驅油型表面活性劑在W 油田的研究與應用

吳 婧，宋愛莉，陳維余，周際永，陳慶棟，張 宸

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

據統計，我國低滲油田資源量約占石油總資源量的22.41%，而一次采收率只能達到8%～15%，平均采油速度約0.27%，遠遠低于中高滲油田的動用率，因此盤活低滲油田的儲量資源對保障國家能源安全具有重要意義。對于長期呈現注采關系不平衡的低滲油田，地層能量存在大量虧空導致建立有效驅替的三類儲層動用更加困難，同時常規壓裂發揮的作用有限。大慶、勝利和新疆等陸地油田開展了一系列中低滲儲層壓裂滲濾的研究工作[1-3]，即采用壓裂與驅油相結合的工藝方式將大量驅油型表面活性劑注入井中，實現“能量補充+擴容解堵+高效驅油”的目的，現場應用取得較好效果。

借鑒以往陸地注驅油劑溶液壓裂施工成功案例，開展了油田壓裂用驅油型表面活性劑的適應性研究，并將優化形成的驅油劑溶液體系在W 油田首次成功應用，增產效果十分顯著。

1 驅油劑結構與性能的關系

1.1 驅油劑應用情況

目前廣泛應用的驅油劑種類有非離子表面活性劑、陰離子表面活性劑、陽離子表面活性劑和兩性表面活性劑，分別有不同的限制條件。其中非離子表面活性劑耐鹽性能優越但耐溫性不佳，陰離子表面活性劑耐溫好但耐鹽性差，兩性表面活性劑成本相對較高，陽離子表面活性劑在巖石上吸附量較大且生物毒性較強[4-6]，因此礦場常使用陰離子-非離子表面活性劑的復配體系來達到提高油藏采收率的目的，然而色譜分離效應往往使該種復配體系在實際油田應用時達不到室內研究的最佳比例協同驅油效果[7]，同時為達到較低界面活性，表面活性劑與堿復配的二元驅油體系也被廣泛應用，但該體系在地層水礦化度及硬度較高的油田使用受限。

1.2 分子結構與驅油性能的關系

結合陰離子表面活性劑和非離子表面活性劑各自的優良性能，采用合成的方式將陰離子和非離子設計在同一表面活性劑分子結構中，以陰離子表面活性劑為分子主鏈，在親水頭基和親油尾鏈之間嵌入非離子鏈段的方式制備陰離子-非離子驅油型表面活性劑。化驗分析表明，W 油田產出原油中石蠟含量高，膠質、瀝青質含量少，室溫下呈凝固狀態，根據相似相溶原理，驅油型表面活性劑的尾鏈應在盡可能延長且結構穩定的前提下以提高親油性和耐溫性能；針對地層水和注入水高鹽高硬度的特點，親水基在常見的磺酸基、羧酸基、硫酸基、磷酸基中選擇生物易降解、穩定性優越的羧酸基團[8]。

研究合成的驅油型表面活性劑分子式見（1），分子鏈段中嵌入了聚氧乙烯（EO）、聚氧丙烯（PO）等非離子片段。其中EO 的加入不僅能夠降低表面活性劑的克拉夫特點，使其更容易形成膠束，還能與地層水中的陽離子（如鈣離子）產生類似絡合效應[9-11]，在增加驅油劑分子水化能力的同時削弱了離子頭基與配液水中高價金屬陽離子的相互作用；PO 作為親油基團則可以延長分子疏水鏈。通過調節EO-PO 鏈結的數量不僅能在增強表面活性劑與油、水相互作用的同時，更能進一步增強耐鹽性能。

2 室內性能評價

2.1 實驗材料及特征

實驗用原油：W 油田平臺產出原油，投產初期原油性質較好，地面原油黏度為4.9～13.3 mPa·s，石蠟含量高，膠質、瀝青質含量少，隨著開發的進行，輕質油組分容易流動最先開采出來，重質油組分如長鏈烷烴、芳香烴、石蠟等，黏滯吸附在油藏中殘留形成的“死油”更加難以流動，常溫下呈凝固狀態。

