采取更加高效的提高采收率技術措施。

2 實驗

2.1 材料及儀器

實驗材料：非離子型表面活性劑6501，AEO-3，海安石油化工廠；陰離子型表面活性劑AES，S12，廣州聚順化工有限公司；兩性離子型表面活性劑BS-16，LS-100，濟南浩然化工科技有限公司；雙子表面活性劑GMS-101，GMS-102，實驗室自制；乳化劑 SOE-1，實驗室自制；儲層脫氣原油（50℃下黏度為1.75 mPa·s，密度為0.841 g/cm3）；模擬地層水（礦化度為35 175 mg/L）；儲層天然巖心（長度和直徑分別為7.0，2.5 cm）。

實驗儀器：TX-500C型旋轉滴界面張力儀、SH122型自動乳化儀、CK-1型巖心抽真空飽和實驗裝置，以及多功能巖心驅替實驗裝置。

2.2 方法

2.2.1 界面張力測定

使用TX-500C型旋轉滴界面張力儀測定不同驅油劑溶液與儲層脫氣原油之間的界面張力值，實驗溫度為50℃。

2.2.2 乳化性能評價

將儲層脫氣原油和不同類型的驅油劑溶液按3∶7的質量比進行混合，然后使用SH122型自動乳化儀在溫度為50℃、轉速為30 r/min的條件下攪拌10 min，再在50℃下放置不同時間，記錄析出水相的體積，并計算分水率（析出水相體積與混合液中初始水相總體積的比值），以此評價驅油劑溶液的乳化性能。

2.2.3 驅油性能評價

1）將柱狀天然巖心洗油、烘干后稱重，測定其初始氣測滲透率，然后抽真空，飽和模擬地層水，計算孔隙體積和孔隙度，備用；2）在50℃條件下將巖心飽和儲層脫氣原油，注入速度為0.03 mL/min，飽和原油結束后關閉巖心驅替裝置的進出口閥門，50℃恒溫、老化24 h后，備用；3）使用模擬地層水驅替飽和原油后的巖心，驅替流速為0.3 mL/min，驅替至巖心出口端含水率達到98%以上為止，記錄驅替過程中含水率、壓力以及驅油效率的變化情況；4）繼續以相同的流速注入0.5 PV的驅油劑溶液，后續水驅至含水率達到98%以上為止，持續記錄驅替過程中含水率、壓力，以及驅油效率的變化情況，并計算最終的驅油效率。

2.3 結果與討論

2.3.1 不同驅油劑溶液界面張力值

參照2.2.1節中的實驗方法，使用模擬地層水分別配制質量分數為0.3%的不同類型的驅油劑溶液，測定其與儲層原油之間的界面張力，實驗結果見圖1。

圖1 不同驅油劑溶液界面張力隨時間的變化情況

由圖1可以看出：AEO-3，AESd的界面活性較差，油水穩定的界面張力為10-1mN/m數量級；6501，S12，BS-16，LS-100，SOE-1的界面活性一般，油水穩定的界面張力為10-2mN/m數量級；GMS-101，GMS-102的界面活性較好，油水穩定的界面張力可以維持在10-3mN/m數量級，達到了超低界面張力的水平。單從驅油劑界面活性的角度考慮，雙子表面活性劑GMS-101和GMS-102更適合于作為低滲透油藏提高采收率的驅油劑。

2.3.2 不同驅油劑溶液乳化性能

參照2.2.2節中的實驗方法，評價了質量分數為0.3%的不同類型的驅油劑溶液對儲層原油的乳化性能，實驗結果見圖2。

圖2 不同驅油劑溶液乳化性能評價結果

由圖2可以看出：S12，BS-16，LS-100的乳化性能較差，120 min時的分水率均達到了90%以上；AEO-3，GMS-101，GMS-102的乳化能力一般，120 min時的分水率在 60%～80%；6501，AES的乳化性能較好，120 min時的分水率在40%～60%；SOE-1的乳化能力最強，120 min時的分水率在10%以下。而單從驅油劑乳化性能的角度考慮，SOE-1，6501，AES更適合于作為低滲透油藏提高采收率的驅油劑。

2.3.3 復合驅油體系的確定

化學驅油劑體系的界面張力和乳化能力都會影響原油的采收率，因此，為了找到兼具良好界面活性和乳化能力的驅油劑體系，室內根據以上不同驅油劑溶液的界面活性以及乳化性能的評價結果，開展了使用復合表面活性劑作為驅油體系的研究。選擇界面活性較好的 GMS-101，GMS-102和乳化性能較強的 SOE-1，6501，AES進行復配，以總質量分數0.3%為標準，考察了不同復合驅油體系的界面活性和乳化性能，實驗結果見表1。

表1 不同復合驅油體系界面活性和乳化性能

由表1可以看出：GMS-101和SOE-1復配后的效果最好，且隨著復合體系中GMS-101加量的增大，界面張力值逐漸降低，乳化分水率逐漸升高；當兩者按1∶1（即 0.15%GMS-101+0.15%SOE-1）進行復配時，界面張力值可以達到10-3mN/m數量級，同時120 min分水率在25%以下，在保證良好界面活性的同時，還能具有較強的乳化能力。此外，GMS-101和SOE-1按1∶1復配時，隨著其總質量分數的不斷增大，界面張力先降低，然后稍有升高；當其總質量分數為0.3%時，界面張力值達到最低，并且此時的乳化能力較強。因此，綜合考慮復合驅油體系的界面活性、乳化性能，以及成本等因素，選擇復合驅油體系的配方為0.15%GMS-101+0.15%SOE-1。