實驗用礦場水：油田地層產出水及平臺納濾注入水均屬于高礦化度級別，兩者7 種離子分析見表1。

表1 水樣離子分析 單位：mg·L-1

其他實驗材料：航空煤油（密度0.78 g/cm3）、驅油型表面活性劑（有效含量50%）、配制模擬水、蒸餾水等備用。

2.2 實驗設備

實驗設備：TX500C 界面張力儀、接觸角測定儀、巖心驅替實驗儀、恒溫烘箱、恒溫水浴鍋、高速攪拌器、便攜式濁度計等。

2.3 室內評價實驗方法

2.3.1 配伍性 將油田注入水配制的驅油型表面活性劑溶液與地層水按照體積1∶1 的比例攪拌混合，測試其配伍性。

2.3.2 界面張力 按照SY/T 5370—2018 表界面張力測定方法中旋轉滴法測量驅油劑溶液與油田脫水脫氣原油的界面張力值。

2.3.3 潤濕性 潤濕性的衡量指標是通過接觸角測定儀測定的潤濕角，即注射器將液滴滴在光滑的巖心端面上，從三相接觸處作液-氣界面切線與固-液界面切線形成的夾角。

2.3.4 乳化及破乳 參考SY/T 7627—2021 水基壓裂液中破乳實驗方法，將原油與驅油劑溶液90 ℃預熱20 min 后，按照1∶1 的比例混合，經高速攪拌10 min 后倒入量筒內并置于95 ℃水浴中（油藏溫度高于95 ℃時，溫度設為95 ℃），記錄其破乳過程。

2.3.5 驅油效率 以恒定流速進行水驅油的物模驅替實驗（注入油為航空煤油與原油配制的模擬油，注入水為模擬地層水），得到驅油效率，接著注入納濾注入水配制好的0.3%驅油劑溶液到巖心中，注入體積為2 PV，靜置12 h 后再次進行水驅實驗，得到驅油效率。

2.4 實驗結果

2.4.1 配伍性 實驗表明：該驅油型表面活性劑與油田地層水有良好的配伍性，肉眼觀察兩者混合后溶液中沒有明顯不溶物和沉淀物產生，圖1 為不同濃度驅油劑溶液與地層水1∶1 混合后測得的濁度，數值均在10以下，因此該驅油劑體系與該油田儲層配伍性較好。

圖1 不同濃度驅油劑溶液與地層水混合后的濁度

2.4.2 界面活性與穩定性 使用TX500C 界面張力儀測定目標油田原油與驅油劑溶液之間的界面活性，實驗結果見圖2，驅油型表面活性劑與目標油田原油在80 ℃下（實驗儀器溫度限制），當濃度小于0.3%時，界面張力值隨驅油劑溶液濃度的增加而大幅度降低，當濃度等于0.3%時，可達到10-3mN/m 超低界面張力級別，當濃度大于0.3%時，界面張力值降低幅度很小，基于施工成本及室內評價結果考慮，建議驅油劑溶液的最佳濃度為0.3%。

圖2 不同濃度驅油劑溶液與原油的界面張力

將用納濾注入水配制好的0.3%驅油劑溶液裝入帶有聚四氟乙烯的耐溫耐腐蝕的老化管中，密封好后放置于130 ℃烘箱中靜置老化，分別在第1 d、2 d、3 d、4 d、5 d、6 d、7 d、8 d、14 d 檢測驅油型表面活性劑溶液與原油的界面張力值（圖3）。

圖3 驅油型表面活性劑溶液與原油界面張力隨時間變化

實驗表明：驅油型表面活性劑的耐老化性能良好，在130 ℃、24 338.00 mg/L 老化條件下與原油的界面張力隨時間的變化關系見圖3，界面張力值隨老化時間的增加略有上升，但始終保持在（1～4）×10-3mN/m，14 d后仍在超低范圍，因此其耐溫耐鹽性能穩定。

2.4.3 潤濕性改變 為驗證驅油型表面活性劑對儲層巖石表面潤濕性的影響，采用座滴法測量不同濃度驅油型表面活性劑溶液與處理后巖心薄片的接觸角值，待測溶液使用平臺納濾注入水配制，接觸角變化情況見圖4。

圖4 不同濃度驅油型表面活性劑的接觸角變化

根據實驗數據可知，巖心本身呈弱親油性，該驅油型表面活性劑具有較好的潤濕改變性能，隨著溶液濃度的增加，接觸角先減小后小幅增加，在0.3%時接觸角由108.0°降低至53.2°，達到最低值，將巖心薄片從弱親油性轉變為親水性。

2.4.4 乳化及破乳 表面活性劑的乳化性能常用乳化水率與析水率來表征，兩者隨時間的變化及初期的乳化水率特征值可評價表面活性劑的乳化能力，乳化水率越高，析水時間越長，表明在表面活性劑的作用下油水乳化結合得越強，但由于平臺產出液處理流程及空間限制，油水乳狀液在規定時間內破乳脫水情況也相當重要。

不同濃度驅油型表面活性劑與原油的乳化及破乳實驗結果見圖5、圖6，驅油型表面活性劑濃度增大，析水量達到1 mL 所需的時間減少，5 min 時的乳化水率降低，油水乳化能力減弱；當濃度大于0.3%時，乳狀液穩定性大幅降低；當破乳時間達到2 h 時，除0.1%濃度的驅油型表面活性劑乳狀液外，乳化水率均能降到10%以內，破乳性能良好。

圖5 不同濃度驅油型表面活性劑的油水乳化實驗

圖6 乳化水率隨時間變化

2.4.5 驅油效率 為模擬驅油型表面活性劑對地層實際水驅油的增效情況，采用室內物模驅替實驗進行模擬，綜合前面幾項評價指標，驅油型表面活性劑使用最優濃度為0.3%，將與儲層滲透率相近的巖心先飽和模擬地層水，巖心物性參數見表2。實驗用油為航空煤油與平臺原油混合配制的模擬油，黏度為6.2 mPa·s，驅替水采用礦場取回的平臺納濾注入水，實驗溫度為70 ℃。

表2 巖心物性參數

巖心驅油實驗結果見圖7、表3，整個驅油過程分為三個階段：在前水驅階段，以0.1 mL/min 水驅注入1.78 PV，階段驅油效率為26.54%，注入端壓力最終穩定在1.29 MPa；在驅油劑溶液驅階段，以0.1 mL/min驅替速度累計注入0.3%驅油劑溶液2.07 PV 后靜置老化12 h；在后水驅階段，以相同注入速度水驅注入2.58 PV，壓力穩定值為0.81 MPa，最終累計驅油效率40.35%，比純水驅增加了13.81%。

圖7 物模實驗驅油動態圖

表3 巖心驅油效率實驗結果

巖心驅替實驗結果表明，該驅油劑溶液有良好的洗油效果，可在純水驅的基礎上提升13.81%的驅油效率，同時，巖心經過驅油劑溶液的充分沖洗及靜置老化后，水驅壓力降低了37.2%。

2.4.6 驅油劑溶液體系配方優化 通過上述實驗，優選驅油型表面活性劑的濃度為0.3%，為保證驅油劑溶液體系的防膨、造縫性能（表4），考慮增加黏土穩定劑和減阻劑兩個組分到驅油型表面活性劑溶液中進行復配，最終優化形成的驅油劑溶液體系配方為：納濾注入水+0.3%驅油型表面活性劑+0.3%防膨劑+0.1%減阻劑。

表4 驅油劑溶液體系其他性能指標

3 現場應用

施工油井位于W 油田南三區塊，儲層孔隙度12.2%～15.4%，滲透率1.6～6.2 mD，射孔厚度為44.2 m，西部、北部毗鄰斷層，與一口井形成注采系統且動態連通性差，地層能量長期虧空。該井初期產量遞減快，低液量生產特征明顯，停產前平均日產液21.7 m3，日產油18.6 m3，重復射孔增產效果不佳。

2022 年5 月該井實施分段塞壓裂施工作業，入井材料采用驅油劑溶液體系+凍膠加砂壓裂液體系，在高壓體積造縫連通剩余油區域、補充地層能量虧空的同時達到協同驅油的效果，其中驅油劑溶液施工分為7段，一共注入約12 000 m3，施工排量最大為6 m3/min。

注驅油劑溶液作業完后繼續開展凍膠加砂壓裂，接著關井2 d 后投產，開井生產情況見圖8，截至2022 年7月31 日，日產液145.0 m3，日產油97.5 m3，日產液是措施前的6.7 倍，日產油是措施前的5.2 倍，產量大幅提升的同時含水率也逐步降低，取得良好增產增油效果。

圖8 施工井作業后生產情況

4 結論

（1）通過對目標油藏溫度及儲層流體性質分析，從分子鏈結構和基團性能入手，設計了耐高溫高鹽的陰離子-非離子型驅油表面活性劑。

（2）實驗表明該驅油劑溶液具有超強的界面活性，0.3%濃度即可與原油達到10-3mN/m 級別的界面張力，在130 ℃、26 061.73 mg/L 條件下具有良好的耐老化性能，同時可改善巖石的潤濕性，乳化及破乳性能良好，室內測試驅油效率可提高13.81%。

（3）室內研究的驅油劑溶液體系在W 油田單井進行了現場應用，日產液為措施前的6.7 倍，日產油為措施前的5.2 倍，該次施工案例表明：對于低孔低滲、地層能量虧空的油藏來說，注驅油劑溶液壓裂技術可盤活低產低效井，是一項很好的油田增油上產措施。