2.3.4 驅油性能評價結果

參照2.2.3節中的實驗方法，評價了復合驅油體系的驅油性能，并與單獨注入GMS-101和SOE-1的驅油效果進行了對比，實驗結果見表2和圖3—5。

表2 不同驅油體系的驅油效果

圖3 單獨雙子表面活性劑GMS-101驅油效果

圖4 單獨乳化劑SOE-1驅油效果

圖5 復合驅油體系驅油效果

由表2可知，4塊滲透率相近的巖心水驅油效率均在43%左右，注入相同孔隙體積、不同類型的驅油劑后，巖心的驅油效率提升幅度差距較大。其中：注入具有超低界面張力的驅油劑0.3%GMS-101后，驅油效率僅提升7.6百分點，驅油效果較差；注入具有較強乳化能力的驅油劑0.3%SOE-1后，驅油效率提升13.8百分點，驅油效果一般；而注入具有超低界面張力和較強乳化性能的復合驅油體系0.15%GMS-101+0.15%SOE-1后，驅油效率提升了21.7百分點，驅油效果較好；注入具有乳化能力較強、而界面活性一般的復合驅油體系0.1%GMS-101+0.2%SOE-1后，驅油效率提升了17.2百分點。由此可見，同時提高驅油體系的界面活性和乳化能力可以有效提升其驅油效率。

由圖3可見，SC-1號巖心水驅油后注入0.5 PV的0.3%GMS-101，含水率出現一定程度的下降，驅油效率小幅上升，驅替壓力明顯下降。這是由于GMS-101具有較強的界面活性，可以降低注入流體的流動阻力，使得驅替壓力降低，同時會一定程度地提高驅油流體的洗油效率，但較低的界面張力會使水驅后的竄流程度進一步加劇，使得后續流體無法更多地波及到巖心中的殘余油，從而導致驅油效率不高。

由圖4可知，SC-2號巖心水驅油后注入0.5 PV的0.3%SOE-1，含水率出現明顯下降，驅油效率提升明顯，驅替壓力明顯升高。這是由于乳化劑SOE-1在注入巖心后可以與原油形成比較穩定的乳狀液，改善驅油流體的流度比，乳狀液滴可以對巖心孔隙中大孔道產生一定的封堵作用，局部調整巖心的吸液剖面，使后續注入流體更多地波及到巖心中的殘余油和剩余油，提高波及效率，因此具有較高的驅油效率。

由圖5可知，SC-3號巖心水驅油后注入0.5 PV的0.15%GMS-101+0.15%SOE-1，與單獨注入GMS-101和SOE-1的巖心相比，含水率下降幅度更大，驅油效率提升幅度更大，驅替壓力小幅升高。這是由于復合驅油體系0.15%GMS-101+0.15%SOE-1不僅具有良好的界面活性，還具有較強的乳化能力。驅油體系注入地層后，在通過乳化作用將巖心孔隙中的原油不斷聚并、分散以及運移的過程中，可以使巖心含水率降低的時間延長。另外，復合驅油體系能在提高波及效率的同時，還具有較強的洗油能力，可以將殘留在巖心小孔隙中的原油更多地驅替出來，從而大幅度提升驅油效率。

綜合以上研究結果可以看出，對低滲透油藏巖心而言，驅油體系乳化能力的強弱對驅油效率的提升幅度影響較大，因此，應盡可能選擇兼具良好界面活性和乳化能力的驅油體系，以最大程度地提高低滲透油藏的化學驅油效率。

3 現場應用效果

針對B油田M區塊水驅開發效率較低的問題，自2016年1月開始決定在該區塊內采取化學驅油提高采收率現場試驗，驅油劑選擇研制的超低界面張力強乳化復合驅油體系，驅油劑為0.15%GMS-101+0.15%SOE-1，區塊內共設計注入井4口，GMS-101和SOE-1的總用量均為240 t，累計注入時間設計為780 d。通過監測該區塊內對應油井的生產動態，在注入超低界面張力強乳化復合驅油體系3個月后，區塊整體見效，與措施前相比，油井呈現出“兩升一降”的特征，即產液量和產油量顯著提升，含水率明顯下降。至2018年3月，區塊內6口油井的見效率達到100%，其中各油井具體的生產參數見表3。

表3 區塊內油井試驗前后產量及含水率變化情況

由表3可知，M區塊采取注入超低界面張力強乳化復合驅油體系試驗后，6口油井的平均產液量由試驗前的10.35 t/d升高至13.33 t/d，平均產油量由試驗前的2.35 t/d升高至5.04 t/d，提升了1倍多，平均含水率由試驗前的77.3%降低至62.2%，含水率降低幅度較大。這說明研制的超低界面張力強乳化復合驅油體系具有良好的降水增油效果，能夠滿足低滲透油藏水驅開發后繼續提高采收率的需求，具有較好的推廣應用前景。

4 結論

1）通過對驅油劑的界面活性和乳化性能進行綜合評價及優選，研制出一種具有超低界面張力和較強乳化能力的復合驅油體系，配方為0.15%GMS-101+0.15%SOE-1。

2）驅油性能評價結果表明，低滲透油藏天然巖心水驅油后繼續注入0.5 PV的復合驅油體系，可使驅油效率提高21.7百分點，而單獨注入驅油劑GMS-101和SOE-1后驅油效率分別提高7.6百分點和13.8百分點，復合驅油體系的驅油效果明顯更好。

3）現場應用試驗結果表明，M區塊實施復合驅油體系現場施工措施后，6口油井的平均日產液量和平均日產油量均明顯升高，平均含水率顯著降低，達到了良好的現場施工效果。